Introducción

La mayoría de los YNF se encuentran asociados a carbonatos debido principalmente a sus características geológicas. La composición de este tipo de roca las hace sumamente compactas, pero a su vez, frágiles, lo que conlleva que sean propensas a fracturas con relativa facilidad en presencia de esfuerzos.

Este tipo de yacimientos representa una fracción significativa de las reservas mundiales de petróleo y gas, sin embargo, la caracterización petrofísica precisa de los mismos continúa siendo un desafío, debido en gran medida a la presencia de sistemas de doble porosidad y a la amplia cantidad de variables involucradas.

Por lo anteriormente mencionado, se identificó la necesidad de revisar y comparar las metodologías previamente desarrolladas para la caracterización petrofísica de este tipo de yacimientos. Se comenzó definiendo las variables involucradas, a partir de lo cual se identificó la importancia del exponente de cementación (m). El uso del valor más exacto de m en la caracterización petrofísica de un yacimiento es clave para obtener estimaciones precisas de la saturación de agua (Sw) y, por ende, de los volúmenes de hidrocarburos en el reservorio. Comúnmente se utiliza un parámetro estándar de m=2 para muchas formaciones, incluidas los carbonatos. Sin embargo, numerosos autores han demostrado que el uso de este valor para formaciones fracturadas no es necesariamente el más idóneo.

J.C. Rasmus (1983) en el artículo “A Variable Cementation Exponent, M, For Fractured Carbonates”, presenta los resultados de un método novedoso para el cálculo del exponente de cementación variable (m) aplicado a un carbonato naturalmente fracturado con porosidad vugular interconectada en la Cuenca de Williston, Canadá, el cual permitió identificar intervalos contentivos de hidrocarburos que métodos existentes para la época predecían como contentivos de agua, corroborando lo demostrado previamente por Aguilera, R. en 1980, que el exponente de cementación (m) disminuye a medida que incrementa la porosidad por fracturas.

Borai, A. (1987) en el artículo “A New Correlation for the Cementation Factor in Low-Porosity Carbonates”, describe el desarrollo de una nueva correlación para el cálculo del factor de cementación en yacimientos carbonáticos de baja porosidad con el propósito de eliminar las discrepancias observadas entre la interpretación de los registros y los resultados de las pruebas de producción en yacimientos costa afuera de Abu Dhabi.

Elkewidy, T. y Tiab, D. (1998), en el artículo “Application of Conventional Well Logs to Characterize Naturally Fractured Reservoirs with their Hydraulic (Flow) Units; A Novel Approach”, introducen una nueva técnica que se adapta fácilmente a diferentes formaciones naturalmente fracturadas. Esta técnica se basa en derivar el factor de resistividad de la formación, la tortuosidad, el coeficiente de partición, índice de fracturamiento, porosidad de la matriz, porosidad de la fractura y relación de la capacidad de almacenamiento de la fractura, en términos de porosidad total y exponente de cementación.

Aguilera, M.S. y Aguilera, R. (2003), en su artículo “Improved Models for Petrophysical Analysis of Dual Porosity Reservoirs”, crearon dos modelos para mejorar la evaluación petrofísica en yacimientos de doble porosidad. En ambos modelos se desarrolló una ecuación y gráfico para calcular el exponente de cementación (m), el primero aplicado a yacimientos con porosidad vugular (de vúgulos no interconectados), y el segundo, orientado a YNF o que posean porosidad matricial y vúgulos interconectados.

Además de los artículos mencionados anteriormente, se analizaron dos casos de estudio para entender mejor el comportamiento de YNF. Estos fueron el estudio “Modelo Petrofísico Integrado Reservorio Pata Mora”, realizado por la empresa Inter-Rock C.A. en 2008, en el cual se explica en profundidad la metodología de análisis de fracturamiento empleada para la evaluación petrofísica del Reservorio Pata Mora, Miembro La Tosca en Argentina.

Otro caso de estudio analizado es la “Evaluación Petrofísica Integrada Pozo Pirineo-31”, realizada por J. Porras en 2006, el cual describe detalladamente el procedimiento llevado a cabo para realizar el análisis petrofísico del Pozo Pirineo-31 en el Campo Pirineo, México. El objetivo principal del mismo fue la identificación de los intervalos de interés y la estimación de las propiedades petrofísicas de estos, con base en la integración de la información de registros y de perforación.

Metodología

Inicialmente, se recopilaron las referencias bibliográficas donde se explican las metodologías existentes para la caracterización de YFN, se extrajeron las ecuaciones necesarias y se conocieron los parámetros fijos y variables involucrados. Las tablas 1 y 2, tomadas de la tesis de grado “Metodología Integral Multivariable para la Caracterización Petrofísica de Yacimientos Naturalmente Fracturados”, realizada en 2024 en la Universidad del Zulia, Venezuela, por D. La Cruz, y C. Galbán, presentan un resumen de los parámetros y ecuaciones definidas en los métodos estudiados, para el cálculo de algunas variables como lo son el exponente de cementación, coeficiente de partición, índice de fracturamiento y porosidad de fractura. 

