UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO

FACULTAD DE INGENIERÍA

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS

ING. MANUEL JUAN VILLAMAR VIVGUERAS

“Un enfoque clave para la caracterización petrofísica y definición de unidades de flujo del campo Santa

Bárbara en la Cuenca Oriental de Venezuela”

IBARRA GONZÁLEZ HUGO ENRIQUE

JUAREZ SANJUAN RICARDO

ZAVALA MIRANDA FRANCISCO JAVIER

RESUMEN

Este campo del cual trata el artículo se encuentra ubicado al norte del estado de Monagas que como menciona el título se localiza en la Cuenca Oriental de Venezuela. Los yacimientos de este lugar se caracterizan por sus altas presiones y temperaturas lo cual se traduce en grandes niveles de producción al inicio de la explotación.

El mecanismo de desplazamiento correspondiente a estos yacimientos es el gas disuelto, la expansión del aceite con el detalle de que la presión disminuye rápidamente. La distribución de los fluidos dentro del yacimiento se encuentra con gas condensado en la parte superior y aceite pesado en la parte inferior, por lo que con el fin de optimizar los procesos de recuperación secundaria era necesario un modelo petrofísico detallado en el campo.

La caracterización está llevada desde el análisis en la variación de la geometría de la garganta de poro ya que de esto depende la manera en que el fluido se encuentra distribuido inicial y residualmente al mismo tiempo también controla el flujo de este dentro de los reservorios.

Con los datos de porosidad y permeabilidad obtenidos de manera convencional, la presión capilar del mercurio inyectado, la permeabilidad relativa y los datos mineralógicos obtenidos, se caracterizaron los sistemas porosos en función de los tipos de rocas que presentan un flujo similar y capacidad de almacenamiento parecidos.

La saturación de agua se consideró inmóvil, encontrándose que esta dependía del tipo roca, siendo la garganta de poro el parámetro principal que determina el flujo dentro de los yacimientos.

La información obtenida por la presión capilar obtenida debido a la inyección de mercurio otorgan información importante en cuanto a la garganta efectiva de los radios porosos, los cuales son correlacionados con otros datos obtenidos del yacimiento, tales como permeabilidad, porosidad, saturación de agua irreductible, además de un perfil de presión capilar de poro.

La facies de garganta de poro que se obtuvieron por medio de ecuaciones empíricas al correlacionarse con la garganta de poro calculada mediante la presión capilar nos muestra que el sistema de poros interconectados que determina el flujo, se representa de mejor forma por una garganta de poro de una curva de presión capilar con saturación de mercurio al 45%.

Se consideraron tipos de rocas para definir las intervalos a inyectar al igual que para construir perfiles de flujo que se corroboraron con los registros de producción. Se

agruparon rocas de características similares para realizar un excelente método de simulación de facies. Se elaboraron mapas con tipo de roca para así delinear las mejores zonas del yacimiento.

La caracterización de un yacimiento basado en los tipos de roca con la finalidad de obtener las unidades de flujo e integradas con los datos geológicos, petrofísicos y los datos de producción dentro de las zonas con características de flujo parecidas son imperantes para el eficaz desarrollo de los procesos de recuperación secundaria.

INTRODUCCIÓN

El campo Santa Bárbara se ubica al Norte del estado de Monagas dentro de la Cuenca Oriental de Venezuela, el cual se muestra en la figura. Debido a que el campo presenta un complejo sistema de poros, es necesario un modelo petrofísico que se detalle justo en este tipo de sistema, específicamente hablando del estudio de los poros y su geometría de garganta aplicada a formaciones del terciario y del cretácico.

El tamaño de poro se pude estimar por medio de estudios de núcleo habituales de porosidad y permeabilidad. La correlación de estos parámetros junto con la presión capilar de mercurio ayudaron al desarrollo de una relación empírica entre la porosidad y la permeabilidad al aire y la abertura de poro correspondiente a una saturación de mercurio del 35% (R35). Esta es la ecuación de Winland (1972) publicada por Kolodzie en 1980:

Log(R35) = 0.732+0.588Log(Kair)-0.864Log(ϕ)

De la fórmula R35 es el radio de poro, expresado en micras al 35%, Kair es la permeabilidad al aire sin corregir en milidarcys y finalmente ϕ es la porosidad en porcentaje.

