discontinuidades sedimentarias y su importancia en el desarrollo de...
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Introducción
El Yacimiento Las Heras se hallaubicado en las cercanías de la locali-dad del mismo nombre, en la partenorte de la provincia de Santa Cruz,República Argentina, y ocupa un áreade aproximadamente 200 kilómetroscuadrados (figura 1 de la página 55).
Desde el punto de vista geológicoregional, se sitúa en el contexto de laCuenca del Golfo San Jorge, que hasido una prolífera productora dehidrocarburos desde 1907.
El Yacimiento Las Heras fue descu-bierto en 1962 y desde entonces hapasado por diferentes etapas de des-arrollo, con más de 1.100 pozos perfo-rados a la fecha.
Dado el grado de desarrollo alcanza-
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Trabajo técnico
Discontinuidades sedimentarias y su importancia en el desarrollo de yacimientos madurosYacimiento Las Heras, Cuenca del Golfo San Jorge, Provincia de Santa Cruz, República Argentina
Por Guillermo C. Ronanduano (Repsol YPF)
Un análisis detallado de la información obtenida a partir de la
geología regional, la correlación de perfiles de pozo, las
mediciones de presión del reservorio y la historia de producción
de los pozos nos permitiría generar un modelo geológico muy
bueno que muestre las principales tendencias arenosas
productivas. La caracterización de reservorios es la clave para la
ejecución de un programa de desarrollo eficaz en casi todos los
sistemas fluviales, donde es dable esperar que se produzcan
cambios importantes en las propiedades y distribuciones de las
unidades prospectivas, y las estimaciones precisas de reservas se
basan en una buena comprensión del ambiente general del
reservorio, la variación de las propiedades petrofísicas y la
distribución de los fluidos.
do actualmente, se la considera comoun área de alta madurez. El análisisgeológico detallado de las distribucio-nes de los cuerpos de reservorio, juntocon la información obtenida a partirde los numerosos pozos perforados enel yacimiento, permiten replantear lasposibilidades futuras de éste.
Estratigrafía
En la figura 2 se detalla la columnaestratigráfica representativa de este sec-tor de la cuenca, así como su aparienciaen un típico registro de pozo, donde sereproduce la columna sedimentariaatravesada normalmente en subsuelo.
Reseñaremos algunas característicasfundamentales de la Formación BajoBarreal, que representa la única sec-ción productiva en este sector de lacuenca.
La Formación Bajo Barreal, de edadcretácica, es una secuencia continen-tal de origen fluvial, que presenta unaalternancia de areniscas correspon-
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Figura 1. Mapa de ubicación del Yacimiento Las Heras, dentro del ámbito de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Figura 2. Columna estratigráfica sector oeste CGSJ y perfil tipo del Yacimiento Las Heras.
dientes a cuerpos canalizados y barrasde un sistema fluvial entrelazado,rodeados por sedimentos pelíticos dela planicie de inundación.
Hacia la base de la sección aparecenelementos piroclásticos correspondien-tes a tufitas, que gradan transicional-mente a tobas y areniscas tobáceas dela Formación Castillo infrayacente y sinantecedentes productivos en el área.
Dentro de Bajo Barreal se distin-guen dos miembros, superior e infe-rior, ambos con producción compro-bada de hidrocarburos en diferentesáreas del Yacimiento Las Heras.
Estructura
Podemos diferenciar un sector occi-dental compresivo y otro orientalextensional. En el primero se apreciala presencia de plegamiento de tipoanticlinal de rumbo NNO-SSE, con unflanco oriental limitado por fallamien-to inverso con vergencia hacia el Este.
Hacia el Este la estructura se pre-senta como un homoclinal con incli-nación hacia el NE, surcado por fallasdirectas de rumbo ONO-ESE, con des-plazamientos variables, que puedenalcanzar los 150 metros y que separan
bloques con diferentes característicasproductivas (figura 3).
Principales elementos del sistema petrolero
Las rocas generadoras de hidrocar-buros corresponden a niveles de luti-tas negras ubicadas dentro de la For-mación Pozo D-129.
