informe tecnico poster (1)

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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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


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.


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.


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.


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.


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).


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.


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,


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


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)


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


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.


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.


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:


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.


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.


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.


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


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)


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.


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:


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)


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.


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)”.


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


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).


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


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.


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.


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)


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)


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.


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.


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


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.


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


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


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).


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).


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.


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


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).


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.


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.


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


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 )


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).


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


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.


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.


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.


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.


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


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


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).


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).


Ilustración 19: Ejemplo de Configuración estructural en tiempo de los horizontes interpretados (“Play TMP

Eoceno Inferior Chicontepec Turbiditas, Aguilar, 2008).


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.


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).


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.


¿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?


¿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.


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


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.


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


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.


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.


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.


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.


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.


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).


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.


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.


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).


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.


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.


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).


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.


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)


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


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)


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)


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.


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).


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.


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:


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.


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


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.


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


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.


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.


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