R35 que es el radio de garganta de poro está definido en base a la presión capilar con inyección de un fluido no mojante, en este caso mercurio que como el número lo indica

satura el 35% de la porosidad. De igual forma es una función del tamaño de entrada y clasificación de la garganta de poro lo cual es un buen indicador de los poros interconectados en una roca con porosidad intergranular según Hartmann y Coalson en 1990.

Posteriormente en 1992, Pitman se basó en el trabajo de Winland para desarrollar ecuaciones similares a la de R35 aplicables a gargantas de poro con saturación de mercurio con porcentajes del 10 al 75% según muestra la figura.

En el actual trabajo la porosidad y permeabilidad obtenida de manera convencional correspondiente a 17 pozos cruciales junto con la presión capilar obtenida por medio de inyección de mercurio a 11 de estos se para manejaron para elaborar el modelo de garganta de poro.

ANÁLISIS DEL RADIO DE GARGANTA DE PORO

Para poder obtener una ecuación que se adecuara correctamente para estimar el tamaño de la garganta de poro en el área de interés se valieron de facies de garganta de poro con base en datos provenientes de la presión capilar correlacionados al radio de garganta de poro que fueron obtenidos por medio de las ecuaciones de Pitman mostradas en la figura.

Como se observa en la graficas la R45 es la que mejor se ajusta para obtener el radio de garganta de poro correlacionando la presión capilar contra la ecuación de Pitman. A continuación se describe la fórmula para obtener el radio de garganta de poro.

Log(R45) = 0.609+0.608Log(Kair)-0.974Log(ϕ)

De la cual R45 es el radio de la abertura de poro en micras que corresponde al 45%, el K air

es la permeabilidad al aire sin corregir (MD) y ϕ es la porosidad expresada en porcentaje.

R45 es el radio de garganta que se puede definir a partir de la presión capilar obtenida con un fluido no mojante, mercurio, que satura el 45% de la porosidad.

Una vez que se contó con la ecuación más adecuada para usar en esta zona se manipularon los valores de R45 con datos de superficie y de fondo para calcular la

garganta de poro. Ya con esto se construyeron graficas que correlacionaran ambos parámetros, que se muestran en la siguiente figura.

En la imagen se observa la grafica del radio de garganta de poro en condiciones de yacimiento contra la obtenida en condiciones superficiales, para ambas formaciones en cuestión, cretácica y terciaria.

RADIO DE GARGANTA DE PORO VS SATURACIÓN DE AGUA

Debido a que esta zona no cuenta con un acuífero aunado a la gran columna de hidrocarburos hacen que el agua presente sea inamovible. Por lo tanto las variaciones en cuanto a la saturación de agua dependen del tipo de roca y no de la variación en el volumen de líquido, según muestran los registros de resistividad.

Una vez definida esta idea se tomaron los valores de R45 y graficaron con la saturación de agua con la finalidad de establecer de ser posible una correlación entre estos parámetros, según muestra la figura, donde la saturación de agua corresponde al eje X y el radio de garganta de poro al eje Y.

En la siguiente imagen se muestra los datos obtenidos debido a la presión capilar a través del mercurio los cuales son muy importantes para la caracterización del campo Santa Bárbara.

ANÁLISIS DEL ESPECTRO DE RAYOS GAMMA

Otra de las variables que intervienen de manera trascendente es el definir los tipos de roca. Resaltando principalmente dos tipos de arcilla en esta zona, la discretización de estas proviene del análisis del espectro de rayos gamma a los que fueron sometidos los núcleos.

Nuevamente se elaboraron gráficas de torio frente a potasio que nos muestran el tipo de arcilla presente. De la cual los valores altos son indicadores de la arcilla tipo caolinita, caso contrario de los bajos que refieren a las arcillas del tipo ilita.

Arriba se muestra la grafica de Torio (ppm) contra el Potasio en porcentaje que nos muestran las diferentes tendencias entre las diferenciación de arcillas tipo caolinita y tipo ilita.

