2.- introducción
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Ing. Leonardo Meneses Larios
Caracterización Estática y Dinámica de Yacimientos Naturalmente
Fracturados
1.- Introducción. Objetivo: El alumno entenderá la diferencia entre caracterización estática y dinámica y describirá su importancia. Contenido: 1.1.- Introducción a la caracterización estática y dinámica. 1.2.- Necesidades de la caracterización de yacimientos naturalmente fracturados. 1.3.- Estado del arte en la caracterización de yacimientos naturalmente fracturados. * Temario
Yacimiento Naturalmente Fracturado.
Es aquel yacimiento en el cual la roca almacenadora contiene fracturas creadas de forma natural que lo hacen altamente heterogéneo. Estas fracturas mejoran notablemente la permeabilidad de la roca, afectando de manera significativa la productividad de los pozos y la eficiencia en la recuperación de hidrocarburos. Las fracturas son discontinuidades o particiones resultantes de los esfuerzos a los que esta sometida la roca y pueden presentarse en un gran rango de escalas desde toda clase de micro fracturas hasta enormes fracturas kilométricas. La presencia de fracturas afecta muchos aspectos de la administración del yacimiento, incluyendo la localización de los pozos, su perforación y terminación, la obtención de datos y programas de recuperación secundaria. (Fracturas Naturales vs. Fracturamiento). Tienen un efecto muy positivo en el movimiento de los fluidos hacia los pozos al principio de la explotación, pero un efecto negativo posterior debido a la conificación de agua y gas.
Rango de Escalas.
• No hay que perder de vista que existen evidencias de fracturamiento a diferentes escalas
Sísmica
Registros
Núcleos
Giga
Mega
Macro
Micro
Los flujos de trabajo aplicados a modelos de fracturas no
deben ser desarrollados de la misma manera para todos
los campos, ya que cualquier variable puede aportar
cambios significativos al estudio. Ej. Cantarell vs. May
Modelado del yacimiento
Los Yacimientos fracturados son por naturaleza altamente heterogéneos. En la mayoría de
dichos yacimientos, el sistema de fracturas controla las propiedades petrofísicas de las rocas
(f y k). Debido a esto el modelado de fracturas es de vital importancia para el desarrollo del
yacimiento. Para lo cual es indispensable hacer uso de todos los recursos y especialidades
existentes de manera INTEGRADA.
La evaluación de yacimientos naturalmente fracturados (YNF) impone retos importantes debido a su compleja heterogeneidad. Estas diferentes evaluaciones requieren diferentes cantidades de datos tanto cualitativos como cuantitativos .
Tipos de Yacimientos:
Carbonatos.
Terrígenos.
Hay tres tipos básicos de evaluación en el análisis de YNF, en incremento de complejidad:
1. Exploración inicial para determinar la calidad del yacimiento bruto.
2. Evaluación del potencial económico (reservas, condiciones de flujo, etc.)
3. Evaluación del plan de explotación y modelado detallado del yacimiento.
Evaluación del Potencial Incorporación de
Reservas Caracterización y Delimitación
Desarrollo
EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN
Explotación Abandono
Cuenca Sistema
Petrolero Play
Hipotético Play
Establecido Prospecto Yacimiento Campo
Tiene como propósito definir propiedades iniciales y calidad del yacimiento a descubrir. Estas
primeras evaluaciones solo se consiguen con:
Conocimiento general de la geología estructural regional
Secuencia Estratigráfica.
Se tienen pocos datos de correlación de los campos aledaños a la zona de estudio y la
información es de carácter cualitativo.
Los datos usados en esta etapa son:
1. Datos geológicos/geofísicos estructurales.
2. Descripción litológica de la sección estratigráfica.
3. Geomecánica particular de la roca de interés o de litologías similares.
4. Propiedades de la matriz de registros de áreas aledañas.
5. Gastos iniciales potenciales de flujo.
6. Datos de núcleos ( estándares o muestras de canal).
7. Registros de imagen de pozo.
Exploración Inicial.
?
Después de que se ha probado que existen fracturas en una porción o en la totalidad del yacimiento y que se cuentan con mas datos cualitativos y cuantitativos, se debe hacer la evaluación del potencial económico. Esto con el propósito de estimar reservas y gastos de fluidos posibles, así como clasificar el potencial del yacimiento.
Estimar el espaciamiento y ancho de las fracturas así como la interacción matriz-fractura es muy importante en esta etapa. Además de los datos de la exploración inicial deben incluirse:
1. Registros de Pozos (registros de imagen de pozo).
2. Pruebas de presión.
3. Análisis en núcleos.
4. Estudios de laboratorio de las propiedades de matriz y fracturas a condiciones de yacimiento.
5. Estimaciones de la interacción matriz/fractura.
Evaluación del potencial económico.
