Introducción

       Las metodologías consideradas como universales o estándares para la determinación de espesores útiles en ocasiones presentan incertidumbre, una de las razones es la cantidad de factores que se deben considerar al elegir un valor de corte. De hecho, el problema con frecuencia sobrepasa cualquier enfoque sistemático y analítico y, con frecuencia, la solución debe gestionarse según las particularidades de cada caso. Esto a su vez implica que siempre habrá un grado considerable de subjetividad e incertidumbre en este proceso.

       Existen diversos métodos para determinar espesores útiles, sin embargo, ninguno de ellos podría considerarse como definitivo, sobre todo tomando en cuenta los diferentes propósitos para los cuales estos se han determinado.  Podría argumentarse que el uso más frecuente de los espesores útiles es el cálculo de hidrocarburo original en sitio (POES o GOES).

       Usualmente, los espesores útiles para esta aplicación están relacionados con la determinación de un factor de recobro en el yacimiento. Otro uso de los espesores útiles tiene que ver con la definición del volumen total de hidrocarburos en el yacimiento con la finalidad de determinar las reservas y el potencial comercial del mismo. Una tercera razón es para evaluar la factibilidad de implementar recobros secundarios en los yacimientos.

       Para determinar espesores útiles se requiere definir parámetros de corte, los cuales deben fijarse según las características de cada yacimiento y del propósito para el cual se establecen. Es decir, tienen un carácter variable y dinámico, debiendo ser ajustados al estado actual del yacimiento estudiado, y a las condiciones económicas y tecnológicas al momento de ser definidos. La necesidad de crear flujos de trabajo para la aplicación, análisis y resolución de ecuaciones y fórmulas matemáticas es cada vez más común en empresas que requieren de tecnología para ejecutar diversos estudios. La finalidad primordial en la aplicación de tecnología y los mencionados flujos de trabajo se fundamenta en recortar los tiempos de ejecución de los proyectos y en optimizar los costos sin sacrificar la calidad de los resultados.

       La industria petrolera tiene como propósito determinar los espesores útiles y las propiedades petrofísicas de los yacimientos para la estimación cada vez más precisa de los volúmenes de hidrocarburo.  Es por ello que es de suma importancia para los geólogos e ingenieros la optimización de flujos de trabajo que permitan definir la calidad y el comportamiento de producción de los yacimientos petroleros, disminuyendo en lo posible los niveles de incertidumbre.

       Finalmente, este trabajo plantea el desarrollo de un flujo de trabajo para determinar espesores útiles mediante la optimización del proceso de selección de parámetros de corte y la comparación entre las metodologías existentes más relevantes.

Generalidades del Área de Estudio

       Los datos empleados en este trabajo están sujetos a pautas de confidencialidad, por lo que no se proporcionará información detallada sobre la ubicación geográfica exacta o los nombres reales de los pozos investigados.

Ubicación geográfica: Los yacimientos convencionales a estudiar se ubican geográficamente en Norte y Sur América. Para el siguiente trabajo fueron utilizados tres (3) pozos. En la tabla 1 se identifican los pozos cargados a la base de datos, su ubicación relativa, las edades geológicas, topes y bases de las formaciones de las zonas de estudio.

horizonte probable de almacenar fluido hasta la base del último, todos estos horizontes ubicados dentro del “intervalo bruto” descrito anteriormente. El “intervalo bruto de reservorio” contiene tanto roca reservorio, como roca no reservorio. Esto hace que el método propuesto por Snyder, empleado aún y desde hace muchos años, tienda a confundir a profesionales de otras ramas distintas a las geociencias. Como aspecto positivo, el método de Snyder aborda de manera específica conceptos de net pay (espesores netos hidrocarburíferos), las razones por las cuales es necesario calcularlo, y los pasos a seguir para obtener resultados más precisos al momento de definirlo, como por ejemplo análisis de núcleos y técnicas de mapeo para así luego calcular su volumen.