Posteriormente se utilizaron los registros de rayos gamma para la obtención de los tipos de arcilla y los posibles cambios de formación, una vez que estos fueron calibrados con núcleos, como se describe la imagen.

La imagen arriba mostrada describe los cambios mineralógicos en las formaciones cretácicas y terciarias con ayuda del espectro de rayos gamma.

DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD

Las pruebas de compresibilidad realizadas a los núcleos muestran que la presión a la cual se encuentran en el fondo tiene poco efecto en la porosidad como se muestra enseguida. Además de ello ya se contaban con datos previos básicos de porosidad los cuales fueron empleados en la correlación. Finalmente la porosidad se calcula con la ayuda de los registros que han sido con los datos previos básicas antes mencionados.

Se muestran los datos en las pruebas de compresibilidad los cuales son importantes en la caracterización del campo, destacando como la porosidad disminuye muy poco a pesar del aumento de presión.

DETERMINACIÓN DE LOS TIPOS DE ROCA

Los tipos de roca presentes se clasificaron con base en el radio de garganta de poro de R45 la cual es una característica que predomina en cuanto a la permeabilidad y unidades de flujo de los depósitos.

Con esto las rocas del yacimiento se dividen es cinco categorías petrofísicas:

Megaporos: Con un radio de garganta de poro mayor a las 10 micras.

Macroporos: A los que se encuentras en un intervalo de 2.5 a las 10 micras de radio de garganta de poro.

Mesoporo: Que se encuentra entrs 0.5 y 20 micras de radio de garganta de poro.

Microporo: Con un radio de garganta de poro que varía de las 0.2 a las 0.5 micras.

Nanoporos: Correspondientes a los radios de garganta menores a las 0.2 micras.

Las líneas obtenidas del radio de garganta de poro se calcularon por medio de la ecuación de Pitman R45 las cuales se superponen ala grafica de porosidad-permeabilidad empleadas para la identificación del tipo de roca.

Esta imagen muestra porosidad vs permeabilidad a su vez que se observan las líneas de garganta de poro (R45) así como el tipo de roca presente.

A continuación se muestra una imagen de un análisis sedimentológico de las secciones con ayuda del microscopio electrónico de barrido donde se visualizan los tipos de poro que se definieron previamente, Megaporos, Macroporos, Mesoporos y Microporos.

Los diferentes tipos de roca se pueden ser relacionados con una variedad de parámetros de gran utilidad para la caracterización de la formación, ya sea la permeabilidad en función de un porcentaje de porosidad, el agua irreductible, las tasas de producción iniciales así como con la presión capilar tal y como se muestra a continuación. Donde cada línea representa el tipo de poro presente situados en una gráfica de saturación de mercurio y presión capilar.

DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD

Ya que la porosidad ha sido determinada y el radio de garganta de poro también ha sido establecido con la saturación de agua al 45% se calcula la permeabilidad utilizando la ecuación de Pitmann 45 junto con la calibración de los datos previos básicos que se mencionaron con anterioridad.

Se emplearon cinco ecuaciones diferentes para determinar la permeabilidad donde se grafica la porosidad vs la permeabilidad en función del tipo de roca a las condiciones de fondo.

Tomando como base estas ecuaciones se realizó un análisis para poder ver en qué manera cambiaba la permeabilidad con la porosidad efectiva en función del tipo de roca.

Permeabilidad efectiva-permeabilidad para cada tipo de roca.

DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES DE FLUJO EN EL YACIMIENTO

Se le denomina unidad de flujo petrofísica al intervalo de sedimentos con propiedades petrofísicas similares ya sea, porosidad, permeabilidad, saturación de agua, radio de garganta de poro, donde el almacenamiento y la capacidad de flujo varían en los intervalos inmediatos superiores e inferiores. Estas unidades suelen agruparse de manera habitual para definir los receptáculos. De igual forma se agruparon los tipos de roca con características similares tales como la capacidad de flujo empleados para determinar las unidades de flujo del yacimiento.

