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INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 1
INSTITUTO TECNOLÓGICO
SUPERIOR DE VENUSTIANO CARRANZA
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS
______ CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS
_______“INFORME TÉCNICO”
PRESENTA:
Grupo 8° A
ASESOR ACADÉMICO:
ING. GERARDO MANUEL ESCOBAR CABRERA
VILLA LÁZARO CÁRDENAS, PUEBLA. MAYO 2014
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 2
ÍNDICE TEMÁTICO
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES ................................................................................ 5
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................... 7
CAPÍTULO I: GENERALIDADES ............................................................................ 8
1.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 8
1.2 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 9
1.3 OBJETIVOS ...................................................................................................... 9
1.3.1 General................................................................................................................................. 9
1.3.2 Específicos ........................................................................................................................ 10
1.4 METODOLOGÍA ........................................................................................... 10
1.4.1 Flujo de trabajo ................................................................................................................. 12
1.5. ANTECEDENTES .......................................................................................... 13
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ......................................................................... 15
2.1 ¿QUÉ ES UNA CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS (CEY)?
.............................................................................................................................. 15
2.1.1 ¿Cómo se realiza una CEY? .......................................................................................... 15
2.1.2 ¿Cuándo ocupamos una CEY? ...................................................................................... 16
2.1.3 ¿Por qué se lleva a cabo una CEY? ............................................................................. 19
2.2 CARACTERIZACIÓN INTEGRAL DE YACIMIENTOS .................................... 20
2.3 CARACTERIZACIÓN ROCA-FLUIDO............................................................. 27
2.4 CARACTERIZACIÓN SÍSMICA ...................................................................... 31
2.5 CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA ............................................................. 34
2.5.1 Porosidad ........................................................................................................................... 34
2.5.1.1 Clasificación de la porosidad ......................................................................... 34
2.5.1.2 Factores que afectan la porosidad. ............................................................... 37
2.5.2 Permeabilidad ................................................................................................................... 37
2.5.2.1 Cálculo de la permeabilidad .......................................................................... 39
2.5.2.2 Tipos de permeabilidad ................................................................................. 40
2.5.3 Saturación de fluidos ....................................................................................................... 44
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 3
2.5.3 Capilaridad ......................................................................................................................... 46
2.5.4 Tensión superficial e interfacial ...................................................................................... 46
2.5.5 Presión capilar .................................................................................................................. 47
2.6 MODELO GEOLÓGICO .................................................................................. 48
2.6.1 Modelo geológico conceptual ......................................................................................... 48
2.6.2 Modelo estructural ............................................................................................................ 49
2.6.3 Modelo estratigráfico ........................................................................................................ 54
2.6.4 Modelo litológico ............................................................................................................... 59
2.6.5 Modelado de litofacies ..................................................................................................... 60
2.6.6 Modelado de propiedades petrofísicas ......................................................................... 60
2.6.7 Heterogeneidades del yacimiento .................................................................................. 62
2.6.8 Enfoques más exitosos para la caracterización de yacimientos ............................... 63
2.6.9 Software disponible para realizar un modelo geológico ............................................. 64
2.7 GEOQUÍMICA EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ......... 66
2..7.1 Geoquímica de reservorio ............................................................................... 67
2.7.2 Reflectancia de la vitrinita ................................................................................ 67
2.8 AMARRE DE POZOS/CORRELACIÓN DE HORIZONTES ............................ 68
2.8.1 Correlación de horizontes ............................................................................................... 69
2.9 VOC/MODELO GEOCELULAR ....................................................................... 72
2.9.1 Objetivo del modelo celular ............................................................................................. 72
2.9.2 Planteamiento del problema ........................................................................................... 72
2.9.3 Antecedentes y objetivos ................................................................................................ 75
2.9.4 ¿Cómo tener una plataforma geocelular que mejore las estrategias? .................... 77
2.9.5 Fase estática ..................................................................................................................... 77
2.9.6 Sugerencias para una mejor práctica ............................................................................ 80
2.10 GEOESTADÍSTICA ....................................................................................... 82
2.11 LAS 3P’S ....................................................................................................... 86
2.11.1 Probadas (P1) ................................................................................................................. 86
2.11.2 Probables (P2) ................................................................................................................ 87
2.11.3 Posibles (P3) ................................................................................................................... 87
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 4
2.11.4 Métodos para determinar reservas. ............................................................................ 87
CAPITULO III: RESULTADOS Y ANÁLISIS/DISCUSIÓN ..................................... 90
3.1 RESULTADOS ..................................................................................................................... 90
3.1.1 Resultados de la caracterización Roca- Fluido ................................................ 90
3.1.2 Resultados de Caracterización Sísmica ........................................................... 90
3.1.3 Resultados de caracterización petrofísica ........................................................ 97
3.1.4 Resultados del Modelo Sedimentario-Litológico ............................................... 98
3.1.5 Resultados del Modelo Estructural ................................................................... 99
3.1.6: Resultados del modelo estratigráfico ............................................................ 100
3.1.7 Resultados de amarres de pozos ................................................................... 101
3.1.8 Resultados de correlación de horizontes ....................................................... 101
3.2 DISCUSIÓN ........................................................................................................................ 102
CAPITULO IV: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................. 104
4.1 CONCLUSIONES .............................................................................................................. 104
4.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 106
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 107
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 5
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración I: En el flujo de trabajo, se representan dos caminos diferentes para la
modelización de reservorios: el no integrado o clásico y el integrado de la Estadística
Integral Autocorrelacionada y la Simulación Numérica Dinámica Integral. ........................... 21
Ilustración II: Estática Integral Autocorrelacionada a Escala de las Heterogeneidades
Resolución de la información (Galacho N. 2003) ...................................................................... 23
Ilustración III: Flujo de trabajo. Ciclos de integración. ............................................................ 25
Ilustración IV: Entrenamiento de la red neuronal (Nielsen, I. 2002) ..................................... 32
Ilustración V: Escala PHIE decimal 0 a 0.26 (Nielsen, I. 2002) ............................................ 33
Ilustración VI: representación de permeabilidad vertical (Kv) y permeabilidad horizontal
(Kh) (torres J. 2010) ....................................................................................................................... 41
Ilustración VII: Ejemplo de un modelo geológico conceptual de abanicos submarinos del
paleocanal de Chicontepec. Walter (1978), (“Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec
Turbiditas, 2008). ............................................................................................................................ 49
Ilustración VIII: Diagrama de trabajo para la generación de un modelo estructural (Vail, et
al., 1977). ......................................................................................................................................... 50
Ilustración IX: Modelo estructural de los sectores SBIE y del SSPB de la CTM. Sección
que muestra la erosión del Eoceno en el paleocanal Bejuco La Laja de la Cuenca
Tampico Misantla (“Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, Aguilar, 2008). ... 53
Ilustración X: Ejemplo de un modelo estructural de los sectores SBIE y del SSPB de la
CTM. a. Sección restaurada b. Sección Regional estado actual de la cuenca Tampico
Misantla ( Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, 2008). ................................... 53
Ilustración XI: Columna estratigráfica del área de Chicontepec (Art. Actualización del
modelo geológico de AFC, 2008). ............................................................................................... 55
Ilustración XII: Reflexiones en límites de secuencias sísmicas (Vail, et al. 1977). ............ 56
Ilustración XIII: Ejemplo de corte de un modelo de facies donde se destacan los aspectos
de tipo estratigráfico previamente definidos (Art. Actualización del modelo geológico AFC,
Aguilar, 2008). ................................................................................................................................. 58
Ilustración XIV: Modelo estratigráfico sedimentológico (Vail, et al., 1977). ........................ 59
Ilustración XV: Modelo de porosidad efectiva (PHIE), (“Actualización de modelo
geológico AFC, Aguilar, 2008). .................................................................................................... 61
Ilustración XVI: Modelado Geológico y Caracterización de Yacimientos, para realizar
actividades de recopilación, edición, análisis e interpretación de información sísmica,
geológica, petrofísica y de pozos, para representar de forma precisa las leyes físicas de
un yacimiento, sus límites y sus estructuras internas, mediante el uso de software
especializado, cuyo modelo final es la base para la administración de un yacimiento
petrolero. (Navarro, 2005). ........................................................................................................... 61
Ilustración XVI: Ejemplo de amarre de pozos por correlación estratigráfica PREA (Pozos
PRE-6097_PRE-3865 Leal, 2008). .............................................................................................. 69
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 6
Ilustración XVIII: Ejemplo de sección sísmica en tiempo con horizontes interpretados
(“Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, Aguilar, 2008). ..................................... 70
Ilustración XIX: Ejemplo de Configuración estructural en tiempo de los horizontes
interpretados (“Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, Aguilar, 2008). ............ 71
Ilustración XX: evaluación petrofísica avanzada de un pozo del área de estudio (A.
Ortuño, 2013). ................................................................................................................................. 84
Ilustración XXI: malla poblada con la variable de porosidad secundaria y permeabilidad
de matriz en un modelo estático de un campo del área de estudio. (Ortuño, 2010). .......... 85
Ilustración XXII: Sección sísmica transversal a la estructura principal de la Faja de Oro
Terrestre que muestra el horizonte sísmico principal. (Pemex APPRA 2014) ..................... 91
Ilustración XXIII: Línea sísmica representando facies litológicas y paleontológicas de
acuerdo al tipo de ambiente y la formación geológica a la que pertenece, esto es una
correlación. (Pemex APPRA 2014). ........................................................................................... 91
Ilustración XXIV: Horizonte interpretado y generando el mapa del área deseada para el
estudio, donde se aplica la extracción del atributo sísmico, se interpola, suaviza y
posteriormente se corrige la velocidad y profundidad de los pozos. (Pemex APPRA 2014)
........................................................................................................................................................... 92
Ilustración XXV: Aplicando los atributos de amplitud (Pemex APPRA 2014) .................... 93
Ilustración XXVI: Aplicando la extracción de atributos (RMS) y suavizado para
determinar una localización prospecto. (Pemex APPRA 2014). ............................................. 94
Ilustración XXVII: Velocidad calculada en el Well Data Manager y metidos al software
Landmark en el mapa de pozos para convertir en mapa de velocidad. (Pemex APPRA
2014)................................................................................................................................................. 95
Ilustración XXVIII: Mapa de velocidad procesado en el software Landmark que indica la
rapidez de propagación de las ondas en las capas de las rocas. (Pemex APPRA 2014) 95
Ilustración XXIX: Horizontes tope y base del Modelo estático donde se presentan los
pilares de fallas asociados a los planos de falla dentro del intervalo de interés.
Profundidad en pies. (Arellano 2006) .......................................................................................... 96
Ilustración XXX: Horizontes tope y base del modelo 3D donde se presentan los planos
de fallas dentro del intervalo de estudio desde una perspectiva este-oeste. Profundidad en
pies. (Arellano 2006) ...................................................................................................................... 97
Ilustración XXXI: Tipo de roca obtenida en el registro (Díaz R. 2006). ............................... 98
Ilustración XXXII: Vista en 3D de la distribución de litofacies (Díaz R. 2006). ................... 99
Ilustración XXXIII: Modelo estructural de un conjunto de fallas y plegamientos (Kelkar,
2002)............................................................................................................................................... 100
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 7
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla I: Resultado global. Muestra la desviación real de los diferentes modelos que conforman el
modelo geo celular (Isaac Cols, 2004)……………………………………………………………………73
Tabla II: Modelo estratigráfico (Isaac Cols, 2004)………………………………………………………79
Tabla III: Incertidumbre matriz modelo geocelular (Isaac Cols, 2004)………………………………..79
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 8
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCIÓN
La optimización de la explotación de un campo petrolero tiene como objetivo
maximizar el valor económico del recurso que se extrae a través de la
implementación de tecnología desde y durante la recuperación primaria,
secundaria. Este proceso de optimización se debe basar en la simulación de
escenarios del comportamiento del yacimiento-pozo-sistema superficial para
seleccionar la mejor opción de explotación, sin olvidar el punto de vista
económico. Una simulación confiable requiere un conocimiento de las propiedades
de roca y del movimiento de fluidos del yacimiento, tanto en el sentido área como
en el vertical.