Ya durante el desarrollo del campo, varios planes de explotación deben ser evaluados para optimizar los factores de recuperación y de beneficio económico. Una importante herramienta para comparar esos planes y tomar decisiones es el modelado del yacimiento mediante simuladores que apoyen la comprensión del comportamiento de los fluidos en el yacimiento.
Este modelo involucra:
Evaluación del plan de explotación y modelado detallado del yacimiento.
Análisis Estático. Patrones y propiedades de las fracturas, un detallado conocimiento de las propiedades de la roca y su distribución, litología, saturaciones, configuración estructural del yacimiento, espesor productor, densidad de fracturas, entre otros. Análisis Dinámico. Tipo de fluidos, cantidad y distribución de los fluidos, distribución de presión en el yacimiento, dirección preferencial de flujo, presión capilar, permeabilidad, entre otros.
Caracterización Estática.
Modelo Sedimentario / Facies
Modelo Petrofísico
Modelo Geofísico
Modelo Estructural
Modelo Geológico
Modelo Estático Geocelular
Modelo Dinámico
Plan de Desarrollo del Campo
YNF
Caracterización Estática. Modelo Sedimentario.
Objetivos
• Contar con una buena definición de las unidades principales que componen los yacimientos.
• Conocimiento preciso y detallado de la continuidad lateral de las unidades del yacimiento.
• Definición de las facies del yacimiento y de
su distribución areal.
Actividades
• Análisis de mapas o bibliografía regional de la zona.
• Análisis de registros geofísicos, definición o revisión de cimas geológicas, análisis de muestras de núcleo, muestras de canal, etc.
• Correlación de unidades lito-estratigráficas.
• Generación de secciones transversales.
Insumos
• Registros geofísicos de pozos, (caliper, eléctricos, densidad neutrón, nphi, rhob, gamma-ray), y/o núcleos, muestras de canal, tapones, etc. (información preexistente)
• Cimas geológicas.
• Información de Núcleos.
Entregables
• Cimas geológicas validadas.
• Modelo conceptual sedimentario.
• Mapas sedimentarios por unidad.
• Secciones transversales pozo a pozo de correlación de unidades.
• Registros de electrofacies.
• Mapas de electrofacies.
• Modelo conceptual de
Facies.
Caracterización Estática. Modelo Petrofísico.
Objetivos
• Evaluación de las propiedades petrofísicas en la vecindad de los pozos.
Actividades
• Generación del modelo conceptual petrofísico.
• Cuantificación de las unidades lito estratigráficas (selección de ecuaciones).
• Generación de propiedades petrofísicas en pozos que no tengan registros completos por medio de clusters y redes neuronales.
Insumos
• Registros geofísicos de pozos.
• Mapas sedimentarios.
• Mapas de facies.
Entregables
• Curvas de propiedades petrofísicas en los pozos. (Porosidades, saturación de agua, permeabilidad, etc.).
• Mapas 2D de propiedades petrofísicas.
Caracterización Estática. Modelo Sísmico.
Objetivos
• Generar modelos conceptuales estructurales del yacimiento.
• Conversión a profundidad preliminar.
• Generar correlación entre atributos sísmicos tradicionales y especiales contra propiedades petrofísicas.
Actividades
• Generación de cubos de varianza, atributos simples y atributos especiales (volumétricos y en ventanas).
• Generación de geobodies.
• Generación de modelos de velocidades
• Extracción de amplitudes, generación de firma espectral del yacimiento.
• Análisis de descomposición espectral.
Insumos
• Cubos sísmicos.
• Registros geofísicos
• Cimas geológicas
• Check shots o VSP.
Entregables
• Atributos simples y especiales.
• Coeficientes de correlación entre propiedades petrofísicas y atributos .
• Modelo de
velocidades para
conversión a
Profundidad.
E-W line 10490 Thru
S810,S804,S790,S795,
S204
Caracterización Estática. Modelo Estructural.
Objetivos
• Identificar claramente la estructura del yacimiento, esfuerzos principales y etapas de estructuración del yacimiento.
Actividades
• Interpretación de los horizontes sísmicos principales amarrados con cimas geológicas.
• Interpretación de fallas, conversión a profundidad.
• Balanceo de secciones sísmicas.
• Definición de modelo estructural.
Insumos
• Cubo sísmico.
• Cimas geológicas.