Las vías de migración para loshidrocarburos generados fueron lasfallas extensivas que conectan losdiferentes elementos generadores yalmacén, y que junto con la red defracturación asociada, constituyen loslocalizadores de las acumulaciones dehidrocarburos.
Los reservorios son los cuerpos are-nosos localizados en la Formación BajoBarreal, con orientaciones generalesNE-SO y espesores que raramente supe-ran los 3 metros. Estos depósitos pre-sentan fuertes variaciones en sus carac-terísticas petrofísicas, tanto lateralcomo longitudinalmente (figura 4, depágina 58).
El entrampamiento es de caráctercompuesto, estructural-estratigráfico,con predominancia de alguno deellos, en diferentes situaciones.
El fluido predominante contenidoen los reservorios es petróleo, pero amedida que se asciende estructural-mente hacia el Oeste, aumenta la par-ticipación de niveles gasíferos en lacolumna productiva.
La distribución de fluidos se hallafuertemente condicionada por laestructura y por el alto grado de hete-rogeneidad, de origen sedimentario,que en algunos casos produce aparen-tes anomalías en la distribución nor-mal de fluidos.
Los sellos están dados principal-mente por las variaciones faciales deareniscas a pelitas y en menor medidapor el fallamiento.
Análisis de las discontinuidades
Datos de presiones de reservorioEl análisis estadístico de los datos de
presiones de reservorio se muestra en la
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Figura 3. Mapa estructural a un nivel intermedio de Bajo Barreal inferior.
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figura 5. Fácilmente se puede observarque casi un 90% de las capas medidaspresentan condiciones de presión origi-nales, que en este sector de la cuencaestá dado por la presión hidrostáticaque ejercería una columna continua deagua de densidad unitaria.
Los rangos siguientes incluyenreservorios con niveles de depletaciónparciales, otros en proceso de depleta-ción, y algunos claramente depleta-dos, como sería el caso de aquelloscon presiones de reservorio inferioresal 50% de la original.
Todos los sondeos perforados desdeel año 2003 en el yacimiento incluyenmediciones de presión estática duran-te el perfilaje, y los resultados corro-boran la tendencia expuesta anterior-mente. Es decir que estos datos abo-gan por una marcada discontinuidadhidráulica entre cuerpos, incluso encasos en que éstos se presentan comoestratigráficamente equivalentes.
Las mediciones de presiones de
reservorio, asociadas con datos histó-ricos de producción de los nivelesconsiderados, son esenciales para laelaboración de modelos de conectivi-dades dentro de reservorios, aparente-
mente homogéneos.Las figuras 6 y 7 de la página 60 cons-
tituyen excelentes ejemplos de la necesi-dad de considerar algunos datos más quela mera correlación de registros de pozos.
Figura 4. Esquemas distribución arenamiento en dos secciones de Bajo Barreal inferior. El espesor involucrado en cada una de ellas es dealrededor de 100 metros.
Figura 5. Datos de presiones de reservorio, MDT.
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El mapa de la figura 6 muestra undiseño de barras fluviales altamentecompartimentado, dentro de una fajade canales. Es evidente el grado deheterogeneidad presente, y lo crucialque resulta la necesidad de lograr unmodelo de reservorio lo más ajustadoposible, sobre todo en aquellos casosen que se consideran proyectos deinyección-recuperación de fluidos,
donde la certeza de la interconexiónentre partes del mismo cuerpo resultaindispensable.
En la figura 7a se muestra el esque-ma que resultaría en caso de incluir y/odisponer de información adicional parael análisis, respecto del que derivaría deuna correlación estratigráfica, muchasveces inevitable pero de carácter suma-mente simplista al momento de definir
conectividades dentro de un mismocuerpo sedimentario (figura 7b).
En las figuras 8 y 9 de las páginas 61y 62, respectivamente, se grafica unejemplo de dos cuerpos arenosos subpa-ralelos, separados lateralmente por unsello pelítico, que bien se podrían inter-pretar como partes continuas de un sis-tema homogéneo. La ubicación tempo-ral de los datos de producción y lógica-mente la determinación de presión dereservorio en el sondeo LH 60 permitie-ron decidir su posterior estimulación, yla obtención de un resultado favorable apartir de ésta.