Por ende la caracterización estática de un yacimiento se puede definir como el
proceso mediante el cual se identifican y evalúan los elementos que afectan la
explotación de un yacimiento a través del análisis de variables que indican el
comportamiento del sistema, tales como presión, temperatura, flujo y trazadores
entre otros elementos. Y se lleva a cabo mediante la aplicación de distintas
disciplinas tales como la geología, geofísica, petrofísica, etc. con el fin de conocer
los tipos de roca que constituyen el yacimiento así como su tamaño y forma. Para
detectar y evaluar los elementos que constituyen un yacimiento se disponen de
ciertas herramientas.
Las cuales son:
• Datos Geofísicos
• Datos Geológicos
• Registros de Pozos
• Datos de Laboratorio
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 9
1.2 JUSTIFICACIÓN
El llevar a cabo una investigación sobre caracterización estática de yacimientos
permite a los ingenieros en Geociencias obtener como resultado una serie de
secciones o imágenes del subsuelo que conlleva a tener una visualización más
clara del yacimiento para con ello poder predecir el comportamiento de los fluidos
(hidrocarburos y agua) y de la formación, para en base a ellos diseñar una
estrategia de perforación y explotación. Por lo anterior la caracterización estática
es una vital herramienta para la industria petrolera, ya que permite tener una
amplia tasa de información sobre el yacimiento que ayuda a reducir la
incertidumbre de exploración optimizando tiempo y costos.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 General
La caracterización de un yacimiento 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.
El objetivo del presente trabajo es la obtención, recopilación y análisis de datos,
de todas las disciplinas que integran una caracterización estática. Todo esto con la
finalidad de aplicar y desarrollar los conocimientos adquiridos en clase.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 10
1.3.2 Específicos
Generación de un clúster para pozos con hidrocarburos (gas, aceite)
Desarrollo de temas sobre modelos:
o Geológico
Estructural.
Sedimentológico.
Estratigráfico.
o Sísmico.
De velocidad.
Perfiles 2D.
En tiempo
En profundidad
Cubos 3D.
o Geoquímicos
Materia orgánica.
Madurez térmica.
Como se desarrolla una Interpretar sísmica
Como identificar horizontes.
Realizar un poster a través de un ejemplo didáctico aplicado de una
caracterización estática en un yacimiento petrolero real.
1.4 METODOLOGÍA
La metodología a llevar a cabo para fines de este trabajo se muestra a
continuación:
Recopilación de información (Publicaciones y artículos) sobre temas como:
o Caracterización Integrada.
o Caracterización Roca-Fluido.
o Caracterización Sísmica.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 11
o Caracterización Petrofísica.
o Caracterización Geológica (estructural, sedimentológico y
geoquímico).
o Amarre de Pozos/ Correlación de Horizontes.
o VOC/ Modelo Geocelular.
o Geoestadística.
o 3P (probadas, probables y posibles).
Extracción de imágenes e información resumida de cada uno de los temas.
Elaboración de un poster.
Elaboración de un informe técnico.
Presentación del poster.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 12
1.4.1 Flujo de trabajo.
Caracterización
Integrada.
Caracterización
Petrofísica.
Caracterización Geológica
(estructural,
sedimentológico y
geoquímico).
Amarre de Pozos/
Correlación de
Horizontes.
.
Caracterización Roca-
Fluido.
Caracterización
Sísmica.
Recopilación de
información
(Publicaciones y artículos)
sobre los siguientes
modelos:
Geoestadística.
VOC/ Modelo
Geocelular.
Extracción de
imágenes e información
resumida de cada uno
de los temas.
3P. (probadas,
probables y
posibles).
Elaboración de un
poster
Elaboración de un
poster
Elaboración de un
informe técnico.
Presentación del
poster.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 13
1.5. ANTECEDENTES
A raíz de la revolución industrial, y desde 1860, hasta mediados del siglo XX la
decisión del cómo realizar la extracción de los hidrocarburos fue basada
meramente en estimaciones y suposiciones del donde se creía que había
hidrocarburos, apoyados únicamente en escasa información de la geología de la
zona y registros geofísicos los cuales no aportaban la suficiente información como
para tener un grado bajo en la incertidumbre de las decisiones que se tomaban en
el ámbito petrolero, específicamente en lo que a “perforación de pozos” se refiere.
La caracterización de yacimientos, ya sea estática o dinámica, ha sido una
metodología cuyo principio se basa en tener el mayor grado de conocimientos
sobre todas las variables implicadas que pueden favorecer a la determinación de
la existencia de hidrocarburos en una zona dada. Todo este proceso no cuenta
con un esquema o procedimiento establecido concretamente, y actualmente por lo
general cada empresa sigue su propia secuencia de procedimientos para realizar
este tipo de caracterizaciones. Estas por lo general presentan discrepancias muy
despreciables (generalmente del tipo secuencial), ya que en su mayoría son los
mismos tipos y clases de estudios, caracterizaciones y registros los que se toman
para esta ardua labor.
El resultado final de todo este trabajo de caracterizado de las propiedades del
yacimiento se traduce en una mayor tasa de éxito durante la perforación,
garantizando, con un muy alto grado de certeza, el que se encontraran los
hidrocarburos por los cuales se lleva a cabo todo este complejo proceso. Esto
además asegura la sustentabilidad y recuperabilidad de toda la inversión inicial del
proyecto de exploración-explotación.
En el proceso se aplican diversas tecnologías avanzadas y software especializado
para lograr los modelos más probables de los yacimientos, de acuerdo con el tipo
de reservorio, el estadio de desarrollo y la maduración alcanzada.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 14
Para ellos se emplean una serie de análisis estadísticos integrados, con
correlaciones cruzadas entre el comportamiento productivo de los yacimientos y
distintas variables sedimentológica, estructural, petrofísica, etc., se identifican los
atributos, con sus valores de corte, para la definición y caracterización de los
reservorios. El Modelo Estático debe respetar, definiendo y caracterizando,
adecuadamente las heterogeneidades reales, que son condicionantes del
comportamiento productivo del campo simulado.
Se debe analizar la incorporación de toda la información al ambiente de trabajo,
para que esta sea efectiva se debe considerar la calidad, la disponibilidad y la
claridad de la información.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 15
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1 ¿QUÉ ES UNA CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE
YACIMIENTOS (CEY)?
Es el conjunto de productos orientados a la definición y 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.
2.1.1 ¿Cómo se realiza una CEY?
La CEY, consta de dos etapas: La etapa inicial del proceso 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 se encuentran, las etapas de modelización geológica,
modelización de las propiedades físicas de la roca a partir de registros, inclusión
del análisis de producción e 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
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 16
interpretación sísmica en 2D y 3D 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 de porosidad, arcillas y otros minerales sensibles.
Utiliza la determinación cuantitativa de la litología de la roca,
textura, composición, tipo y tamaño de poro, arcillas y otros minerales sensibles.
2.1.2 ¿Cuándo ocupamos una CEY?
El proceso de caracterización de yacimientos se utiliza cuando se tiene como
objetivo construir un modelo del yacimiento, lo más realista posible, mediante la
incorporación de toda la información disponible. El enfoque clásico consiste en
elaborar un modelo que se fundamenta en la información estática del yacimiento,
teniendo como etapa final del proceso la validación del modelo con la información
dinámica disponible.
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 (reservas) con el objetivo de determinar si
es o no rentable su explotación, evaluando las zonas potenciales de producción.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 17
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 indica:
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 intra-yacimiento de los lentes que lo
conforman, apoyándose en correlaciones litológicas pozo-pozo y análisis de
estratigrafía secuencial.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 18
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
volúmenes 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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 19
2.1.3 ¿Por qué se lleva a cabo una CEY?
El porqué de una caracterización estática radica en gran medida a la parte
económica para la explotación de un yacimiento, puesto que este nos ayuda a
disminuir a porcentajes aceptables la incertidumbre, lo que genera directamente
una mejor estrategia de explotación, permitiendo una optimización en tiempo costo
y materiales.
Finalmente, una vez aplicada la metodología de evaluación se obtiene un modelo
que clasifica los tipos de roca y define los ambientes de depósito, generándose
así un modelo estático inicial que caracteriza el yacimiento en estudio. Otra
alternativa es la aplicación de los métodos estadísticos para generar un modelo
inicial del yacimiento basado en la información previa (estática).
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 dinámico (que además 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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 20
2.2 CARACTERIZACIÓN INTEGRAL DE YACIMIENTOS
El análisis, interpretaciones y evaluaciones de yacimientos de petróleo y gas,
habitualmente llamados “estudios integrados”, comprenden el modelado estático,
aquí presentada y la Simulación Numérica Dinámica Integral de yacimientos
(SNDI) y que constituyen el procedimiento más certero para implementar un
programa de optimización de la administración de yacimientos (Reservoir
Management), técnica y económicamente eficaz y eficiente.
El objetivo de las tareas de modelización de yacimientos es poder predecir de la
manera más probable, y con incertidumbre acotadas, el comportamiento
productivo de los reservorios para luego implementar un programa de optimización
de la administración de yacimientos.
En el proceso de modelización estática de yacimientos se aplican diversas
tecnologías de avanzada y software especializado para lograr los modelos
tridimensionales más probables de los yacimientos, de acuerdo con el tipo de
reservorio, el estadio de desarrollo y la maduración de la explotación alcanzados.
Varias de esas tecnologías se reúnen en la Metodología con el nombre de
Estadística Integral Autocorrelacionada (EIA). Para esto se elabora un flujo de
trabajo (Ilustración 1).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 21
En el camino No Integrado, las realizaciones son reunidas, pero no integradas,
con lo que las apreciaciones complementarias de las distintas disciplinas se
pierden y el logro de una real representación de las complejas características
geológicas y de los fenómenos físicos del movimiento de fluidos en los reservorios
difícilmente puede ser representado.
Por otro lado en el camino Integrado de la Modelización se comienza identificando
y definiendo el Flujo de Trabajo específico de datos básicos y elaborados,
Ilustración 1: En el flujo de trabajo, se representan dos caminos diferentes para la modelización de reservorios: el no integrado o clásico y el integrado de la Estadística Integral Autocorrelacionada y la Simulación Numérica Dinámica Integral.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 22
realizaciones del propio estudio y pre-existentes, para logar la Modelado Estático
de Yacimientos.
Todos los datos son válidos y muchos de ellos normalizados, antes de integrarlos,
pero el propio proceso de integración permite su más acabada validación,
conjuntamente con la realización de varias disciplinas.
Aplicando los Análisis Estadísticos Integrado (EIA) con correlaciones cruzadas
entre el comportamiento productivo de los yacimientos y distintas variables de
caracterización sedimentológica, estructural, petrofísica, etc., se identifican los
atributos, con sus valores de corte, para la definición y caracterización de los
reservorios.
Así se logra un Modelo Estático Integral de los Yacimientos, tridimensional y
continuo, con Realizaciones Estructurales Sedimentológicas, de Electrofacies,
Petrofísica (porosidades, permeabilidades etc.), y de unidades hidráulicas
independientes más probables, que se confirman con las realizaciones Dinámicas
posteriores.
Además el modelo estático ya elaborado tendrá lógica y formato compatibles con
el Modelo Dinámico, con quien sostendrá verdaderos Procesos de Ajuste
Integrados, para el refinamiento y definición final del Modelo Integral del
Yacimiento.
El Modelo Estático debe respetar, definiendo y caracterizando, adecuadamente las
heterogeneidades reales, que son condicionantes del comportamiento productivo
del campo simulado. Puede observarse como la resolución de cierta información,
como la sísmica, no sea suficiente para discernir las propiedades hidráulicas
independientes (reservorio a simular) y deba primordialmente utilizarse
información de mayor resolución vertical, como los registros de pozos,
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 23
desarrollando así un Modelo por Estadística Integral Autocorrelacionada a Escala
de las Heterogeneidades, (Ilustración 2)
Ilustración 2: Estática Integral Autocorrelacionada a Escala de las Heterogeneidades Resolución de la
información (Galacho N. 2003)
En algunos estadios de la Modelización la información más abundante es la
sísmica y también que ciertos procesos de interpretación de la misma que la
combinan, sobre bases de la Estadística Integral Autocorrelacionada (EIA), con
datos de registros de pozos , pueden lograr una mayor resolución vertical que las
de los datos sísmicos exclusivamente. Con esto se logra un proceso de Re-
escalamiento llamado Downscaling, ilustración 3, solo en algunos casos
dependiendo de la información disponible se puede llevar a cabo.