• Check shots o VSP.
Entregables
• Superficies
sísmicas.
• Planos de fallas.
• Sismogramas
sintéticos para la
conversión a
profundidad.
• Cubo o modelo
de velocidades.
• Planos de
esfuerzos
principales.
• Modelo estructural
del yacimiento.
Caracterización Estática. Modelo Geocelular.
Objetivos
• Generar el modelo estático geocelular sólido y robusto integrado con los modelos petrofísico, estructural, geológico, geofísico y sedimentario; honrando la anisotropía y heterogeneidad del yacimiento.
Actividades
• Integración de los modelos de subsuelo.
• Generación de malla geocelular (modelo estructural del yacimiento).
• Población del modelo con propiedades petrofísicas por medio de análisis geoestadisticos.
• Escalamiento para simulación dinámica de yacimientos.
Insumos
• Modelo sedimentario / Facies.
• Modelo petrofísico.
• Modelo geofísico.
• Modelo estructural. • Modelo geológico. Entregables • Modelo estático integrado con población de
propiedades petrofísicas. • Modelo escalado para simulación dinámica .
Modelo Geocelular.
• Data Analysis
• Well Correlation and Well Logs operations.
• Seismic Interpretation.
• 3D Mapping of seismic reflectors.
• 2D gridding.
• Superior Fault Modeling.
• Generation of faulted 3D grids.
• 3D Modeling of Facies and Petrophysical Properties.
• Well design in 3D.
• Data analysis, Volumetrics, Plotting and Reporting.
• Post-processing of Simulation Data.
Data
analysis
Production
technology
Well
design
Property modelling
And Upscaling
Facies
modelling
Well
correlation
Depth
conversion
Seismic
interpretation
Caracterización Dinámica.
Objetivos
Generar el modelo dinámico del campo, honrando el modelo geológico, que represente fielmente la historia de producción y características del yacimiento, prediciendo el comportamiento del mismo.
Actividades
Generación del modelo de fluidos.
Inicialización del modelo dinámico (history match).
Definir caso de simulación.
Calibración del modelo dinámico.
Generación de la estrategia de desarrollo.
Insumos
• Modelo geocelular estático con población petrofísica y escalado
• Registros históricos de producción
• Curvas, PVT, etc.
• Datos de fluidos
• Datos históricos de producción
(aceite, agua y gas)
• Pruebas de variación de presión
• Pruebas de producción
Entregable
Modelo dinámico de fluidos y flujos del yacimiento
Caracterización Dinámica.
Modelo estático
Historial de producción
Pruebas de presión
Características de los fluidos
Las pruebas de presión pueden proporcionar varias líneas de evidencia que tienen que ver con el comportamiento dinámico de los Yacimientos Naturalmente Fracturados, como:
a) Prueba de pozo. • Potencial de flujo del pozo “kh” • Comportamiento de flujo Lineal vs Radial • Doble porosidad
b) Pruebas de interferencia, múltiples pozos. • Flujo a través del medio anisotrópico, k, kh y 𝜱h
Flujo de Trabajo.
Los sistemas de fracturas no se comportan de acuerdo a los métodos geoestadísticos convencionales.
Los métodos sísmicos para los sistemas de fracturas están aún en una etapa temprana de desarrollo.
La simulación numérica es un desafío extremo debido a los sistemas de permeabilidad a modelar.
Entender como se relaciona el aporte de fluidos en la matriz, en la fractura y en el sistema matriz-fractura.
Distribuciones
Espaciales
Determinísticos
Estocásticos
• Mismos resultados con los mismos datos de entrada (Condicionado la respuesta de salida).
• Los procesos son rápidos y llevan un proceso transparente, sin embargo con poca información de entrada los resultados son deficientes.
• Utilizan una “semilla aleatoria” en relación a los datos de entrada, por lo que con corridas diferentes y consecutivas obtendremos diferentes resultados con los mismos datos de entrada.
• Son algoritmos mas complejos y honran mas aspectos de los datos, en especial la variabilidad de los datos de entrada. Requieren mayor numero de datos para constreñir la información de salida. (Variogramas)
• Tienen la desventaja de que son aleatorios, por lo que es de vital importancia desarrollar un análisis de incertidumbres con diferentes realizaciones y diferentes “semillas” sobre la misma propiedad.
•Modelos por zonas (segmentos) no del yacimiento completo
Existe un número considerable de metodologías establecidas de manera empírica en diferentes partes del mundo, estando muchas de ellas enfocadas a métodos determinísticos, los cuales parecieran ser inapropiados para atacar el problema del mapeo de las incertidumbres de la distribución del YNF, ya que en general se cuenta con poca información relacionada con fracturas, a reserva de contar con un modelo de fracturamiento del campo. Sin embargo los métodos estocásticos son la única manera de atacar dichas incertidumbres.