       Worthington, P. (2005) “The applications of cutoffs in integrated reservoir studies”, abarca metodologías aplicables para net reservoir y métodos para determinar cortes petrofísicos en caso de agotamiento de fuentes primarias y recuperación secundaria por inyección de agua. Tomando en consideración que los cut-offs están condicionados dinámicamente, es decir están combinados a una referencia de parámetros claves de diagnóstico (diámetro de poro circular equivalente y puntos terminales de permeabilidades relativas), además de parámetros convencionales con el fin de obtener resultados más reales y certeros de un yacimiento. Presenta un flujo de trabajo para la aplicación de los parámetros de corte adecuados a los fines de la integración de estudios de reservorios, que no cubre todas las situaciones, pero sí ilustra cómo deben utilizarse los cortes en estudios de campo tanto determinísticos como estocásticos.

       Worthington, P y Cosentino, L. (2005) “The role of cutoffs in integrated reservoir studies”, abordaron los diferentes enfoques para cuantificar los cut-offs, pero sin establecer uno de forma general para los yacimientos, ya que varían dependiendo del objetivo a estudiar en el mismo, tomando en cuenta el almacenamiento y el flujo de hidrocarburos, así como las permeabilidades relativas y la movilidad de los hidrocarburos. Se presta atención en la relación entre la identificación de los cut-offs y aquellos elementos claves de la práctica sistémica contemporánea de los estudios integrados de yacimiento, además de demostrar los principales beneficios de un conjunto de cortes petrofísicos debidamente condicionados, de modo que una empresa energética pueda realizar con mayor eficacia el valor del activo.

Metodología

       A continuación, se presenta un flujograma de trabajo, el cual contempla cada uno de los pasos seguidos para el estudio realizado (Figura 4).

       Otro factor importante es la determinación de una función de temperatura en función de la profundidad, para lo cual se comenzó por determinar el gradiente geotérmico de las distintas formaciones consideradas para este estudio, a partir de la siguiente fórmula:

Donde:

GG: Gradiente geotérmico

Tf: temperatura de fondo (°F)

Ts: temperatura de superficie (°F)

Pf: profundidad final (pies)

Luego se estimó la temperatura de las formaciones estudiadas empleando la siguiente ecuación:

Donde:

Tform: temperatura de formación (°F)

GG: Gradiente geotérmico

Pform: profundidad de formación (pies)

Ts: temperatura de superficie (°F)

Propiedades petrofísicas: Arcillosidad (Vclay), porosidad (Φ), saturación de agua (Sw) y permeabilidad (k). Como parte del flujo de trabajo que realizó, la interpretación petrofísica se realizó de la siguiente manera:

       Se calculó la arcillosidad, porosidad y saturación de agua para cada uno de los pozos. Para ello se escogió los modelos a utilizar para cada propiedad. Por ejemplo:

-        La arcillosidad o volumen de arcilla (Vclay) se determinó a partir de la curva de Gamma Ray.

-        La Porosidad (ɸ) se calculó utilizando el registro de Densidad.

-        La saturación de agua (Sw) se determinó a partir de la ecuación de Archie.

       Algunas de las formaciones consideradas para este estudio se contaban con datos fidedignos de salinidad. Para la determinación de Rw en donde no se contaba con información de salinidades, se utilizó el gráfico de “Pickett”, empleando las curvas de resistividad para definir las zonas de agua.

       La permeabilidad (K) se determinó empleando la ecuación de Timur: 

       Este procedimiento se realizó para todos los pozos, no sin antes proceder a la calibración y verificación de los modelos petrofísicos. Para la calibración de los modelos petrofísicos se realizó una comparación y ajuste de los valores de las propiedades petrofísicas obtenidas mediante los registros con los datos de núcleos disponibles de dichas formaciones. Es importante mencionar que la calibración fue realizada con los datos obtenidos a condiciones de sobrecarga (NOBP).

Determinación de espesores útiles en función de los parámetros de corte: realizada la evaluación petrofísica, es necesario obtener los valores de los parámetros de corte para determinar las zonas correspondientes al Espesor Neto de Reservorio (Net Reservoir) y zonas que corresponden al Espesor Neto de Hidrocarburos (Net Pay). Dichos parámetros de corte para arcillosidad, porosidad y saturación de agua fueron calculados para cada uno de los métodos seleccionados en este estudio. (Tabla 2).