Cuanta mayor precisión se logre en la definición del Modelo Estático suministrado
al Simulador Numérico Dinámico, menor será el tiempo requerido para el Ajuste
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 24
Histórico (History Matching) y mayor será el acercamiento del Modelo Final al
yacimiento real.
Siguiendo el flujo de trabajo, ilustración 1, y con mayor detalle, ilustración 3, la
ingeniería de yacimientos, con apoyo en el Modelo Estático, conocido como un
análisis integrado por EIA, convalida integralmente los datos dinámicos con el
Modelo Estático definido, pudiendo por un lado descartar datos anómalos y por
otro lado complementar y/o refinar el Modelo Estático logrado.
La Simulación Numérica Dinámica Integral (SNDI) debe llevarse a cabo con
software de última generación, que comprenda a la propia Simulación de
Reservorio y el Análisis Nodal de los pozos y de las instalaciones de superficie,
(Ilustración 3)
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 25
Ilustración 3: Flujo de trabajo. Ciclos de integración.
Cada una de las realizaciones del Simulador debe ajustarse por un proceso de
Ajuste Histórico Integrado de Yacimientos comparando el comportamiento
productivo real con el que logra reproducir el Modelo. Este Ajuste que es un real
Refinamiento de las Realizaciones por EIA, ilustración 3, se hace sobre las
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 26
Realizaciones Estáticas y los procesos de Reescalamiento y no directamente
sobre el “Modelo de Entrada” al Simulador Dinámico, como es habitual.
El proceso de Ajuste Histórico Integrado respeta los procesos de definición del
Modelo Estático más probable del yacimiento, siendo por lo tanto, Modelo Final
más cercano al real. Este proceso constituye el Segundo Ciclo de Integración del
Modelado.
El mejor “Modelado de Entrada” congruentemente combinado con la acabada
compresión del comportamiento dinámico de los yacimientos conducirá a que ese
proceso de Ajuste Histórico Integrado arriba referido sea eficaz y eficiente en el
logro del Modelado Final de los Yacimientos más cercano al real.
Después de alcanzar un acertado ajuste del Modelo de Reservorio, se aplican
separadamente los procedimientos del Análisis Nodal sobre los pozos y las
facilidades de superficie.
Con las herramientas actuales, es posible integrar el Modelo de Reservorio, con el
modelo de la zona de los “Alrededores del pozo”, como una condición de contorno
interna , a partir de la cual se puede realizar un Ajuste Histórico Integrado de los
pozos y del Reservorio, luego , con las facilidades de pozo y superficie se realiza
un real Ajuste Histórico Integrado de las Facilidades de superficie, la zona
alrededor de los pozos y el Reservorio, Tercer y Cuarto Ciclo de Integración del
Modelado, ilustración 3.
Es así como se obtiene el Modelo Final del Yacimiento, Pozos y Superficie con el
que se realizan las predicciones y se diseñan y seleccionan los Escenarios de
Explotación que responden a las estrategias y condiciones definidas por la
Empresa Productora, y que también son valorados en sus resultados económicos
para su final optimización.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 27
Estos procesos de Modelado Integral de Yacimientos, con la ayuda aplicación de
los Flujos Integrados de Trabajo, permiten el Diseño y Optimización Integral de la
Explotación, no solo en sus aspectos de subsuelo, sino también de sus
instalaciones de pozo y superficie, condición particularmente importante en los
campos de gas.
2.3 CARACTERIZACIÓN ROCA-FLUIDO
Poros: son "diminutos" pasajes interconectados que existen en una roca
permeable. Su tamaño va de 1 a 200 𝜇m (10-6 m) y se puede ver fácilmente en un
escáner de microscopía electrónica. Pueden estar alineados por minerales
diagenéticos (arcillas). Las conexiones entre los poros se conocen como pore
throat (en el idioma ingles) y son estas las que controlan la presión capilar de
entrada en un proceso de drenaje.
Porosidad (∅): es la fracción de una roca que es espacio de poro. Hay dos tipos
de porosidades: total incluye poros interconectados y aislados; efectiva incluye
solo los poros interconectados.
Permeabilidad (k): es la capacidad de una roca de conducir fluidos a través de
sus poros interconectados, generalmente se le llama permeabilidad absoluta, se
mide en mili-darcy (md).
Fase: se refiere a la región químicamente homogénea de un fluido que se separa
de otras regiones por una interface. Por ejemplo: aceite (o), agua (w), gas (g), roca
(s) son cuatro fases diferentes.
Componente: es una especie química que puede estar presente en una fase. Por
ejemplo: la fase aceite puede contener cientos de componentes, C1, C2, C3 etc.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 28
Fluido incompresible: compresibilidad igual a cero, su densidad es
independiente de la presión. El agua y el aceite (sin gas) pueden ser
incompresibles.
Fluido ligeramente compresible: su compresibilidad está en el rango de 10-5 a
10-6 psi-1. Ejemplos: a condiciones de yacimiento el agua y el aceite (sin gas).
Fluido compresible: su compresibilidad está en el rango de 10-3 a 10-4 psi-1, su
densidad se incrementa cuando se aumenta la presión, pero se estabiliza a altas
presiones. El gas es compresible.
Compresibilidad 𝑪𝒇: se puede definir en términos del cambio del volumen (V) o
de la densidad (𝜌) con respecto a la presión:
𝐶𝑓 = − 1
𝑉 𝜕𝑉
𝜕𝑝|T =
1
𝑉 𝜕𝜌
𝜕𝑝| T⇒ 𝜌 = 𝜌0𝑒
𝐶𝑓(𝑝−𝑝0)
Ecuación 1 (de la Cruz L. M. 2008)
Factor de solubilidad del gas (Rso): es el volumen de gas (medido a condiciones
estándar) disuelto a presión y temperatura del yacimiento en una unidad de
volumen de almacenamiento de aceite:
𝑅𝑠𝑜(𝑝, 𝑇) =𝑉𝐺𝑠
𝑉𝑂𝑠 (S indica condiciones estándar) Ecuación 2 (de la Cruz L. M. 2008)
Factores de formación de volumen: describe la razón del volumen V de una
fase medida a condiciones de yacimiento, entre el volumen Vs de la fase medida a
condiciones estándar. Se usan unidades RB/STB (RB = reservoir barrels) para
líquidos y RB/SCF para gases.
Para una fase (w; o; g), en términos de la densidad se tiene:
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 29
𝐵(𝑝, 𝑇) =𝜌𝑠
𝜌 Ecuación 3 (de la Cruz L. M. 2008)
Densidad del fluido 𝝆: la densidad de una fase se puede obtener como sigue:
𝐵(𝑝, 𝑇) =𝜌𝑠
𝜌 ⇒ 𝜌 = 𝜌𝑠𝐵 Ecuación 4 (de la Cruz L. M. 2008)
Viscosidad (𝝁): es una medida de la energía disipada cuando el fluido está en
movimiento resistiendo una fuerza de corte aplicada.
Saturación (S): la saturación de una fase (agua, aceite, gas) es la fracción del
espacio de poro que ésta ocupa. En un sistema de tres fases se tiene:
Sw + So + Sg = 1 Ecuación 5 (de la Cruz L. M. 2008)
Saturación residual 𝑺𝜶𝒓 : la saturación residual de una fase es la cantidad de
dicha fase (fracción) que queda atrapada o es irreducible. La fase no mojadora
residual, es atrapada en los poros por fuerzas capilares. Típicamente
𝑆𝑜𝑟 𝜖 [0.2, 0.35]. La cantidad de fluido atrapado depende de la permeabilidad y
mojabilidad de la roca.
Presión capilar: En un flujo en dos fases, se tiene una discontinuidad en la
presión a través de la interface entre cualesquiera dos fluidos inmiscibles (p.ej.
agua y aceite). Esto es una consecuencia de la tensión interfacial que existe en
dicha interface. La discontinuidad entre la presión en la fase no mojadora (po) y
aquella en la fase mojadora (pw) se refiere como presión capilar pc = po – pw. Pc
depende de la saturación de la fase mojadora y de la dirección de cambio de esta
(inhibición o drenaje).
En general, pc también depende de la tensión superficial 𝜎, la porosidad ∅, la
permeabilidad k y el ángulo de contacto 𝜃 con la superficie de la roca de la fase
mojadora, el cual a su vez depende de la temperatura y composición del fluido.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 30
La J-function da una relación para esta dependencia:
𝐽(𝑆𝑤) =𝑃𝑐
𝜎 cos 𝜃 √
𝑘
∅ Ecuación 6 (de la Cruz L. M. 2008)
Permeabilidad relativa (𝒌𝒓∝): es una cantidad (fracción) mide la habilidad de una
fase para fluir en una formación porosa y en presencia de otras fases. La
presencia de más de una fase inhibe el flujo.
Movilidad 𝝀𝜶: La movilidad de una fase se define como la razón de la
permeabilidad relativa entre la su viscosidad.
𝜆𝑤 =𝑘𝑟𝑤
𝜇𝑤 , 𝜆0 =
𝑘𝑟0
𝜇0 , 𝜆𝑔 =
𝐾𝑟𝑔
𝜇𝑔 Ecuación 7 (de la Cruz L. M. 2008)
Flujo fraccional𝒇𝜶: es una cantidad (fracción) que determina la razón de flujo
volumétrico fraccional de una fase bajo un gradiente de presiones dado, en
presencia de otra fase:
𝑓𝑤 = 𝜆𝑤
𝜆 , 𝑓0 =
𝜆0
𝜆 , 𝑓𝑔 =
𝜆𝑔
𝜆 Ecuación 8 (de la Cruz L. M. 2008)
Donde 𝜆 = 𝜆𝑤 + 𝜆0 + 𝜆𝑔 es la movilidad total.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 31
2.4 CARACTERIZACIÓN SÍSMICA
La definimos como la inferencia de propiedades físicas de las rocas a partir de
datos sísmicos. En principio los datos de que se dispone para hacer un estudio del
subsuelo son los datos sísmicos propiamente dichos (sísmica de reflexión,
preferentemente 3D) y los datos geológicos del subsuelo que se obtienen a través
de los pozos, ya sea a en la forma de mediciones físicas (perfiles de pozo) o a
través de muestras como las coronas (núcleos). A este conjunto de datos sísmicos
y geológicos se los relacionará mediante técnicas estadísticas. En caso de
encontrar relaciones suficientemente confiables entre ellos se aplica esa relación a
los datos sísmicos de modo tal de inferir dichas propiedades físicas tanto vertical
como lateralmente en el subsuelo.
Como ejemplo de datos sísmicos de reflexión podemos tener un simple stack
migrado al cual se le pueden sumar otros datos tales como una impedancia
acústica (inversión sísmica) y/o datos de AVO (amplitud versus offset) ya sea
stack parciales u otros. Es decir podemos disponer de varios datos sísmicos
distintos, desde los más simples a los más complejos. Como ejemplo de datos
geológicos tendremos distintos perfiles de pozo abierto y coronas (núcleos) los
que a partir de cálculos petrofísicos nos darán propiedades del subsuelo tales
como porosidades, volumen de arcilla, tipos de fluidos y cantidades (saturación),
tipo de rocas, etc.
Un caso típico es inferir la porosidad efectiva a partir de los datos sísmicos. Para
ello aplicamos las redes neuronales (que son métodos estadísticos no
convencionales) a los fines de relacionar ambos datos. Se pueden utilizar 2 tipos
de redes: no supervisadas o supervisadas.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 32
En el caso de las redes supervisadas, los datos de entrada para la red neuronal se
obtienen haciendo un muestreo de la traza sísmica sintética del pozo en una
ventana móvil, a la cual usualmente se le suma la impedancia acústica
correspondiente al centro de la ventana; Opcionalmente se agregan otros datos en
el caso del AVO
El muestreo de la ondícula implica hacer simultáneamente un muestreo de todos
los atributos sísmicos. Concurrentemente con la entrada se hace un muestreo de
la salida deseada de la red (por eso es supervisada) con la propiedad que se
desea relacionar, en el ejemplo es la porosidad (obtenida de los datos de pozo).
