HETEROGENEIDAD DEL RESERVORIO

La heterogeneidad es vista en una mayor escala que la anisotropía. El grado de variación de las propiedades petrofísicas de la roca reservorio varía desde el nivel de poro hasta el nivel de campo. En consecuencia, las propiedades petrofísicas son mejor entendidas usando la escala de la heterogeneidad.

Heterogeneidad microscópica.

La escala microscópica de la heterogeneidad representa la escala de volumen en la que las propiedades de la roca como porosidad y permeabilidad son determinadas por: (1) el tamaño y la forma del grano; (2) el tamaño y forma del poro; (3) tamaño del grano, del poro y la distribución de las gargantas; (4) la forma de empaquetamiento; (5) rugosidad de la pared de los poros; y (6) acumulación de arcillas en las gargantas de los poros, etc. El mejor control para esos parámetros es la deposición de sedimentos y los procesos posteriores de compactación, cementación y disolución. Los parámetros en una escala microscópica son medidos usando un Microscopio de Escaneo Electrónico (SEM-Scanning electron microscope), análisis de la imagen del poro (PIA- Pore Image Análisis), formación de imágenes por resonancia magnética (MRI-Magnetic Resonance Imaging) y resonancia magnética nuclear (NMR-Nuclear Magnetic Resonance).

Heterogeneidad macroscópica.

El análisis de núcleos representa la escala dominante en la heterogeneidad macroscópica. Las mediciones en los laboratorios de la porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, presión capilar y humectabilidad son físicamente investigadas en un nivel macroscópico. Las propiedades de la roca y los fluidos son determinadas para calibrar los registros y las pruebas de pozo para introducir a los modelos de simulación.

Heterogeneidad mesoscópica.

La información a esta escala de la heterogeneidad es recolectada de los registros de pozo. Ellos son representados en una cuadricula a escala celular en la simulación del reservorio donde la variación en las propiedades de la roca y los fluidos, junto con la pequeños rasgos geológicos, son promediados para asignar valores únicos a toda la cuadricula entera. El registro de pozo calibrado por núcleos es usado para: (1) establecer la correlación y compatibilidad entre los parámetros medidos; (2) integrar las mediciones del fondo del pozo con datos de poros estudiados, análisis de núcleos y estudios geofísicos a través a través de reconsolidacion interescalar; (3) identificar las fases litológicas; (4) relacionar e integrar la interpretación petrofísica con la información geoquímica, sedimentológica, estratigráfica y estructural y (5) comparar diferentes parámetros del reservorio como porosidad, permeabilidad, espesor neto, limites superior e inferior, saturación de fluidos y contacto de fluidos.

Heterogeneidad megascópica.

Esta escala de heterogeneidad representa las unidades de flujo, usualmente investigado a través de la simulación de yacimiento. De hecho, los yacimientos son diseñados y manejados a esta escala de espaciamiento entre pozos, que es comúnmente deducido a partir del análisis de la prueba de presión transitoria del pozo, “tracer test”, las correlaciones del registro de pozos y la sísmica de alta definición (sísmica 3D, VSP convencional e inversa, sísmica de pozo cruzado y AVC 3D). Heterogeneidad megascopica determina la variación de recuperación pozo a pozo y es el resultado de la estratificación primaria y las tendencias de permeabilidad interna en unidades yacimiento. Es a esta escala que la arquitectura interna y la heterogeneidad se vuelve crítica para identificar la distribución espacial de las unidades de fluido en el yacimiento. Ejemplos de la heterogeneidad megascopica incluyen: (1) discontinuidades laterales de estratos individuales; (2) porosidad de pinchamiento; (3) contacto de los fluidos de yacimiento; (4) tendencia de la permeabilidad vertical o lateral; (5) intercalación de arenas y arcillas y (6) compartimentación de yacimientos.

Heterogeneidad gigascópica.

Todo el campo (cuenca deposicional) es abarcado en esta gran escala de heterogeneidades. Los yacimientos son explorados para, descubrir y de delinear en este nivel. La escala de campo gigascópica, es utilizada para definir las fronteras del yacimiento, es el dominio de la interpretación sísmica estructural y estratigráfica junto con el mapeo convencional de subsuelo.

Los yacimientos de hidrocarburo se infieren de las anomalías de los estudios sísmicos. La caracterización en este nivel comienza a partir del espaciamiento entre pozo y se extiende hasta las dimensiones de campo. La variacion regional de todo el campo en la arquitectura del yacimiento es causada ya sea por la configuración original de deposición o posterior deformación estructural y modificación debido a la actividad tectónica.

Ejemplos de los tipos de información obtenidos de esta heterogeneidad megascópica son: (1) división del yacimiento en más de una zona productora o yacimiento; (2) la posición, tamaño, forma, arquitectura y conectividad de las facies o unidades de depósito; (3) evaluación de la distribución espacial o heterogeneidad litológica que comprende barreras, pantallas, grandes discordancias en la roca sello y zonas de alta permeabilidad; (4) características estructurales de pliegues y fallas a gran escala; y (5) la relación de litofacies de ambiente de depósito y unidades hidráulicas de flujo.

Distribución de las propiedades de la roca

Las rocas yacimiento son encontradas rara vez o nunca homogéneas en las propiedades físicas o uniformes en espesor. La variación en los procesos geológicos de erosión, deposición, litificación, plegado, fallas, etc. Dictan que las rocas yacimiento sean heterogéneas y no uniformes. Aunque los ingenieros han estado produciendo aceite y gas de los yacimientos por más de un siglo,

todavía están inadecuadamente informados acerca de la distribución de las propiedades de la toca yacimiento. Por unos pocos lugares en un yacimiento la composición mineral es conocida. Más allá de este punto, el conocimiento real se vuelve escaso. Toda esta problemática, como se dice parcialmente en Hutchinson et al, pueden estar mejor expresadas por las siguientes tres preguntas [47]:

¿Cómo pueden las heterogeneidades ser identificadas y clasificadas en cuando a la extensión y la geometría?

¿Cómo se puede predecir la extensión y la geométrica de las heterogeneidades dentro de un yacimiento especifico?

¿Cómo se puede predecir con confianza el rendimiento de los yacimientos heterogéneos?

Progresos considerables en el campo de los métodos numéricos y modelos informáticos durante los últimos 25 años ha dado respuestas muy utilices a esas 3 preguntas. Desafortunadamente, una condición necesaria para el uso práctico de estos modelos es que el yacimiento este adecuadamente descrito. A pesar de todos esos avances en análisis de núcleos, perfilaje de pozos, geo estadística, y en particular las pruebas de pozo, los ingenieros de petróleos siguen sin poder especificar la naturaleza y extensión de las heterogeneidades en cada punto de una formación. Warren y Price dicen que “en muchos casos, la predicción de rendimiento de un yacimiento es completamente dominada por irregularidades en las propiedades físicas de la formación que la suposición gratuita de una forma particular para la variación puede reducir la solución del problema a un mero ejercicio tautológico [48]. Afortunadamente, sin embargo, mientras que todos los medios porosos son microscópicamente heterogéneos, solo las variaciones macroscópicas de la toca necesitan ser consideradas, porque los conceptos fundamentales de flujo de fluidos en medios porosos están basados en cantidades macroscópicas. En la medida en muestras de rocas están generalmente disponibles solo a partir de una pequeña porción del yacimiento total, parece lógico que si las medidas de esas muestras son usadas para inferir las propiedades del actual yacimiento, la información debe ser tratada estadísticamente.