Snyder (1971): Snyder menciona en su estudio que normalmente se elige un indicador de permeabilidad y/o un valor de porosidad como valor de corte basado en un juicio intuitivo. Generalmente, este método es suficiente cuando hay una diferencia marcada entre los valores más altos y más bajos de las propiedades petrofísicas que definen lo que se consideraría reservorio y no reservorio, generalmente definido por contrastes obvios entre las curvas de registros que dan origen a propiedades como arcillosidad y porosidad principalmente. Se graficó la curva de arcillosidad con el fin de obtener el corte de Vclay utilizando el criterio mencionado de que todo lo que deflecte hacia la izquierda son arenas/reservorio y lo que deflecte a la derecha son arcillas/no reservorio. Con esto se obtiene el valor más aproximado de espesor bruto o también conocido como “arena total” y se excluyen las rocas con alto contenido de arcilla, como por ejemplo lutitas o algunas limolitas. Luego se visualizaron, mediante gráficos cruzados o “x-plots” e histogramas, los valores de porosidad correspondientes a la “arena total” obtenida con el corte de Vclay. Se tomó un valor mínimo siguiendo las recomendaciones de Snyder y se graficó este resultado como espesor neto de arena, es decir, las arenas que tengan propiedades de reservorio. Para el caso del espesor neto hidrocarburífero, aplicamos un corte de saturación de agua que habrían sido correlacionados con las calidades de los espesores de reservorio y las pruebas de pozos disponibles. Lo ideal en este caso sería poder soportar estos parámetros con datos de laboratorio. Este procedimiento se realizó para cada uno de los pozos del estudio y se tomó como referencia la figura 5, modificada del estudio original de Snyder.

       Worthington y Cosentino mencionan en su trabajo que para dar entrada a las reservas de petróleo y de gas se propone que los parámetros de corte se vinculen a un valor límite de movilidad. La viscosidad de un gas es al menos un orden de magnitud menor que la de petróleo ligero y la magnitud de esta disparidad probablemente explica la diferencia entre los valores tradicionales de corte de permeabilidad de 0,1 mD para el gas y 1 mD para el petróleo. Dicho lo anterior, es importante mencionar que para este método los parámetros de corte se determinaron según la naturaleza de cada yacimiento. Los autores de este método advierten que, aunque no existe una definición universal de espesores útiles, este podría ser un método adaptable a casi todas las naturalezas de reservorios, por lo que ofrecen una serie de términos, que ayudan a tener una idea más clara de cómo ilustrar el mecanismo de obtención de los espesores útiles. Figura 11.

Para el POZO-1, a pesar de que contiene petróleo, no se utilizó la permeabilidad de 1 mD, por ser este un yacimiento que contiene hidrocarburo pesado, por lo que el valor de permeabilidad tuvo que ser mucho mayor. Para obtener este valor según los lineamientos de los autores de este método, se verificaron los valores y análisis de PVT, donde la viscosidad era de 23 cp y la movilidad de 0,65 mD/cp., dando como resultado una permeabilidad de corte de 15 mD. La fórmula para realizar el cálculo de dicha permeabilidad fue la siguiente:

Donde:

M: movilidad (mD/cp)

k: permeabilidad de corte (mD)

μ: viscosidad (cp)

Es importante mencionar que para el POZO-2, por ser un yacimiento que contiene gas, se asumió que el valor de permeabilidad es de 0,1 mD, mientras que para el POZO-3 se utilizó un límite de permeabilidad de 1 mD, que según los autores corresponde a un yacimiento de petróleo liviano. A continuación, los gráficos del Pozo-1 mostrando la determinación de parámetros de corte según el Método de Worthington y Cosentino, (Figuras 12,13 y 14). Estos gráficos fueron también generados para los Pozos 2 y 3.

la variable PhieSo para la determinación de los parámetros de corte convencionales.

       Para obtener el corte de arcillosidad se realizaron gráficos de PhieSo vs Vclay. PhieSo corresponde al Volumen Poroso ocupado por petróleo y está definido como el porcentaje de la porosidad que se encuentra saturada por petróleo y que es igual a PHIE*(1-BVW) (Inter-Rock, C. A., 2011).