Una vez obtenidos ambos datos (entrada y salida) se entrena la red neuronal a fin
de que relacione la entrada (datos sísmicos) con la salida (propiedades físicas)
(Ilustración 4).
Ilustración 4: Entrenamiento de la red neuronal (Nielsen, I. 2002)
A la izquierda se observa el diseño de la red, a la derecha arriba se tiene el ajuste
entre la entrada y la salida en función de los ciclo de entrenamiento mientras que a
la derecha abajo se tiene la comparación gráficamente la predicción lograda (al
punto donde se detiene el entrenamiento) y el dato de entrada, la recta a 45
grados es la referencia, mientras mejor se agrupen los puntos en sus cercanías
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 33
menor es la dispersión y por ende la calidad de la predicción que se logra (implica
que la relación encontrada también es confiable en el mismo grado).
Finalmente una vez logrado un buen entrenamiento de la red, se predice la
sección o el volumen (en caso de ser sísmica 3D), a partir de alimentar la red
neuronal con los datos de entrada registra-dos (sísmica 3D) a los fines que la red
neuronal les aplique la relación encontrada durante el entrenamiento.
La salida será ahora el volumen predicho, Ilustración 5 es el ejemplo de una
sección sísmica en porosidad efectiva correspondiente a un volumen 3D. La
ventaja de contar con esta información a los fines de orientar el desarrollo de los
yacimientos de petróleo o gas es innegable. La herramienta aplicada, programa
GDI (Geology Driven Integration) desarrollada por dGB de Holanda se cuenta
entre las más avanzadas a nivel mundial y contiene varios módulos orientados a la
caracterización sísmica, entre las cuales se hallan las redes neuronales
supervisadas como el ejemplo mostrado. Otras herramientas son las redes
neuronales no supervisadas, el módulo de AVO y el simulador de pseudopozos,
herramienta imprescindible para expandir la base de datos aplicable cuando la
información geológica (pozos) es escasa o estadísticamente poco representativa.
Ilustración 5: Escala PHIE decimal 0 a 0.26 (Nielsen, I. 2002)
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 34
2.5 CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA
2.5.1 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 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.
2.5.1.1 Clasificación de la porosidad
Según la comunicación de sus poros.
Según su origen y tiempo de depositación.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 35
2.5.1.1.1 Según la comunicación de sus 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.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.
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 Ecuación 9 (Torres J. L. 2010)
2.5.1.1.2 Según su origen y tiempo de depositación
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.
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:
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 36
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 convierte en
dolomitas que son más porosas.
Los empaques de granos que presentan las rocas secundarias son en general del
tipo rombohedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de morfología
compleja.
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 Ecuación 10 (Torres J. L. 2010)
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 37
2.5.1.2 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.
2.5.2 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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 38
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
Calculo de la permeabilidad 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 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)”.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 39
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).
2.5.2.1 Cálculo de la permeabilidad
Para el cálculo de permeabilidad podemos partir de la ecuación de Darcy en su
forma más simple:
𝑞 = −1.127 𝐾𝐴
𝜇 ∆𝑃
∆𝐿 Ecuación 11 (Torres J. L. 2010)
Donde:
q= tasa de flujo (barriles)
k= permeabilidad (Darcys)
A= área de la sección transversal total (ft2)
𝜇= viscosidad del fluido (centipoises)
∆𝑃∆𝐿⁄ = gradiente de presión (psi / ft)
Algunos autores emplean la unidad de permeabilidad denominada permio definida
por:
1 permio = 1.127 Darcys
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 40
2.5.2.2 Tipos de permeabilidad
Existen tres tipos de permeabilidad
Permeabilidad Absoluta
Permeabilidad Efectiva
Permeabilidad Relativa
2.5.2.2.1 Permeabilidad absoluta
La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de
permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio
poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.
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).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 41
Ilustración 6: representación de permeabilidad vertical (Kv) y permeabilidad horizontal (Kh) (torres J. 2010)
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
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 42
Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes
condiciones:
Flujo laminar (viscoso).
No reacción entre el fluido y la roca.
Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso.
2.5.2.2.2 Permeabilidad efectiva
Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la capacidad
que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho
medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva es
menor que la permeabilidad absoluta.
La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la
permeabilidad absoluta, debido a las siguientes razones:
Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola
fase, son bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en
el medio poroso, por ello, el número total de canales que permiten el flujo
se reduce y la capacidad que tiene la roca de permitir el flujo de fluidos es
menor.
La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso,
implican la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo
tanto se generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de
los fluidos a través del medio poroso.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 43
Igualmente la permeabilidad efectiva se mide en Darcys o milidarcys, como en el
caso de la permeabilidad absoluta. Para los fluidos gas, petróleo y agua la
nomenclatura de permeabilidad efectiva es:
Kg= permeabilidad efectiva del gas.
Kw= permeabilidad efectiva del agua.
Ko= permeabilidad efectiva del petróleo.
2.5.2.2.3 Permeabilidad relativa
La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad total se define como
permeabilidad relativa. Este tipo de permeabilidad es una función de saturación.
𝐾𝑟𝑥 = 𝐾𝑥
𝐾 (Fórmula general para permeabilidad relativa) Ecuación 12 (Torres J. L.
2010)
Dónde:
Krx = permeabilidad relativa a la fase x
Kx = permeabilidad efectiva de la fase x
K= permeabilidad absoluta.
Debido a que la sumatoria de permeabilidades efectivas no puede ser mayor que
la permeabilidad absoluta, la sumatoria de permeabilidades relativas (que tiene
como base la permeabilidad absoluta) no puede ser mayor que 1.
La permeabilidad relativa depende de las características tanto del medio poroso
como de los fluidos que saturan el medio, así como el grado de saturación que
está presente.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 44
Este tipo de permeabilidad se expresa en por ciento (%) o fracción de la
permeabilidad absoluta o en otros casos, se presenta en función a la saturación de
algún fluido, por ejemplo el agua a ciertas condiciones conocidas.
2.5.3 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% Ecuación 13 (Torres J. L. 2010)
Dónde:
S0 = 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 bajo
saturados". La ecuación es:
So + Sw=100% Ecuación 14 (Torres J. L. 2010)
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 45
En un reservorio de gas que no contiene petróleo:
Sg + Sw=100% Ecuación 15 (Torres J. L. 2010)
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 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:
𝑆𝑜 = (𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙) ∗ 100 Ecuación 16 (Torres J. L. 2010)
𝑆𝑤 = (𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ) ∗ 100 Ecuación 17 (Torres J. L. 2010)
𝑆𝑔 = (𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙) ∗ 100 Ecuación 18 (Torres J. L. 2010)
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 46
2.5.3 Capilaridad
La capilaridad es una propiedad física de los fluidos por lo 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.
2.5.4 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 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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 47
2.5.5 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.
De 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.
Posible mojabilidad y ángulo de contacto si una roca es mojada por el agua
o el petróleo.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 48
2.6 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 sedimentario-estratigráfico 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.
De forma general el modelo geológico consta de las siguientes etapas:
Modelo geológico conceptual
Modelo estructural
Modelo estratigráfico
Modelo litológico
Heterogeneidades de un yacimiento.
Modelo numérico de propiedades petrofísicas en 3-D.
2.6.1 Modelo geológico conceptual
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
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 49
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, (Ilustración 7).
Ilustración 7: Ejemplo de un modelo geológico conceptual de abanicos submarinos del paleocanal de
Chicontepec. Walter (1978), (“Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, 2008).
2.6.2 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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 50
La generación de un modelo estructural está basada en un pequeño pero
indispensable flujo de trabajo que permite llegar a un modelo donde se presenten
de manera general todos los rasgos estructurales que se encuentren en la
formación o yacimiento, (Ilustración 8).
Ilustración 8: Diagrama de trabajo para la generación de un modelo estructural (Vail, et al., 1977).
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
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 51
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 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
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 52
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 14 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 (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, (Ilustración 9).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 53
Ilustración 9: Modelo estructural de los sectores SBIE y del SSPB de la CTM. Sección que muestra la erosión
del Eoceno en el paleocanal Bejuco La Laja de la Cuenca Tampico Misantla (“Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, Aguilar, 2008).
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 sí 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, (Ilustración 10).
Ilustración 10: Ejemplo de un modelo estructural de los sectores SBIE y del SSPB de la CTM. a. Sección
restaurada b. Sección Regional estado actual de la cuenca Tampico Misantla ( Play TMP Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, 2008).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 54
2.6.3 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.
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, (Ilustración 11). 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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 55
Ilustración 11: Columna estratigráfica del área de Chicontepec (Art. Actualización del modelo geológico de
AFC, 2008).
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 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 crono estratigráfico 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
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 56
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, (Ilustración 12).
Ilustración 12: Reflexiones en límites de secuencias sísmicas (Vail, et al. 1977).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 57
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.
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, (Ilustración 13).
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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 58
Ilustración 13: Ejemplo de corte de un modelo de facies donde se destacan los aspectos de tipo estratigráfico
previamente definidos (Art. Actualización del modelo geológico AFC, Aguilar, 2008).
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.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 59
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.
Ilustración 14: Modelo estratigráfico sedimentológico (Vail, et al., 1977).
2.6.4 Modelo 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
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 60
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.
2.6.5 Modelado de litofacies
Análisis petrofísico de litofacies y propiedades de las rocas.
Las facies deben poseer propiedades petrofísicas y características
espaciales claramente diferenciales que conduzcan a propiedades de flujo
distinguibles.
A partir de estos núcleos y/o registros de pozo establecer el conjunto de
litofacies aplicando tectónica de “minería de datos”.
2.6.6 Modelado de propiedades petrofísicas
Primero se realiza la simulación estocástica (geoestadística) de las
litofacies y luego se simulan las propiedades petrofísicas (porosidad y
permeabilidad) restringidas por la distribución espacial de las litofacies, (
Ilustraciones 15 y 16 )
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 61
Se integran todas las fuentes disponibles de información (núcleos, registro
de pozo y sísmica) en un modelo numérico de la distribución de las
propiedades petrofísicas 3-D).
El modelo se valida con el modelo geológico conceptual y usando otras
fuentes de información (pruebas de pozo e historia de producción).
Ilustración 15: Modelo de porosidad efectiva (PHIE), (“Actualización de modelo geológico AFC, Aguilar, 2008).
Ilustración 16: Modelado Geológico y Caracterización de Yacimientos, para realizar actividades de
recopilación, edición, análisis e interpretación de información sísmica, geológica, petrofísica y de pozos, para representar de forma precisa las leyes físicas de un yacimiento, sus límites y sus estructuras internas, mediante el uso de software especializado, cuyo modelo final es la base para la administración de un
yacimiento petrolero. (Navarro, 2005).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 62
2.6.7 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 deben 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 mega escala como fallas regionales.
Los fluidos del yacimiento están en equilibrio hidráulico y son distribuidos
verticalmente de acuerdo a su densidad, presión y temperatura. La interface 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 continuamente desde el
momento en que el yacimiento se forma, también son los principales mecanismos
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 63
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.
2.6.8 Enfoques más exitosos para la caracterización de yacimientos
Estimaciones conjuntas.
Simulaciones estocásticas restringidas por la geología (facies).
Estimaciones conjuntas
Explota la correlación entre dos o más variables para mejorar su
estimación.
A partir de una variable menos muestreada, por ejemplo, los datos de
porosidad en núcleos, se puede estimar la porosidad a la escala de los
registros de pozo de una propiedad más densamente muestreada.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 64
2.6.9 Software disponible para realizar un modelo geológico
GSLIB:
Utilidades
Visualización de datos
Histogramas, diagramas de dispersión, de cuantiles, de probabilidad
Variogramas
Simples y cruzados para cualquier número de variables
En 1D, 2D y 3D para datos regular e irregularmente espaciados
Diferentes medidas de continuidad espacial Estimación
Estimación (Krigeado)
En 1D, 2D y 3D, validación cruzada y jackknife
Distintos tipo de Krigeado: KS, KO, KT, KDE
Krigeado indicador
Simulación Estocástica
Métodos Gaussianos
Métodos indicadores
Simulación por campos de probabilidades
Simulación por recocido
ISATIS: Es la referencia geoestadística de solución de software que ofrece, en un
único paquete integrado, una exclusiva gama de técnicas geoestadísticas probada
en profundidad, análisis de datos, la cartografía, la estimación y simulaciones.