Al igual que con la porosidad ya se contaba con un estudio sedimentológico previo el cual se integró con los resultados del análisis petrofísico lo cual significó ser un valioso instrumento en la definición de la simulación de capas.

La última figura muestra el ajuste de las unidades de flujo 9, 10 y 11 en las unidades 12, 13 y 14 después de ordenarse dependiendo el tipo de roca.

Finalmente se definen un total de 21 capas para el estudio sedimentológico, donde 7 corresponden al Cretácico y 14 al Terciario. Una vez que ya se cuenta con el concepto de tipo de roza se realizó nuevamente un ajuste en la parte superior de la simulación con lo que se determinaron 12 unidades, 10 para el Terciario y 2 para el cretácico con los que se mejoraron los resultados de la simulación.

Imagen que muestra la comparación entre las unidades de flujo del Cretácico y del Terciario obtenidas en la simulación antes y después del ajuste por tipo de roca.

MAPAS DE DISTRIBUCIÓN DE ROCA

Los mapas de distribución de roca se elaboran con la información de los pozos nucleados y de los pozos donde se establecieron las correlaciones núcleo-registro obtenidos en este estudio.

La figura a continuación mostrada nos dibuja los diferentes tipos de roca en porcentaje para cada tipo de poro presente correspondiente a la simulación de la unidad de flujo numero 6. Se observan encerradas las mejores zonas porosas con mayor frecuencia correspondientes a los macroporos y megaporos.

Mapa de la distribución correspondiente a la unidad de simulación 6 mostrando las mejores zonas del yacimiento encerradas, que corresponden a los Megaporos y Macroporos.

CONCLUSIONES

1.- El yacimiento se clasificó en 5 categorías de tipo de roca en función del radio de garganta de poro.

2.- A su vez estos tipos de roca tienen una calidad que depende de la capacidad de flujo así como de la eficiencia de recuperación.

3.- Se definió una dependencia entre la saturación de agua, la cual es irreductible con el radio de garganta de poro tanto para la formación Terciaria como para la del Cretácico.

4.- Aunado a estos los tipos de roca también funcionan como un buen parámetro de carácter importante significativo en la definición de la simulación de capas así como de las unidades de flujo presentes en el yacimiento.

5.- Finalmente los mapas que muestran el tipo de roca dependiendo del tipo de poro se convierten en una atractiva herramienta para poder delinear las mejores zonas del yacimiento.

NOMENCLATURA

Kair = Permeabilidad al aire sin corregir, md.

ϕ = Porosidad de núcleo, %.

ϕe = Porosidad efectiva, en fracción.

R35 = Abertura de radio de poro (al 34%), μ.

R45 = Abertura de radio de poro (al 45%), μ.

AGRADECIMIENTOS

Las autores agradecen a Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima EPM por las facilidades de publicar este artículo.

CONCLUSIÓN DE GRUPO

Nuevamente nos encontramos con que la caracterización estática de un yacimiento no es un camino ya definido o una receta a seguir, aunque hay pasos que se siguen por protocolo para la obtención de datos relevantes es muy cierto que la correcta toma de decisiones en los procesos a los cuales se pretende someter el yacimiento está en función de las características peculiares y particulares del campo, el cual por decirlo coloquialmente resalta sus propiedades endémicas a partir de las cuales debe emprenderse el camino de la caracterización.

Sin embargo para acercarse al éxito de mejor forma es fundamental el trabajo de conjunto de los especialistas de diversas disciplinas con el fin aportar los conocimientos que homologados permitan una mejor identificación de los parámetros presentes.

Aunado a esto se requiere de una gran experiencia y pericia de las personas responsables para identificar aquellos detalles difíciles de visualizar agregándose a esto una correcta interpretación.

Finalmente nos damos cuenta que este artículo es una péquela muestra de una gran diversidad de técnicas empleadas para la caracterización de yacimientos donde es necesario elaborar el traje a la medida para cada yacimiento y que como mencionamos en el trabajo de “caracterización con base en núcleos” la innovación por parte de los profesionales de la industria es fundamental para tener mayor número de herramientas, así mismo los retos siempre estarán presentes y será importante como futuros ingenieros contribuir a la solución de estos en su momento.