Luego de realizados los cálculos de PhieSo se emplearon gráficos cruzados XY para determinar los parámetros de corte en los pozos destinados para este estudio. En estos gráficos se muestra la variable PhieSo en el eje “y” y el parámetro de corte a determinar en el eje “x”. El procedimiento se lleva a cabo trazando una línea envolvente que separa una nube de puntos considerados como parte del espacio poroso que contiene hidrocarburos de aquellos que no lo contiene, la cual intercepta el eje X y así obtener el corte de la propiedad que se quiere determinar. La figura 16 muestra la determinación del corte de Vcl para el Pozo-1 el cual resulto en 27 % y a partir de ese valor, la figura 17 muestra la determinación del parámetro de corte de porosidad, el cual resultó en 10 %.

       Los valores de corte para saturación de agua en este método fueron determinados de la misma manera; relacionando el espacio poroso saturado por hidrocarburo versus la saturación de agua (Sw), de manera de poder visualizar el valor máximo de esta variable diferenciando el espacio poroso con hidrocarburo del que contenía altas saturaciones de agua, el cual resulto en 60 % de Swmax para el POZO-1.

       Finalmente, para la determinación de espesores útiles y sumarios de evaluación petrofísica, se completaron los valores de parámetros de corte los cuales se ingresan en el módulo de sumarios de evaluación de la plataforma o software disponible para hacer la corrida correspondiente a los pozos objeto de estudio y obtener los espesores netos en una tabla que permita su visualización, análisis y comparación.

       Para ello, se escogen las curvas anteriormente obtenidas en la evaluación petrofísica sobre las cuales se aplicarán los parámetros de corte según los criterios que priven para cada caso o método utilizado. Estos criterios se establecen para diferenciar los distintos tipos de espesores, como por ejemplo los espesores de reservorio neto o “net Reservoir” y los espesores netos hidrocarburíferos o “net pay”. Los parámetros de corte se aplicarán según los símbolos matemáticos comparativos , que se identifican con “< =” (menor o igual que), “> =” (mayor o igual que) o “=” (igual que), indicando el método de parámetros de corte utilizado, los cuales representaran valores promedio en porcentaje (%).

       Las curvas seleccionadas para la aplicación de los parámetros de corte fueron: Vclay (volumen de arcilla), Phie (porosidad) y Sw (saturación de agua).

       A continuación, se muestra la tabla 3 con los parámetros de corte calculados para cada uno de los métodos seleccionados en este trabajo:

       Snyder (1971) fue uno de los primeros en mencionar que para seleccionar y definir los parámetros de corte a utilizar en un yacimiento era importante tomar en consideración el propósito de los espesores útiles a calcular, sin embargo, analizando otros antecedentes no siempre era el caso, en algunas ocasiones utilizaban criterios simples, haciendo que dicho punto pasara desapercibido.

Otro punto relevante que se observó en las metodologías estudiadas es que para cada autor los espesores e intervalos en un yacimiento tenían distintas nomenclaturas, así como también, distintas definiciones. A continuación, en la tabla 5, modificada de Worthington y Cosentino (2005) donde se puede observar lo mencionado anteriormente.

POZO-1/Yacimiento “X”: se observó que, en este caso, no hubo una variación significativa en el espesor de reservorio. El valor más alto para reservorio neto fue de 264.5 pies, el cual se obtuvo por el método de Worthington & Cosentino, así mismo se comparó el valor de reservorio neto hidrocarburífero, donde se logra observar que, en este caso, también el método de Worthington y Cosentino obtuvo el mayor valor de 175.25 pies de espesor para el yacimiento “X”. Muy probablemente, esto se debe a que este método funciona muy bien para yacimientos con permeabilidades altas.

POZO-2/Yacimiento “Y”: los espesores útiles tanto para el espesor neto de reservorio y espesor neto hidrocarburífero presentaron diferencias considerables. Como se mencionó anteriormente, este yacimiento es de areniscas apretadas. Se observa que el método que presentó resultados bastante favorables en comparación de los demás fue el método de Shepherd con espesores de reservorio neto e hidrocarburífero de 799 y 780.5 pies respectivamente, mientras que el método menos favorable en este caso fue el de Worthington y Cosentino con 218,5 pies de reservorio neto y 208 pies de reservorio neto con hidrocarburo; de esta manera se confirmó que este último método quizás no sea el más adecuado para pozos con permeabilidades y porosidades bajas.