Utilizando ISATIS, puedes estar seguro de la fiabilidad de los resultados.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 65
HERESIM 3D: Cuenta con una flexible y de alto rendimiento metodología para
construir geológicamente depósitos modelos compatibles, simulación de fluidos.
En la versión que se encuentra actualmente, cada módulo ha sido perfeccionado
para reducir al mínimo manipulación de datos para mejorar la productividad y
eficiencia computacional:
Geometría flexible
Descripción de instalaciones
Información eficiente y fácil gestión de múltiples hipótesis geológicas.
Rápido logaritmo
Simulación petrofísica fácil
Numerosos controles de calidad
Instalaciones interactivas
Generador de mallas deposito facultativo visualización 3D
Un análisis geológico es un requisito previo para toda HERESIM estudios 3D.
PETREL: es un software de la compañía Schlumberger que se encarga, entre
otras cosas, de representar la estructura geológica del yacimiento. Permite que el
usuario interprete datos sísmicos
construya los modelos del yacimiento
visualiza los resultados de una posible estimulación y diseñe estrategias de
explotación para maximizar la producción del yacimiento.
En realidad Petrel fue diseñado para ser más que un constructor de modelos
geológicos, su verdadera intención es eliminar la necesidad de utilizar muchas
herramientas y ser un software que conduzca la información sísmica hasta los
resultados de una simulación. Petrel fue diseñado exclusivamente para
Windows/PC y estuvo disponible comercialmente por primera vez en 1998.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 66
El objetivo principal de Petrel es convertirse en el software por excelencia para el
estudio de yacimientos no sólo para Ingenieros de Petróleo sino también para
Geofísicos y Geólogos. En la actualidad la última versión de Petrel es Petrel 2007
que representa un gran adelanto en el campo de las simulaciones de yacimiento.
2.7 GEOQUÍMICA EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE
PETRÓLEO
En una primera fase el interés de la geoquímica se centra, fundamentalmente, en
la caracterización de rocas madre, en relación con el medio sedimentario, el
conocimiento de la composición orgánica y su grado de transformación
diagenetica o maduración. La aparición de técnicas analíticas diseñadas
expresamente para el estudio de rocas madre, tales como la pirolisis rock- eval.
En los últimos 10 años la geoquímica del petrolero se ha orientado hacia el
campo de producción. El buen conocimiento de las grandes cuencas
sedimentarias mundiales y de sus expectativas es probablemente la causa de una
menor necesidad de estudio de exploración en estos momentos sin embrago,
teniendo en cuenta el precio del barril es muy probable que la exploración viva en
un segundo impulso.
Como propuso demaison el éxito de la exploración depende de tres factores
independientes: la existencia de una trampa (estructura, almacén, sello), la
cantidad de una determinada cantidad de petróleo y la preservación del petróleo
almacenado de modo que numerosos factores de carácter químico y geológico
quedan implicados desde la sedimentación de la materia orgánica hasta la
producción de petróleo de un reservorio.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 67
Al mismo tiempo, otros aspectos directamente relacionados con el petróleo iban
tomando cuerpo, los primeros estudios del fenómeno de biodegradación de crudos
en los reservorios, la alteración térmica, el lacado por aguas los fenómenos de
desafaltados por un lado y las correlaciones entre petróleos y rocas madre.
2..7.1 Geoquímica de reservorio
Los reservorios son, frecuentemente estructuras geológicas complejas en los que
el petróleo almacenado puede distribuirse en distintas compartimentos inconexos,
donde la llegada de fluidos puede provocar fenómenos tan distintos como la
biodegradación o el desafaltado. Los elementos físicos de detección de
compartimentación de reservorios no alcanzan solucionar estos problemas y es
ahí donde la geoquímica adquiere un papel importante y necesario. En caso de la
biodegradación nos encontramos frente a una pérdida de calidad del crudo y sus
propiedades. Y en definitiva de su valor comercial, mientras que la precipitación de
componentes pesados por causas naturales o como efecto colateral pone en
grave riesgo la producción, no solamente por taponamiento de tuberías si no de
conductos.
El seguimiento en el tiempo de la composición del crudo extraído o el control de
pozos produciendo de diversas capas al mismo tiempo, es otro de los campos de
aplicación de la geoquímica de reservorio.
2.7.2 Reflectancia de la vitrinita
Desde el establecimiento de la relación entre reflectancia de la vitrinita y la
ocurrencia de petróleo la reflectancia de la vitrinita se convierte en parámetro de
madurez más ampliamente usado en la definición empírica de las ventanas de
generación del petróleo ¿para qué sirve? Para calcular la maduración térmica de
la materia orgánica en sedimentos teniendo en cuenta a la vez los factores tiempo
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 68
y temperatura. De este modo se sentaban las bases de lo que seria la
modelización de la generación de petróleo y de la evolución térmica de las
cuencas sedimentarias.
2.8 AMARRE DE POZOS/CORRELACIÓN DE HORIZONTES
El amarre de pozos consiste en la correlación estratigráfica de columnas
previamente establecidas para cada uno de los pozos. Los pozos a tomar en
cuenta son los más cercanos al área objetivo, puesto que esto nos permitirá tener
una idea más amplia de los paquetes líticos que se pueden encontrar en el
subsuelo. Para ello se hace una correlación tomando en cuenta los siguientes
aspectos:
Tipo de roca
Tamaño de granos
Espesor del paquete litológico
Contenido de materia orgánica
Contenido fósil
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 69
Ilustración 17: Ejemplo de amarre de pozos por correlación estratigráfica PREA (Pozos PRE-6097_PRE-
3865 Leal, 2008).
2.8.1 Correlación de horizontes
El método sísmico de reflexión se basa en la hipótesis de que existe una
correspondencia directa entre un reflector sísmico y un horizonte geológico. Los
reflectores son generados en la interface de dos medios, al presentarse un cambio
en las propiedades acústicas de las rocas (impedancia acústica), (Ilustración 18).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 70
Ilustración 18: Ejemplo de sección sísmica en tiempo con horizontes interpretados (“Play TMP Eoceno
Inferior Chicontepec Turbiditas, Aguilar, 2008).
Las configuraciones estructurales en tiempo de los horizontes correlacionados a
partir de la información sísmica se muestran. El objetivo del mapeo de superficies
es modelar el subsuelo, en sus fases de generación, migración y entrampamiento
de hidrocarburos. El modelado de los elementos de los sistemas petroleros,
requiere, que las superficies estén en profundidad y además que tengan la misma
extensión areal, característica que geológicamente no ocurre, por lo que fue
necesario completar las superficies con las superficies subyacentes, garantizando
así la misma cobertura.
Para las interpretaciones de las secciones sísmicas dentro del área se inicia con la
construcción de sismogramas sintéticos (herramienta que permite el ajuste entre la
información geológica obtenida en los pozos y las secciones en tiempo), además
de seleccionar las cimas geológicas que presenten un mayor contraste de
impedancia acústica, (Ilustración 19).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 71
Ilustración 19: Ejemplo de Configuración estructural en tiempo de los horizontes interpretados (“Play TMP
Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, Aguilar, 2008).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 72
2.9 VOC/MODELO GEOCELULAR
2.9.1 Objetivo del modelo celular
Administrar la incertidumbre técnica de los campos, mediante la integración
consistente de parámetros, tendencias, producción, metodologías y procesos para
optimizar la etapa de población de propiedades petrofísicas que facilite obtener
una plataforma confiable, logrando la representación dinámica del campo y
estrategias tanto de mínima incertidumbre como de riesgo técnico y necesidades
de información para la fase de explotación.
2.9.2 Planteamiento del problema
La caracterización estática o geocelular es la plataforma básica para representar
el comportamiento del campo y establecer los posibles escenarios con menor
incertidumbre volumétrica. En la medida que se disminuya la incertidumbre técnica
el resto del proceso podrá ser cumplido.
El rango de incertidumbre técnica ubica a los campos de la siguiente manera de
100-70+ (campos Nuevos), 70-25+ (Campos Medios), 25-0 (Campos Maduros).
Definiendo estos rangos y comparando las desviaciones se puede comprender
que muy probablemente los yacimientos en la práctica presenten siempre una
desviación entre la información para caracterizarlo y el periodo de explotación.
La ventaja de ubicarlos tanto técnica como de forma operativa está en la
jerarquización de oportunidades, lo que finalmente se traduce en minimizar el
riesgo con administración de incertidumbre. Al estimar la incertidumbre técnica los
resultados pueden indicar diferentes situaciones como por ejemplo: un campo
maduro (periodo de explotación), puede tener una incertidumbre técnica asociada
de un yacimiento medio, sin embargo, reconociendo que existe un problema
técnico ubica y sugiere las debilidades, mostrándolas como oportunidades a
seguir.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 73
La Tabla 1 muestra un resultado global 57.45% en la incertidumbre técnica y
desde el punto de vista de explotación es un campo medio, se está es un orden
técnico – operativo, sin embargo, al ver el resultado individual el modelo
estratigráfico es una oportunidad por representar el 80 % de desviación.
Modelo geocelular
Análisis de la incertidumbre técnica Estimado real Desviación
Base de datos 100 37.33 62.67
Modelo estructural 100 70.0 30.00
Modelo estratigráfico 100 20.00 80.00
Modelo petrofísico 100 38.00 62.00
Modelo de fracturamiento 100 35.00 65.00
Ingeniería de yacimientos 100 48.00 52.00
Población/Integración/Campo 100 49.50 50.50
Análisis de Riesgo e incertidumbre Técnica Modelo Geocelular
100 42.55 57.45
Tabla 1. Resultado global. Muestra la desviación real de los diferentes modelos que conforman el
modelo geo celular (Isaac Cols, 2004).
Del 80% de desviación en el modelo estratigráfico, se observan los resultados del
proceso y sus variables, mostrándose las más sensibles de ese modelo y en las
cuales se podría minimizar la incertidumbre técnica. La necesidad de un modelo
sedimentológico y el insumo para tal fin es indicado como la debilidad del modelo,
en esta fase de la explotación del campo.
MODELO ESTRATIGRÁFICO Actividades subactividades Estimado Real Desviación
100 20 80
sedimentologia
70 10
|
faces 50 10
20 10
capas 30 10
Correlación Núcleos Perfil
30 10
Tabla 2: Modelo estratigráfico (Isaac Cols, 2004).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 74
Este tipo de procesos y metodología indica los caminos a seguir para optimar la
gerencia de yacimientos a una política donde la administración de la incertidumbre
técnica integra técnica y operaciones hacia el sentido de mínimo riesgo de
acuerdo a la fase de explotación. Otro ejemplo es el control sobre la población de
propiedades, la tabla 2 muestra estos resultados y busca distinguir el área crítica
dentro de los procesos.
Un resultado importante se da desde el punto de la gerencia al conocer cuáles son
las debilidades reales que afectan el modelo global e incrementan el riesgo
técnico, se entiende donde es posible lograr mitigar el problema y hacia donde
orientar los recursos necesarios.
Durante las etapas o fases de la caracterización de yacimientos (fase estática y
dinámica), la estimación del volumen original resulta el objetivo básico. El rango de
variación en dicha estimación indicará el grado de incertidumbre técnica, sin
embargo, parecería no decir nada, hasta compararse con el periodo de
explotación y establecer si la toma de información se ajusta a minimizar la
incertidumbre con la explotación del campo, o los perfiles de producción han
dominado el plan de explotación y relegado la Gerencia de yacimientos.
Dando el sentido práctico y sencillo posible, para estimar el volumen, diferentes
procedimientos técnicos son considerados como válidos, por ser procesos o
metodologías conocidas. Sin embargo, esos procesos no escapan de
suposiciones o asunciones, por lo tanto, poseen incertidumbre y la misma es
técnica.