P50P10 P90
Periodo 1: Aceite “fácil” Periodo 2: Aceite “difícil”
Producción dominada por el sistema de fracturas, de
alta permeabilidad.
• Espesores grandes de columna de aceite.
• Problemas de conificación de gas y agua, se resuelven terminando los pozos en posiciones suficientemente alejadas de contactos agua-aceite y gas-aceite. (* Pozos Horizontales Cantarell).
• Los campos pueden producirse a gastos de aceite relativamente altos.
Producción dominada por la matriz, de baja permeabilidad. • Espesores de producción
relativamente bajos. • Columna reducida de aceite: Debe
mantenerse un espesor operable administrando los gastos de producción por pozo para minimizar problemas de conificación y canalización.
Transición
El Cretácico inferior
muestra las porosidades
más bajas y en algunas
ocasiones presenta
permeabilidades muy
altas debido al intenso
fracturamiento.
Porosidad vs. Permeabilidad (BTPKS)
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
1000.000
10000.000
100000.000
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0
Porosidad (%)
Pe
rmea
bil
ida
d (
md
)
Tapón
DC
Porosidad vs. Permeabilidad (KM)
0.0
0.0
0.0
0.1
1.0
10.0
100.0
1000.0
10000.0
100000.0
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0
Porosidad (%)
Perm
eab
ilid
ad (
md
)
Tapón
DC
Porosidad vs. Permeabilidad (KI)
0.0001
0.0010
0.0100
0.1000
1.0000
10.0000
100.0000
1000.0000
10000.0000
100000.0000
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0
Porosidad (%)
Pe
rmea
bil
ida
d (
md
)
Tapón
DC
fmax = 11.3 %
fmax = 18.3 %
fmax = 27.8 %
Kmax = 18,104 md
Kmax = 11,899 md
Kmax = 6,000 md
CR
ETA
CIC
O
Bre
cha
KM
K
I
Porosity
Porosity
Porosity
Cantarell.
Kh max vs. Kh 90 (BTPKS)
0.00
0.00
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
1000.00
10000.00
100000.00
0.000 0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.000 10000.00
0
100000.0
00
Permeabilidad max. Horiz.(md)
Pe
rme
ab
ilid
ad
Ho
riz.
90
(md
)
Kh max vs. Kh 90 (KM)
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
1000.000
10000.000
100000.000
0.000 0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.00
0
10000.0
00
100000.
000
Permeabilidad max. Horiz.(md)
Pe
rmea
bil
ida
d
Ho
riz
. 9
0(m
d)
Kh max vs. Kh 90 (KI)
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
1000.000
10000.000
100000.000
0.000 0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.00
0
10000.0
00
100000.
000
Permeabilidad max. Horiz.(md)
Pe
rmea
bil
ida
d
Ho
riz
. 9
0(m
d)
Kh max vs. Kh 90°
Anisotropía
Kh max vs. Kv (KM)
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
1000.000
10000.000
100000.000
0.000 0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.00
0
10000.0
00
100000.
000
Permeabilidad max. Horiz.(md)
Pe
rmea
bil
ida
d V
ert
ical
(md
)
Kh max vs. Kv (BTPKS)
0.00
0.00
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
1000.00
10000.00
100000.00
0.000 0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.000 10000.00
0
100000.0
00
Permeabilidad max. Horiz.(md)
Pe
rme
ab
ilid
ad
Vert
ical (m
d)
Kh max vs. Kv (KI)
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
1000.000
10000.000
100000.000
0.000 0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1000.00
0
10000.0
00
100000.
000
Permeabilidad max. Horiz.(md)
Pe
rmea
bil
ida
d V
erti
ca
l (m
d)
Kh max vs. Kv
BTPKS KM KI
BTPKS KM KI
C-3001 (Akal-TM) C-3001 (Akal-TM) C-99D (Akal-DB)
Cantarell.
Cantarell.
Ku
Cantarell.
Rojo – Porosidad Secundaria FMI (0-20%) Azul – Porosidad Primaria FMI (0-20%)
PHIT FMI
PHIT RHOB/NPHI
PHIT RHOB/NPHI
Rojo – Porosidad Secundaria FMI (0-20%) Azul – Porosidad Primaria FMI (0-20%)
PHIT FMI
VUGULOS
Cantarell.
Cantarell.