Para reconocer los indicadores de fracturamiento fue importante mantener presente los siguientes aspectos teóricos:

·         La combinación de los registros de densidad y neutrón se empleó para calcular la porosidad total, mientras que a partir del registro sónico se determinó la porosidad primaria. La diferencia entre ambos permitió obtener la porosidad secundaria.

·         Los valores de porosidad obtenidos se ven afectados por la resolución de las herramientas, lo cual es crítico en formaciones de baja porosidad, especialmente en carbonatos fracturados.

En las figuras 3 y 4 se presentan los registros originales, junto con la evaluación petrofísica de ambos pozos, a partir de los cuales se tomaron diez (10) profundidades para cada pozo analizado, con el propósito de observar los valores obtenidos en los cálculos de los parámetros y variables del análisis de fracturamiento, e identificar el comportamiento de cada una de ellas con respecto a las demás.

Finalmente, se realizó un análisis de sensibilidad con el objetivo de observar y comparar los comportamientos de las variables y las saturaciones de agua derivadas de los diferentes exponentes de cementación calculados a partir de los métodos estudiados.

Para fines de este trabajo, se dividieron los parámetros petrofísicos en tres (3) grupos:

·  Parámetros iniciales.

·  Parámetros del análisis de fracturamiento.

·  Determinación de la saturación de agua (Sw).

Parámetros iniciales

·      Exponente de cementación de la matriz, mb:

Se determinó a partir de propiedades eléctricas procedentes de análisis de núcleos, con pruebas a condiciones de sobrecarga y de laboratorio, graficando en escala logarítmica el Factor de Formación (FF) vs. Porosidad, donde “mb” es la pendiente de la recta que a partir del punto (1,1) sigue una línea de tendencia que honra la mayoría de las muestras. De acuerdo con lo anterior, se obtuvieron los siguientes valores de exponente de cementación para la zona superior e inferior de la matriz:

mbzona superior = 2,11

mbzona inferior = 2,16

·      Factor de tortuosidad, a:

El factor de tortuosidad se puede obtener a través de la gráfica de Factor de Formación vs. Porosidad, donde “a” sería el valor en el que la línea de tendencia corta el eje vertical. Para fines de esta investigación, se decidió tomar el valor de a = 1, el cual se considera un valor constante para yacimientos carbonatos.

·      Exponente de saturación, n:

De forma similar al exponente de cementación, este parámetro se obtuvo a partir de propiedades eléctricas provenientes de análisis de núcleos, pero en esta ocasión se graficó el Índice de Resistividad (IR) vs. Saturación de Agua (Sw) en escala logarítmica, siendo “n” la pendiente de la recta que a partir del punto (1,1) sigue una tendencia que honra la mayoría de los puntos. Con base en lo anterior, los valores estimados de n para la zona superior e inferior de la formación son los siguientes:

nzona superior = 1,97

nzona inferior = 1,7

·  Resistividad del agua de formación, Rw:

Este parámetro fue proporcionado por la compañía Inter-Rock C.A. y fue requerido para la estimación de la saturación de agua. Se determinó a través de muestras de agua, obteniéndose un valor de 0,054 ohm-m a una temperatura de 24 °C, el cual corresponde a una salinidad de 149.000 ppm NaCl equivalente.

·      Porosidad total, φT:

Este parámetro fue aportado por Inter-Rock C.A. Se estimó mediante la combinación de los registros de Densidad y Neutrón, considerando una densidad de matriz variable obtenida de un modelo multimineral.

·      Porosidad primaria, φma:

Se obtuvo del registro sónico, utilizando la ecuación de Wyllie y un factor de compactación (Cp) igual a 1.

·      Porosidad secundaria, φsec:

Fue calculada mediante la resta entre la porosidad total (φT) y la porosidad primaria (φma):

·      Coeficiente de partición, v:

Se obtuvo a partir de la ecuación 5 (Elkewidy y Tiab) y la ecuación 12 (Aguilera), los cuales son los únicos autores, entre los estudiados, que consideran esta variable para el cálculo del exponente de cementación.

·  Exponente de cementación variable, m variable:

Este cálculo fue una de las bases principales del presente estudio, así como una de las variables de mayor importancia para la estimación de la saturación de agua.

Para su determinación se tomaron en cuenta las diferentes metodologías referidas previamente: Rasmus, Borai, Elkewidy y Tiab, y Aguilera (ecuaciones 1, 2, 3 y 11, respectivamente).

·      Índice de fracturamiento, FII:

Esta variable es definida por Elkewidy y Tiab, y representa la relación entre la porosidad de fractura y el volumen total de la roca. Se calculó a través de la ecuación 7.

·      Porosidad de fractura, φf:

Al igual que el índice de fracturamiento, los únicos autores que definen este parámetro en su modelo son Elkewidy y Tiab. Sin embargo, con el objetivo de analizar los resultados que se pueden obtener a partir de los diferentes m variables calculados, se decidió hacer un cálculo de φf para cada exponente de cementación, haciendo uso de la ecuación 10.