La revisión actual de los yacimientos exige más que metodologías o procesos
probablemente aislados, necesita ser específico e integrado en la toma de
decisiones, es decir, se debe conceptualizar la oportunidad administrando la
incertidumbre técnica.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 75
¿Qué significa administrar la incertidumbre técnica?, la respuesta es:
buscar la oportunidad para mitigar optimizando esfuerzo y recursos.
La estimación del volumen original de hidrocarburos y la alta incertidumbre
técnica, independientemente de la fase de producción, ha sugerido establecer
como resultado un rango probable en la estimación de dicho volumen y no un
valor único.
La mínima incertidumbre dentro de las actividades de caracterización estática o
geocelular, permite un aspecto dinámico con mayor control y finalmente crear una
plataforma o estrategias ajustadas a periodos de explotación y menor
incertidumbre de dicha etapa.
2.9.3 Antecedentes y objetivos
Los antecedentes se han asociado a la dinámica técnico – operativa que ha
previsto en el control de los procesos, la forma más viable para entender la
incertidumbre técnica de acuerdo a su periodo de explotación, en una plataforma
que reconoce que la incertidumbre siempre existe y para cualquier caso requiere
ser administrada.
Administrar la incertidumbre técnica es función del proceso, es decir:
¿Qué se hace?
¿Qué se tiene?
¿Qué puede ser mejorado?
La incertidumbre técnica se entiende como la desviación de la información técnica
real vs la información técnica necesaria, sus resultados son asociados a periodos
de producción (explotación de los campos), que incrementa o disminuye un rango
de probabilidad.
¿Cómo estimar la incertidumbre técnica?
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 76
¿Cómo lograr una adecuada población de propiedades?
¿Cómo integrar adecuada y consistentemente los diferentes modelos?
¿Qué información puede disminuir la incertidumbre técnica?
¿Cómo lograr que el volumen estimado tenga la menor incertidumbre
técnica posible?
Son preguntas que a diario se dan entre geociencias e ingenierías, más aun
cuando el dato técnico, base para minimizar la incertidumbre, es condicionado por
la oferta y demanda.
Algunas premisas a saber: Es importante dejar claro que el concepto de
explotación evidencia cuando mínimo tres periodos en la vida productiva de un
campo, tales como: nuevos, medios o en desarrollo y maduros, la incertidumbre
técnica es asociada y administrada para a cualquier periodo.
Es claro que pueden existir campos maduros o medios con áreas de alta
incertidumbre por la carencia de datos o interpretación entre otros puntos, en esos
casos se recomiendan filtrar y definir las áreas de menor incertidumbre y aplicar
una gerencia adecuada en la toma de decisiones.
La idea de establecer la incertidumbre técnica dentro de los procesos permite
tener claro las debilidades de los proyectos, esas debilidades se transforman
directamente en oportunidades y es la dirección para disminuir la incertidumbre
técnica.
Basado en esos planteamientos como lograr mejores resultados en la dinámica
global, en la información actual, como poder tener proyectos que permitan ser
preservados o ajustados en el tiempo con mejor información, es fundamento de
este tipo de metodología.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 77
2.9.4 ¿Cómo tener una plataforma geocelular que mejore las
estrategias?
Parece ser más simple de lo que se piensa generalmente, y es identificando los
procesos y actividades que llevan a tal fin. Las Tablas 1 y 2 mostraban un modelo
estratigráfico con mayor incertidumbre, criterios para la validación permitieron
realizar un modelo de facies que permitió mejorar dicho resultado, a la vez que
logra disminuir la incertidumbre técnica global.
En la Tabla 2 se indica que esa incertidumbre ha disminuido con integración de los
procesos. En el primer caso Tabla 1, se trataba de poblar un modelo con la
información de dos pozos en ocho tipos de facies, por lo que se decidió integrar un
modelo de fracturamiento y disminuir la incertidumbre areal y utilizar por
recomendación del modelo de fracturamiento solo tres tipos de facies, por lo que
la incertidumbre final disminuyó.
Con la estimación anterior se tiene el estimado global producto de todos los
modelos, con esta incertidumbre se comparan los periodos de explotación con la
información técnica.
Podría pensarse que la disminución de la incertidumbre técnica es un proceso
lento, sin embargo, hay que recordar que es un sentido global, lógicamente
proyectos o estrategias de explotación pueden ser diferentes si la incertidumbre es
conocida individual o árealmente, por lo tanto, la incertidumbre técnica de acuerdo
al objetivo puede variar. Para llegar a cada valor, un procedimiento similar se ha
sido realizado para cada modelo.
2.9.5 Fase estática
El objetivo fundamental de la fase estática es construir el modelo geocelular y su
estimado de volumen original que sirva de plataforma al modelo de simulación. Sin
embargo, la complejidad de los yacimientos aunado a los pocos datos, han
asociado muchas veces para tal fin, la toma de una serie de consideraciones sin o
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 78
con definición de procesos de flujo con o sin metodologías que permitan entender
mejor la oportunidad y den un sentido lógico con información existente.
Es importante que la descripción de detalle se dé y se entienda que la misma
puede tener un carácter individual, pero que tanto detalle no será usado en la
población de los campos por no existir información suficiente para una
interpretación general. Ejemplo: Para un campo nuevo, detalles individuales en la
columna geológica, origina un número elevado de capas y no beneficia la
estrategia de explotación del campo, pero si aumenta la incertidumbre técnica, por
no tener detalle lateral, dando origen a múltiples realizaciones.
De la misma manera, muchos geocientistas se han valido de la alta incertidumbre
para dar explicación en que es una probabilidad, lo cual es cierto, sin embargo, se
ha enmascarado el rango real de probabilidades y hace aún más complicado
obtener las variables de mayor incertidumbre.
Todo proceso es entender un flujo de trabajo relacionado con un número de
pasos/etapas o subprocesos. El ejemplo de la construcción del modelo geocelular
es una primera explicación.
El modelo geocelular es el resultado de la integración consistente de los modelos
propios de cada especialidad de geociencia y la ingeniería de yacimientos.
Esta primera analogía describe un interés macro de los resultados, como puede
ser observado dando un modelo estratigráfico con un 80% de incertidumbre
técnica vs un 57 del global, es decir, existe una necesidad en el modelo
estratigráfico que afecta el resultado global.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 79
Modelo geocelular
Análisis de la incertidumbre técnica Estimado Real Desviación
Base de datos 100 37.33 62.67
Modelo estructural 100 70.0 30.00
Modelo estratigráfico 100 20.00 80.00
Modelo petrofísico 100 38.00 62.00
Modelo de fracturamiento 100 35.00 65.00
Ingeniería de yacimientos 100 48.00 52.00
Población/Integración/Campo 100 49.50 50.50
Análisis de Riesgo e incertidumbre Técnica Modelo Geocelular
100 42.55 57.45
Tabla 3. Incertidumbre matriz modelo geocelular (Isaac Cols, 2004).
El procedimiento general es entonces:
1.- Definir en qué fase de producción se encuentra el yacimiento a seguir (nuevos-
en desarrollo –maduros)
2.- Como distribución básica la porosidad independiente del yacimiento se
correlaciona o distribuye con el modelo de facies. Sin embargo, para yacimientos
nuevos el uso de atributo sísmico permite tener un mejor resultado.
3.- Si el periodo de explotación del campo o yacimiento es:
Nuevo: Su incertidumbre es máxima, por lo tanto se recomienda que la
distribución de porosidad corresponda a la porosidad promedio, de esta manera la
estimación de volúmenes originales son función directa de los datos duros y
aunque es de alta incertidumbre se busca que no se haga un campo ni optimista ni
pesimista en un primer momento. En todo caso se sugiere mantener por lo menos
tres modelos de porosidad.
En desarrollo o medios: La información tanto de fracturamiento del campo, como
de producción juega un papel básico. Ejemplo: Un yacimiento fracturado con
presencia de vúgulos o cavernas y buena producción indica que las porosidades
deben ser asociadas a la máxima porosidad. En caso de existir un
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 80
comportamiento bajo de la producción debería seguirse trabajando con las
promedios y no afectar los volúmenes hasta obtener mayor información.
Maduros: Tienen la ventaja de contar con mayor información. La distribución de
porosidad tanto mínima como máxima no deberían estar en rangos tan alejados
por el control de los datos duros de registros, sin embargo, se recomienda
continuar con la premisa en cuanto a las altos gastos de producción o presencia
de vúgulos o cavernas en hacer las porosidades máximas, de lo contrario hacerla
promedio.
Adicionalmente, de darse el caso de bajo potencial, usar como control dentro de
la realización del modelo pseudo-pozos que representen las propiedades más
bajas en las zonas no controladas o de baja producción para de esta manera tener
mayor control sobre el algoritmo de población, igual caso puede hacerse en casos
optimistas. También en este caso un atributo sísmico puede ayudar.
4.- Es importante el uso de zonas o filtros dentro de los programas de
interpretación utilizados, lo que lo hace poderoso en el resultado final permitiendo
separar resultados por incertidumbre técnica.
Nota: El realizar la población de esta manera minimiza el número de realizaciones,
permitiendo obtener una realización probable y controlar los datos básicos
haciendo un uso integrado de los mismos al correlacionar la petrofísica con la
producción, geología, sísmica y la ingeniería entre otros.
2.9.6 Sugerencias para una mejor práctica
Es necesario conceptualizar el yacimiento y ubicar las metodologías y /o procesos
adecuados para cada campo como por ejemplo: población de campos nuevos / en
desarrollo / maduros. Una mala conceptualización puede seleccionar el proceso
no adecuado e incrementar la incertidumbre.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 81
La población se convierte en la plataforma fundamental del modelo geocelular y
modelo de simulación, en ella convergen todas las integraciones posibles.
Es importante recalcar lo siguiente: el nivel de detalle geológico aumenta con el
desarrollo del campo o técnicas a aplicar en explotación, como es el caso de
recuperación adicional o mejorada. Debe quedar claro que el detalle individual es
importante, pero debe ser ubicado de acuerdo a la necesidad y a la
conceptualización, se buscan plataformas para la toma de decisiones y no alto
detalle individual sin interpretación real.
Todos los procesos /actividades tienen variables dependientes e independientes,
las cuales pueden ser afectadas por una mala toma de decisión.
Desviaciones y mayor incertidumbre técnica entre una fase y otra, han obligado a
plantear rangos probables por la incertidumbre técnica existente en cada una de
las fases.
Es importante mencionar que las desviaciones muchas veces han sido originadas
por procesos no claros dentro de las fases, lo que da origen a un incremento de la
incertidumbre. El uso de matrices, permite la mejor gerencia de la incertidumbre
técnica. Se le da carácter técnico y no personal.
Se pueden jerarquizar los diferentes campos basados en una única plataforma. El
presente trabajo muestra algunas lecciones aprendidas, las cuales pueden servir
de plataforma para la implantación de algunos procesos, quedando en el
mejoramiento continuo lograr un óptimo.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 82
2.10 GEOESTADÍSTICA
Las herramientas empleadas geo estadísticamente son cada vez más empleadas
en la modelación de yacimientos petroleros debido a la disponibilidad de códigos
(software) comerciales que de una manera u otra 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 datos de diferente naturaleza y que son
obtenidos a diferentes escalas del yacimiento.
Modelado de propiedades petrofísicas
Modelado de la porosidad: Se emplea un método de simulación
estocástica usualmente de tipo gaussiano (simulación gaussiana truncada).
Se puede emplear atributos sísmicos (impedancia acústica) como variable
secundaria.
Modelado de la permeabilidad: Se emplea un método de simulación
estocástica usualmente de tipo gaussiano (simulación gaussiana truncada o
indicador). Se puede emplear la porosidad (previamente simulada) como
variable secundaria.
Las oportunidades de desarrollo están basadas en:
Geoestadística de múltiples puntos.
Uso de datos dinámicos en donde se hacen pruebas de pozo, historia de
producción y sísmica 4D
Modelación basada en superficies.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 83
A continuación se presenta una breve descripción de las principales actividades
del proceso de CEY.
1.- Integración y validación de la base de datos.- Se debe revisar, Compilar
integrar y validar la información geofísica, geológica de yacimiento, para generar la
base individual de datos del campo (Proyecto).
2.- Interpretación sísmica.- Su finalidad debe ser el obtener el comportamiento
estructural y realizar el análisis sismo-estratigráfico y de atributos sísmicos del
yacimiento. Así como la obtención de los mapas en tiempo, modelo de
velocidades y mapas en profundidad.