La figura 10 de la página 62 corres-ponde a una fotografía aérea de unafaja de canales y barras actual, de dise-ño similar al encontrado en subsuelo.
Importancia del reconocimiento del modelo sedimentario
Posibilidad de perforación de sondeos intermedios
El reconocimiento de las dimensio-nes y heterogeneidad areal de losreservorios en cada situación es de
Figura 6. Distribución de facies en una faja de canal.
Figura 7a.
Figura 7b.
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suma importancia en una etapa tem-prana de la exploración y desarrollode un campo, y puede generar nuevasoportunidades en yacimientos queestán en una etapa de explotación deaparente madurez.
Históricamente, se consideró queun distanciamiento entre pozos de300 metros resultaba económicamen-te viable para desarrollar los yacimien-tos en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Esta situación, si bien aplicable enmuchos casos, no se compadece conlas particularidades geológicas dealgunos sectores de la misma cuenca.
Es lógico suponer que toda estrate-gia de desarrollo de reservas deberíasupeditarse al esquema geológico,condicionante primordial de cualquierprobabilidad de éxito.
En general, podemos establecer queel ancho promedio de los cuerpos are-nosos de la Formación Bajo Barreal nosuperan los 150 metros, y que es espe-rable la presencia de acuñamientos yvariaciones importantes de permeabi-lidad en cortas distancias, también ensentido longitudinal.
Las figuras 11 y 12 de las páginas62 y 64, respectivamente, ejemplificanmuy bien lo anteriormente expuesto.
En el pozo LH 503 se detectarondos posibles niveles petrolíferos, porlos cuales se decidió la intervenciónde aquél, y esta operación resultó exi-tosa, según se indica.
Pero el seguimiento de dichos cuer-pos a través de todos los sondeos querodean el pozo testigo, y cuyo distan-ciamiento es el usual utilizado, resultóinfructuoso en sentido lateral.
De este ejemplo surge claramenteque el distanciamiento resulta excesi-vo, si se quieren contactar los mismos
Figura 8.
cuerpos o recuperar fluidos en cual-quier proceso de barrido por inyección.
Evidentemente, el alto grado deheterogeneidad presente en este tipode ambientes conspira contra el másajustado de los esquemas previos.
En la figura 13 de la página 64 sepresenta una franja de canales, conarenamiento comprobado con unaimportante cantidad de pozos, y quesin embargo resultó insuficiente parapronosticar el resultado de un nuevopozo intermedio.
Optimización de proyectos de inyección de agua
En el Yacimiento Las Heras se hanimplementado en los últimos años
numerosos proyectos de recuperaciónsecundaria por inyección de agua. Noes propósito de este trabajo su exposi-ción detallada, pero en general pode-mos afirmar que no han arrojado losresultados esperados.
El modelo sedimentario de altacompartimentación, en términos deldistanciamiento entre pozos empleado,surge como explicación inmediata delcomportamiento observado. Sinembargo, la perforación de pozos inter-medios permitiría optimizar y, en algu-nos casos, monitorear el movimiento ydirección del frente de agua de inyec-ción. El caso general utilizado comoejemplo de interpretación de algunoscomportamientos se muestra en elcorte de la figura 14 de la página 65.
En la figura 15 de la página 65 sepresenta el caso de un reservoriosobrepresionado por inyección deagua. En este ejemplo el agua prove-niente del pozo inyector no encontróvías de salida en la dirección dondeahora se localiza el nuevo sondeo, yquedaron por lo tanto reservas sinbarrer y factibles de movilizar a partirdel nuevo esquema de flujo estableci-do, disponiendo las condiciones deconectividad entre pozo inyector yproductor.
En la figura 16 de la página 66 seutiliza el mismo pozo testigo paraanalizar su relación con otro pozoinyector, en un nivel distinto.
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Figura 9 y 10. Esquema de subsuelo y análogo de superficie (Colville River, Alaska).
Figura 11.
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Los datos de ensayo del intervalo yla presión de reservorio medida pare-cerían indicar que para este tiempo elfrente de agua ya sobrepasó la situa-ción del nivel bajo inyección.