Para estimar la saturación de agua se utilizó la ecuación de Archie:

   El m calculado por el método de Elkewidy y Tiab suele ser mayor a los calculados por los métodos de Aguilera y Rasmus, los cuales son muy cercanos entre sí.

·  El método de Elkewidy y Tiab da valores menores de índice de fracturamiento comparado a los otros dos métodos.

·  El método de Tiab obtiene valores de iguales a la porosidad secundaria. Esto se debe a una cancelación de términos en su ecuación, por lo que con el uso de este método podríamos decir que la porosidad secundaria pertenece solo a las fracturas, a diferencia de los valores obtenidos con los m calculados por los métodos de Aguilera y Rasmus que calculan m de forma diferente y por ende, al sustituir el valor en la ecuación de no existe esta cancelación.

·  Al utilizar un exponente de cementación fijo (mb o m = 2) los valores de saturación de agua son más altos, llegando a alcanzar incluso un 100% de saturación. Además, se pudo apreciar que la saturación de agua calculada con el m variable de Borai también da valores altos. Por otro lado, las saturaciones de agua determinadas a partir de los exponentes de cementación calculados por Aguilera, Rasmus, y Elkewidy y Tiab, en general son muy cercanos y tienden a ser significativamente menores a los obtenidos con otros métodos.

·  Se observa una tendencia directamente proporcional para ambos coeficientes de partición, es decir, que a mayor porosidad secundaria mayor será el coeficiente, comportamiento que se repite con todas las variables relacionadas con la fractura (índice de fracturamiento y porosidad de fractura).

·  Se observa una tendencia directamente proporcional entre el m calculado por Borai y la porosidad secundaria, mientras que en los métodos para YNF (Aguilera, Rasmus, y Elkewidy y Tiab), a mayor porosidad secundaria se obtiene un valor de m menor, apreciándose una tendencia inversamente proporcional.

·  A menor porosidad secundaria, los m calculados por los diferentes métodos suelen dispersarse más entre sí, mientras que al ser más alta la porosidad secundaria más cercanos son los valores de m. Este comportamiento se repite en todos los casos donde m está graficado versus una variable relacionada con la fractura (coeficiente de partición, índice de fracturamiento y porosidad de fractura).

·  Al graficar la saturación de agua contra el exponente de cementación, se pudo observar una tendencia ligeramente proporcional, la cual no es muy marcada, ya que Sw se ve también afectada por otros parámetros como a, Rw, φ y Rt.

Entre otros aspectos a resaltar tenemos los siguientes:

·   A pesar de que el objeto de estudio sea un YNF, no debe asumirse que toda la sección estudiada está fracturada. Para las zonas no fracturadas o sin presencia de porosidad secundaria, se considera apropiado escoger métodos como el de Borai, A., debido a que su metodología fue desarrollada para carbonatos de baja porosidad y no necesariamente fracturados.

·  Para estas zonas no fracturadas los valores de m tienden a ser cercanos a 2.

·  La metodología de J.C. Rasmus (1983) no emplea el término coeficiente de partición. Esta variable es propia de los métodos de Aguilera, M.S. y Aguilera, R. (2003), y Elkewidy, T. y Tiab, D. (1998), cada uno con ecuaciones propias e independientes.

Conclusiones y recomendaciones

·         Se compararon las metodologías más relevantes existentes en la literatura para la caracterización petrofísica de carbonatos naturalmente fracturados, a partir de registros convencionales de pozos.

·         Se realizó un análisis de sensibilidad entre los resultados de estas metodologías, identificando las ventajas y limitaciones de cada una.

·         Al estar fundamentadas en registros convencionales, las metodologías no son del todo exactas, pues se deben inferir ciertos aspectos. Por ejemplo, la porosidad secundaria fue estimada de forma indirecta al calcularse a partir de la combinación de los registros densidad-sónico y no mediante pruebas de laboratorio a los núcleos.

·         Se constató que emplear un exponente de cementación (m) fijo en zonas fracturadas resulta en valores de saturación de agua (Sw) mayores en comparación a cuando se emplea m variable. Un menor valor de Sw podría permitir detectar volúmenes de hidrocarburos que de otra forma no serían tomados en cuenta.

·         Cada yacimiento posee características particulares, por lo cual es posible encontrar que al seguir una metodología en específico no sea conclusiva por si sola y se deban incluir aspectos de otras metodologías existentes o desarrollar una propia.

·         Se recomienda integrar el análisis de registros de imágenes a las metodologías para caracterizar YNF, especialmente cuando la información sea escasa. Estos registros permiten identificar con certeza la presencia de fracturas, fallas y otras discontinuidades.

·         Se recomienda incorporar datos de perforación, como la tasa de penetración (ROP, por sus siglas en inglés), eventos de pérdida de circulación, aumentos en la curva de gas, y datos de producción para realizar comparaciones con la saturación de agua (Sw). El estudio de la ROP y pérdida de circulación pueden proporcionar indicios sobre las zonas fracturadas, mientras que los datos de producción ayudan a validar y calibrar los modelos petrofísicos.

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