3.- Interpretación geológica.- En esta etapa se debe actualizar el modelo
estratigráfico- sedimentológico del yacimiento a mayor detalle y confiabilidad, para
definir las características de la roca almacén y su distribución espacial.
4.- Interpretación petrofísica.- En esta etapa se debe generar el modelo petrofísico
del yacimiento para determinar la calidad de la roca almacén, discretizando la
porosidad efectiva total en matriz y secundaria, utilizando los conceptos de
geología para ser aplicados ya sea en petrofísica básica o avanzada según sea
necesario o requerido por el activo.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 84
Ilustración 20: Evaluación petrofísica avanzada de un pozo del área de estudio (A. Ortuño, 2013).
5.- Ingeniería de yacimientos.- En esta etapa se debe analizar y/o definir las
propiedades dinámicas del yacimiento obtenidas de los estudios PVT’s y de los
aforos, por los especialistas de ingeniería de yacimientos, en conjunto con los de
caracterización estática.
6.- Integración de modelo estático.- El objetivo principal debe ser integrar los
modelos estructural, estratigráfico, sedimentológico, petrofísico y de fracturas
(cuando aplique), así como los procesos diagenéticos, las propiedades de los
fluidos y unidades de flujo, para generar el modelo geológico integral de los
yacimientos escalar y poblar las propiedades petrofísicas (malla de simulación
numérica), que conforman el modelo estático del yacimiento y que sirve para la
estimación del volumen original de hidrocarburos y de base para la simulación
numérica de yacimientos.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 85
7.- Análisis de riesgo e incertidumbre.- En esta etapa se debe definir el grado de
error o incertidumbre que se asignará a cada uno de los parámetros en la
calibración de los modelos integrales que inciden en la orientación del
conocimiento probabilístico de los yacimientos petroleros, a fin de permitir
homogenizar la metodología con buenas prácticas de trabajo e intercambio de
experiencias.
8.- Escalamiento y población.- Se deben definir las litofacies y litotipos, así como
realizar el escalamiento de las propiedades Petrofísicas a celdas, poblando las
mismas en todo el yacimiento.
9.- Interfase caracterización estática y dinámica.- En esta etapa se debe realizar
un trabajo en conjunto entre los especialistas de caracterización estática y
simulación numérica de yacimientos para generar la malla de simulación
numérica y optimizar los tiempos durante la etapa de inicialización de la misma.
Esta sinergia deberá continuar hasta el ajuste de historia presión-producción del
campo y para cada uno de los pozos.
Como ejemplo en la ilustración 21 se observa una malla poblada con porosidad
secundaria y permeabilidad de matriz.
Ilustración 21: malla poblada con la variable de porosidad secundaria y permeabilidad de matriz en un
modelo estático de un campo del área de estudio. (Ortuño, 2010).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 86
2.11 LAS 3P’S
Las reservas de hidrocarburos son un indicador de gran importancia para el
mercado del petróleo crudo.
Estas son uno de los pilares de las finanzas y la planeación de las compañías
petroleras, y por ende de los países productores
Es importante indicar que el precio del petróleo juega un rol muy importante en la
determinación de las reservas, ya que este puede favorecer la viabilidad del
desarrollo de proyectos de explotación e incluso es un determinante para
reclasificar el tipo de reservas.
Según el grado de certidumbre las reservas se clasifican en:
Reservas probadas
Reservas probables
Reservas posibles
2.11.1 Probadas (P1)
Son aquellas que pueden ser producidas comercialmente con certeza razonable,
en un tiempo determinado, con la tecnología existente y bajo las condiciones
operacionales, regulatorias y económicas actuales. Para que las reservas sean
probadas debe existir al menos un 90% de probabilidad de que las cantidades
recuperadas sean iguales o mayores al estimado. Las reservas probadas se
dividen en desarrolladas y no desarrolladas.
Desarrolladas: Son aquellas que se espera recuperar de pozos existentes, con la
infraestructura actual y con costos moderados de inversión.
No desarrolladas: Son aquellas que se espera recuperar de pozos e
infraestructura futuros.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 87
No probadas: Se clasifican como reservas no probadas cuando existe
incertidumbre en las condiciones operacionales, regulatorias y económicas para
extraerlas. Las reservas no probadas se clasifican en probables y posibles
2.11.2 Probables (P2)
Para que las reservas sean probables debe existir al menos un 50% de
probabilidad de que puedan ser producidas. Estas cantidades estimadas a
recupera deben ser iguales o mayores a la suma del estimado de reservas
probadas más probables. La suma de reservas probadas y probables se denomina
reservas 2P.
2.11.3 Posibles (P3)
Para que las reservas sean posibles debe existir al menos un 10% de probabilidad
de que puedan ser producidas. Estas cantidades estimadas a recupera deben ser
iguales o mayores a la suma del estimado de reservas probadas más probables
más posibles. La suma de reservas probadas, probables y posibles se denomina
reservas 3P
2.11.4 Métodos para determinar reservas.
1. Método Por Analogía: Este método se utiliza básicamente en la etapa
exploratoria, cuando se descubren yacimiento que no disponen de la información
propia y se requieren estimar el volumen del petróleo en sitio y reservas para tener
una idea de su potencialidad el cual toma en consideraciones la características
similares existentes con los yacimientos cercanos y la información que aporta una
comparación entre los pozos.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 88
2. Método Volumétrico: Este método es uno de los más usados ya que se emplea
en las etapas iniciales en que se comienza a conocer el campo o yacimiento y se
fundamenta en la estimación de las propiedades petrofísicas de la roca y de los
fluidos que se encuentran en el yacimiento aun cuando no se ha empezado a
producir. Para determinar el POES existen parámetros que se deben tomar en
cuenta para tener una mejor estimación de las reservas de hidrocarburos ya que
contribuyen de manera directa a la exactitud de dichos cálculos:
Determinación del volumen de roca.
Determinación de la porosidad promedio.
Eficiencia de recobro o Factor de recobro.
3. Métodos basados en el análisis del comportamiento de yacimientos
Balance De Materiales: Este método se fundamenta en la premisa que dice que
el volumen poroso de un yacimiento permanece constante o cambia de una
manera pronosticable cuando la presión del yacimiento disminuye como
consecuencia de la producción de fluidos, entonces como el volumen poroso
permanece constante eso está indicando que los fluidos remanentes en el
yacimiento se están expandiendo, ocupando así el volumen dejado por la salida
de los fluidos producidos. También permita conocer el comportamiento de los
fluidos dentro del yacimiento en función al tiempo o grado de agotamiento.
Factor O Grado De Agotamiento: Es un dato que permite relacionar presiones
iniciales y finales dentro del yacimiento y así poder determinar cuál será la presión
de abandono en que se detendrá la producción. En modelos volumétricos se le
asocia este grado de agotamiento a un parámetro Pe (Presión estática).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 89
Análisis De Curvas De Declinación De Producción: Se define como declinación
de un pozo la disminución progresiva y continua de la tasa de producción de dicho
pozo, partiendo de su valor máximo inicial y como resultado de la disminución
también continua del factor (Ko¨p2-p1¨)/Uo a medida que avanza el agotamiento
de su área de drenaje.
Método De Simulación Y Modelación Computarizada De Yacimientos: Este
tipo de método utiliza como herramienta fundamental ecuaciones y aspectos
físicos relacionados con los métodos anteriores de volumétrica y balanceo de
materiales:
* Elementos fundamentales del yacimiento.
* Elementos Derivados.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 90
CAPITULO III: RESULTADOS Y ANÁLISIS/DISCUSIÓN
3.1 RESULTADOS
3.1.1 Resultados de la caracterización Roca- Fluido
Con este modelado se determinó la interacción entre la roca y el fluido
mediante la capilaridad en los poros de la roca para especificar la presión
que hay en la formación.
Se obtuvo el grado de compresibilidad de la roca tomando en cuenta la
presión litostática y presión de sobrecarga efectiva del poro para especificar
si la recuperación de hidrocarburo es primaria, es decir, si solo se usa la
energía natural del yacimiento como mecanismo de empuje.
3.1.2 Resultados de Caracterización Sísmica
Los horizontes pueden ser interpretados en líneas 2D, en volúmenes, o en placas.
Varias funciones de edición y selección de eventos están disponibles para acelerar
el proceso de interpretación. Los horizontes pueden ser exportados e importados,
de éste a otros paquetes de software.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 91
Ilustración 22: Sección sísmica transversal a la estructura principal de la Faja de Oro Terrestre que muestra
el horizonte sísmico principal. (Pemex APPRA 2014)
Ilustración 23: Línea sísmica representando facies litológicas y paleontológicas de acuerdo al tipo de
ambiente y la formación geológica a la que pertenece, esto es una correlación. (Pemex APPRA 2014).
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 92
La interpretación de los horizontes da como resultado mapas estructurales, que
posteriormente se pueden manipular y convertir en velocidad-profundidad, esto a
consecuencia de las líneas y trazas sísmicas que los horizontes generan. La
interpretación de estos mapas va en relación a la geología del lugar, zona o
formación, para así, correlacionar datos geológicos y sísmicos.
Ilustración 24: Horizonte interpretado y generando el mapa del área deseada para el estudio, donde se aplica
la extracción del atributo sísmico, se interpola, suaviza y posteriormente se corrige la velocidad y profundidad de los pozos. (Pemex APPRA 2014)
Los atributos sísmicos son mediciones específicas de características geométricas
o estadísticas que se obtienen de la sísmica. De estos atributos se obtiene la
amplitud, frecuencia y fase, de los horizontes interpretados como en una ventana
en tiempo, se identifican rasgos estructurales y fallas geológicas. Con los
atributos se identificaron fallas y discontinuidades muy difíciles de ver con la
sísmica tradicional.
Entre los atributos que se obtienen de los datos sísmicos se encuentran;
coherencia, impedancia acústica, varianza, etc., ya que miden la similitud entre
trazas sísmicas, además algunos atributos reaccionan a cambios de porosidad de
las rocas. El obtener un atributo por sí solo no es un indicador confiable de
hidrocarburos y de heterogeneidades estructurales del yacimiento. Por lo que es
necesario el cálculo de varios atributos, para que en conjunto den una idea
fidedigna de los rasgos estructurales y del yacimiento de hidrocarburos.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 93
El cálculo de atributos como amplitud, frecuencia y fase no presentaron buena
correlación con la porosidad. Por lo que fue extraído el atributo de impedancia
acústica. Para esto, Se calculó un modelo de un cubo de velocidad, que al
aplicarse a un cubo sísmico que comprenda la estructura.
Ilustración 25: Aplicando los atributos de amplitud (Pemex APPRA 2014)
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 94
Ilustración 26: Aplicando la extracción de atributos (RMS) y suavizado para determinar una localización
prospecto. (Pemex APPRA 2014).
3.1.2.1 Modelo de velocidades en tiempo- profundidad
El modelo de velocidad inicial puede construirse con datos como por ejemplo la
velocidad de apilamiento RMS, horizontes interpretados, velocidades de intervalo,
gradientes de compactación vertical, registros de pozos y parámetros de
anisotropía.
La primera iteración de migración pre-apilamiento en profundidad utiliza este
modelo de velocidad inicial para obtener gathers migrados en profundidad o
apilamientos para más adelante hacer un análisis de velocidad iterativamente y
para el proceso de construcción del modelo.
Estos enfoques pueden combinarse de acuerdo a las necesidades para obtener el
mejor modelo de velocidad posible. Además, el algoritmo flexible permite la
construcción de modelos de velocidad consistentes con el proyecto para múltiples
líneas 2D
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 95
Ilustración 27: Velocidad calculada en el Well Data Manager y metidos al software Landmark en el mapa de
pozos para convertir en mapa de velocidad. (Pemex APPRA 2014)
Ilustración 28: Mapa de velocidad procesado en el software Landmark que indica la rapidez de propagación
de las ondas en las capas de las rocas. (Pemex APPRA 2014)
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 96
3.1.2.2 Carga de datos en petrel y generación del modelo estático del campo.
El paso final en el modelado estructural es incorporar los horizontes a la malla del
esqueleto (figura 29). El programa Petrel permite la opción de importar los
horizontes en tiempo y luego convertirlo a profundidad en este estudio los
horizontes y fallas ya están en el dominio de profundidad por lo que el resultado
final es una malla 3D que consiste en un conjunto de pilares conectado en la base
el medio y el tope y donde tanto estas como las celdas de la malla están atadas a
los valores en profundidad de los horizontes.