Por último, en la figura 17 de lapágina 66 se muestra una aparente
desconexión hidráulica entre inyectory productor, ya que si bien la presiónde reservorio es algo inferior a la origi-nal, la producción fue de petróleoprácticamente seco.
En estos ejemplos, que representansólo una fracción de casos análogos
ocurridos en todo el ámbito del yaci-miento, hay casi siempre un comúndenominador, dado por la falta de res-puesta ante la inyección de agua. Sinembargo, es posible establecer cone-xiones más eficaces,, adaptando elespaciamiento entre pozos al arreglosedimentario prevaleciente.
En este ejemplo el pozo LH 1092muestra claramente en su comporta-miento productivo la influencia de lospozos inyectores vecinos, lo cual no severificaba en los pozos preexistentes ala realización del mismo (figura 18 depágina 66).
Tomando en consideración lo antesexpuesto, se llevó a cabo durante losaños 2004 al 2006 una campaña deperforación de nuevos pozos de des-arrollo, localizados dentro de áreas dereservas probadas con óptimos resul-tados. Esto sustenta las posibilidadesde continuar desarrollando reservasno contactadas por los pozos perfora-dos previamente, a un distanciamien-to bastante mayor al tamaño de losobjetivos geológicos a localizar.
En la figura 19 de la página 68 semuestran los resultados alcanzadoshasta la fecha en términos de incorpo-ración de reservas comprobadas des-arrolladas, los cuales superan los valo-res estimados.
Conclusiones
Podemos resumir los puntos princi-pales, tal cual se desprenden de esteanálisis, como sigue a continuación:
Nos hallamos en presencia de unmodelo geológico fuertemente com-partimentado, con frecuente presenciade sellos totales y/o parciales en cuer-pos estratigráficamente equivalentes.
El distanciamiento convencionalde 300 metros entre pozos resulta engeneral inapropiado para drenar ycontactar el mismo nivel reservorio.
De lo anterior, resulta evidente quela conectividad, elemento básico enun proceso de inyección-producciónde fluidos, estará seriamente compro-metida.
Reduciendo el distanciamientoentre pozos es posible mejorar la efi-ciencia del barrido en los proyectos
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Figura 12. Falta de correlación de los cuerpos productivos en el pozo LH 503 con pozos vecinos.
Figura 13. Perforación de un pozo intermedio “seguro”, cuyo único problema fue la inexistenciade arenas. El tramo se manifestó totalmente pelítico.
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bajo inyección de agua, y asimismocontactar reservorios no detectables ala escala de trabajo empleada anterior-mente. Estos cuerpos son de caracte-rísticas similares a los explotados en elpasado.
Resulta indispensable, en unambiente de tal heterogeneidad, con-tar con mediciones de presión dereservorio en todos los pozos nuevosy reparados, a fin de lograr la optimi-zación de la operación y la actualiza-ción permanente del modelo.
Existen buenas posibilidades deincorporar nuevas reservas probadas, através de pozos intermedios, que en
líneas generales presentan bajos por-centuales de depletación, como secomprobó con la actividad de los últi-mos años.
Los pozos perforados en los últimosaños están en promedio a unos 200metros de los pozos anteriores. Decualquier manera, y al tratarse de unyacimiento con casi 40 años de histo-ria de producción, la utilización dedistanciamientos mayores no repre-sentaría una objeción al modelo dereservorio propuesto.
AgradecimientosEl autor desea agradecer al Lic. Car-
los Coria por el intercambio de ideasesclarecedoras y su apoyo en general,al Ing. Pablo Lerena por su asistenciapara el armado de este trabajo y a laDirección de Repsol YPF, UNAS, porhaber permitido su publicación.
Figura 14. Situación pozo nuevo intermedio con respecto a pozos inyectores preexistentes.
Figura 15.
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Figura 16.
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Fecha
LH-1902
LH-1092 Caudal diario neto total: Completion Caudal diario ded. bruta (m3): Completion Relación agua/petróleo
Figura 18. Historia de producción pozo LH 1092.
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13 pozos
20 pozos
9 pozos
Previsto Obtenido
Figura 19. Incorporación de reservas comprobadas. Pozos infill Las Heras.