Luego de haber incorporados los horizontes a la malla 3D e incorporarlo al modelo
de falla en el proceso Hacer Horizontes (“Make Horizons”) de Petrel se crearon
zonas dentro de los horizontes que representan el tope y base del modelo con el
proceso Hacer Zonas (“Make Zones”) de Petrel.
La metodología que el programa emplea para generar estos mapas de espesores
se basa en la extrapolación de los valores de espesor medidos en los pozos
tenemos la ventaja que existe una cantidad considerable bien distribuida de pozos
que permiten que la extrapolación se adapte mejor a espesores reales.
Ilustración 29: Horizontes tope y base del Modelo estático donde se presentan los pilares de fallas asociados
a los planos de falla dentro del intervalo de interés. Profundidad en pies. (Arellano 2006)
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Ilustración 30: Horizontes tope y base del modelo 3D donde se presentan los planos de fallas dentro del
intervalo de estudio desde una perspectiva este-oeste. Profundidad en pies. (Arellano 2006)
3.1.3 Resultados de caracterización petrofísica
Estimación de las Propiedades petrofísicas Básicas de la roca: Volumen de arcilla,
porosidad, permeabilidad y saturación de Fluidos, Estimación del Índice de
Calidad del yacimiento, del Índice de Zonas de cash flow y la definición de las
unidades hidráulicas y Zonas de cash flow de Fluidos, Definición de las
heterogeneidades del yacimiento a escala macro y microscópica, la base de estafa
en la Integración de Información Derivada de núcleos, Registros, Muestra de
roca y Producción.
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3.1.4 Resultados del Modelo Sedimentario-Litológico
Con el modelo litológico el cual está basado de las propiedades petrofísicas
obtenidas de muestras de canal, muestras de núcleos, muestras de pared
porosidad efectiva y permeabilidad, las cuales con los registros como rayos
gamma, potencial natural, resistividades, densidad y sónico de porosidad y con las
pruebas de laboratorio de núcleos se comprueba el tipo de litología que se
encuentra en la zona estudiada, base a ello se realiza el análisis estadístico de la
respuesta de la forma litológica en las curvas.
Se aplica el método de escalamiento es decir, asigna a cada celda con respecto a
la unidad geológica que se trate. Dando valores medios de 0-50 para la
clasificación de areniscas y lutitas, mientras que para las areniscas-arcillosas y
lutitas-arenosas son similares los métodos que conllevan a realizar la simulación
geo estadística son gaussiano truncado.
Se clasifican las facies basadas en valores de corte del registro de rayos gamma
representándose de la siguiente forma (figuras 31)
Ilustración 31: Tipo de roca obtenida en el registro (Díaz R. 2006).
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Ilustración 32: Vista en 3D de la distribución de litofacies (Díaz R. 2006).
3.1.5 Resultados del 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, por
tanto con el desarrollo de este modelo se obtiene de manera concreta la estructura
geológica (trampa), fallas, y limites que presenta el yacimiento, (figura 34), es decir
un modelo estructural es la arquitectura o esqueleto que conforma un yacimiento.
Con todos los datos obtenidos se crea un modelo grafico de la estructura de la
zona prospecto para obtención de hidrocarburos.
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Ilustración 33: Modelo estructural de un conjunto de fallas y plegamientos (Kelkar, 2002)
3.1.6: Resultados del modelo estratigráfico
Con el modelo Geológico-estratigráfico se obtiene la arquitectura de los
yacimientos presentes en el área y la correlacionan de las secuencias y
parasecuencias para toda el área en estudio.
También se logra con este modelo identificar e interpretar las unidades
estratigráficas, ciclos de sedimentación y su extensión areal, mediante el análisis
sedimentológico, bioestratigráfico, de perfiles de pozo y análisis secuencial, para
definir la geometría interna de los yacimientos y su incidencia en la caracterización
de los mismos.
Seguido de lo anterior mencionado, también se pudo Definir las superficies que
delimitan las principales unidades de flujo del yacimiento a partir de la Correlación.
Es decir, define el marco o la estructura interna del yacimiento. El trabajo de
correlación potencialmente involucra un considerable número de disciplinas tales
como:
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Sísmica, estratigrafía de secuencias, sedimentología, interpretación de registros
de pozos, bioestratigrafía, geoquímica, mineralogía, estudios de afloramientos,
etc.
3.1.7 Resultados de amarres de pozos
Al realizar un amarre de pozos se obtiene la columna estratigráfica del campo,
acorde a la extensión de área que ocupen los pozos utilizados, ya que dicha
correlación se hace con el fin de obtener una columna estratigráfica esperada para
el nuevo pozo, este puede ser calibrado con el modelo geológico-estratigráfico
generado previamente, cuya confirmación se realizara durante la perforación.
3.1.8 Resultados de correlación de horizontes
En base a la información sísmica que se obtiene de los pozos, el objetivo de
mapeo de superficies, el cual está basado a la correlación de horizontes sísmicos,
es modelar el subsuelo, donde destacan principalmente sus fases de generación,
migración y entrampamiento de hidrocarburos siendo este el punto de interés.
Una correlación de horizontes que no es más que una correlación de polígonos,
permiten la extracción de una sección sísmica, la cual puede ser colocada
arbitrariamente donde el intérprete así lo decida, con esto se llaga a la finalidad de
realizar comparaciones entre las respuestas sísmicas en una zona de
incertidumbre.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 102
3.2 DISCUSIÓN
Todos lo modelados que se utilizan son de suma importancia para poder generar
el modelo geocelular, cada uno de ellos aportan información particular para
después correlacionar cada uno de ellos, con el fin de reducir el grado de
incertidumbre.
Cada modelo se lleva a cabo de la siguiente manera:
En el modelo geológico es utilizado para obtener información, apoyándonos de la
sedimentología, estratigrafía y geología estructural, para poder determinar la
litología, estructuras y facies sedimentarias; tratándose de fallas, plegamientos,
discordancias, mismas que pueden funcionar como trampas para el hidrocarburo
en la zona de estudio o en la posible zona prospecto.
Sin este modelo no se puede garantizar la viabilidad de poder llevar a cabo
satisfactoriamente el proyecto de exploración-explotación.
Dentro de la caracterización estática de yacimientos, el modelo sísmico es de vital
importancia, ya que este aporta información relevante, mientras da a conocer el
comportamiento de las propiedades dentro del yacimiento, además de mostrar
propiedades físicas de las rocas a partir de datos de tiempo de llegada de las
ondas, obteniendo datos geológicos los cuales se va a integrar en la
geoestadística.
Con la obtención de los datos sísmicos se pueden realizar cubos sísmicos u
horizontes que muestren un modelo del subsuelo, esto con el apoyo de los datos
obtenidos de un amarre de pozos que brindan información estratigráfica
delimitando los rasgos litológicos y a su vez estructurales de relevancia para la
interpretación de los mismos. Es por ello que la realización de una correlación de
estos horizontes da como resultado una sección sísmica que muestra las zonas
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 103
de fallamiento, por lo que es un proceso de suma importancia para la obtención de
modelos estructurales, estratigráficos de la zona de interés.
En cuanto a los modelos petrofísico y roca-fluido, se hace evidente la relación
mutua existente entre ambos, puesto que los principios y propiedades físicas que
rigen esta interacción son básicamente la porosidad (en sus distintos tipos),
permeabilidad, saturaciones, capilaridad, compresibilidad, principalmente. Mismos
que nos ayudan a determinar si el yacimiento reúne las características
estructurales y petrofísicas propias de un yacimiento con alto potencial petrolero.
Uno de los principales pilares dentro de la caracterización estática es el modelo
geoquímico, el cual es más particular dentro del sistema petrolero, puesto que
este describe como todo el proceso de generación se lleva a cabo, esto es
determinado mediante el contenido orgánico total (TOC), tipo de kerógeno, nivel
de madurez térmica, ventana de generación donde estos datos se presentan en la
gráfica de Van Krevelen.
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CAPITULO IV: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
La caracterización estática de un yacimiento constituye el marco apropiado para
proseguir con la evaluación de todo yacimiento de hidrocarburos, dando a conocer
su gran importancia al ser expuesto. Esta caracterización conlleva un proceso
desde la delimitación exploratoria hasta el abandono de los yacimientos, por lo
cual requiere de diferentes sub-modelos que en conjunto determinan y crean el
modelo geocelular, el cual consiste en la estimación mínima del grado de
incertidumbre que se tiene del yacimiento. Los sub-modelos de manera particular
aportan datos precisos de las propiedades más importantes del yacimiento y por
tanto cada uno es parte fundamental de la caracterización; estos sub-modelos
son:
Modelo estratigráfico
Modelo estructural
Modelo de litofacies
Modelo petrofísico
Modelo geológico
Cada modelo utilizado para la caracterización estática se encuentra
estrechamente relacionado, sirve de base para otro modelo siguiente y a su vez se
apoya en el mismo, es decir, cada modelo determinado lleva una secuencia.
Como se observó la caracterización sísmica o modelaje sísmico, en conjunto con
el modelo geológico-estructural, nos contribuyen a hacer la delimitación
exploratoria, puesto que el modelo está basado en construir mapas estructurales,
que posteriormente se pueden convertir en mapas de velocidad-profundidad con el
fin de determinar estructuras en el subsuelo a partir de la interpretación de líneas
sísmicas en 2D, mientras que el modelo geológico-estructural nos conlleva a
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 105
determinar la arquitectura de un yacimiento, es decir, se define la geometría de las áreas
que contienen hidrocarburos, así como el tren de fallamiento y fracturamiento.
Posterior a ello viene la parte del Desarrollo y Explotación, en la cual en secuencia
del modelo sísmico se adentró de lleno a los modelos Geológicos (estratigráficos y
litológicos) seguidos del Petrofísico; el modelo geológico nos determina: el tipo de
material existente, el ambiente de depósito, las principales estructuras como fallas,
sinclinales, anticlinales, cuya existencia da pauta a un aumento de probabilidad de
encontrar hidrocarburos alojados o entrampados en este tipo de estructuras, por
otra parte la caracterización petrofísica permite determinar: la porosidad,
permeabilidad y saturación de agua, aceite y gas. Con ello se concluye el
desarrollo y se inicia la explotación misma que se basa de la caracterización Roca-
Fluido a partir de un análisis de matriz y poros de la roca donde puede contener
fluidos como: petróleo, gas y agua.
De manera general, se concluye que el modelo geocelular, el cual es un conjunto
de todos los modelos expuestos anteriormente, solo puede ser confiable y hasta
cierto punto certero, mientras cada modelo contribuya en su totalidad a disminuir
el grado de incertidumbre, todo ello con el fin de estimar el mínimo error existente,
o posiblemente a generarse, de ello depende que la caracterización estática sea
base para continuar con posteriores métodos de evaluación en las siguientes
etapas de los yacimientos.
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4.2 RECOMENDACIONES
Contar con personal altamente capacitado, que reúna los conocimientos
suficientes para llevar a cabo las tareas necesarias en la realización de una
caracterización estática de yacimientos.
Conocer ampliamente la utilización de los diferentes modelos que
conforman una caracterización estática.
Adquirir los softwares necesarios para la generación de cada uno de los
modelos involucrados en la elaboración de una caracterización estática de
yacimientos.
Adquirir base de datos de campos reales, mediante prácticas en
dependencias que realicen este tipo de caracterización, y así tener una
mejor noción de lo que conlleva realizar una caracterización estática de
yacimientos.
Llevar a cabo la simulación de una caracterización estática de yacimientos
después de haber adquirido los datos reales de campos petroleros activos.
Dictaminar resultados correctos para su implementación en una
caracterización estática, con el objetivo de reducir el factor de incertidumbre
semejante a lo que fuese un caso real o para fines más específico.
INGENIERÍA EN GEOCIENCIAS 107
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