POZO-3/Yacimiento “Z”: En este caso, dos métodos resultaron ser los más favorables, tanto para los espesores netos como los espesores netos hidrocarburíferos, al coincidir con valores de 40 pies y 38,5 respectivamente cuando se aplicaron los cortes al yacimiento “Z”. Estos métodos resultaron ser los de Snyder y Shepherd, lo cual demuestra “consistencia” en los resultados y modelos petrofísicos robustos. El método menos favorable en este caso fue el de Worthington y Cosentino con tan solo 7,5 pies de reservorio neto y 7 pies de espesor neto hidrocarburífero, quizás por estar en presencia de un yacimiento con arenas consolidadas de poca permeabilidad, aún en presencia de hidrocarburos gaseosos o petróleos livianos.

       Es importante recalcar que la aplicación de parámetros de corte “fijos” favorece la omisión de algunos intervalos cuya saturación de agua es variable debido a la variación de calidad de la roca almacén, en la cual y en muchos casos, la Sw representa el agua irreducible o no movible. Esto deja abierta la discusión para que en futuros estudios se consideren parámetros de corte “variables” en cuanto a la Sw ya que está íntimamente relacionada a la calidad de los reservorios o los “Tipos de Roca”. Existen varios tipos de roca, rocas buenas, regulares y de mala calidad, por ello la aplicación de un corte de Sw variable lograría aportar resultados más realistas y más favorables que los otros métodos los cuales utilizan un corte de Sw fijo.

Conclusiones

1.     Se generó una base de datos de tres pozos seleccionados para este trabajo, como resultado de la recopilación, organización y clasificación de los datos de registros de pozos y análisis de núcleos, tanto convencionales como especiales, que sirvió de base para la verificación de propiedades petrofísicas y para el cálculo de parámetros de corte de las formaciones “X”, “Y” y “Z” designadas para este estudio.

2. La revisión previa de los antecedentes referentes al tema de selección de parámetros de corte para el establecimiento de espesores útiles, permitió facilitar la metodología para determinar los parámetros de corte a partir de los métodos relevantes existentes seleccionados para el estudio.

3. Se observó que a pesar de existe suficiente información para determinar los espesores útiles, no es el caso para el caso de determinar parámetros de corte; cada método presenta un enfoque distinto y tiende a ser relativamente subjetivo, ya que depende del propósito del estudio y de las características del yacimiento a evaluar.

4. En líneas generales, los métodos de Snyder y Shepherd generaron valores más altos de espesores útiles en comparación al resto de los métodos con la excepción del yacimiento “X” del POZO-1 donde el método de Worthington y Cosentino superó el conteo de pies de espesores netos y netos hidrocarburíferos de los otros métodos; muy probablemente debido a la consideración de variables de permeabilidad y movilidad, las cuales aportan un peso significativo en yacimientos de alta calidad de almacenamiento y flujo. Se observó que para cada yacimiento no todos los métodos son favorables. Las características de los yacimientos generalmente varían y no es recomendable que los parámetros de corte sean fijos, como generalmente sucede en la práctica.  Sobre todo, con relación a la saturación de agua (Sw).

5. Cada metodología para determinar espesores útiles presenta sus ventajas. Snyder, aunque subjetivo, ofrece resultados gráficos aceptables; Scribner utiliza propiedades acumuladas para calcular parámetros de corte; Shepherd considera el volumen poroso de petróleo apoyado por los gráficos PhiSo; Worthington y Cosentino incorporan la permeabilidad y movilidad como propiedades que relacionan el carácter dinámico de los métodos para determinar los parámetros de corte.

6.     Este trabajo logra aportar algo con lo que no se cuenta comúnmente en la práctica, que es la manera de implementar no solo diversos métodos de espesores útiles sino también una guía para determinar los parámetros de corte de cada método en función de las características de los yacimientos.

Recomendaciones

1. Asegurarse de preparar y adecuar los datos de los pozos objeto de estudio para garantizar la calidad de los mismos y con ello de los resultados.

2. Aprovechar la disponibilidad de datos de núcleo para calibrar las propiedades petrofísicas y mejorar la representatividad de las propiedades de los yacimientos y disminuir la incertidumbre al momento de calcular los parámetros de corte y espesores útiles.

3. Definir con antelación el propósito de calcular los parámetros de corte, ya que los métodos y los parámetros a determinar dependen en gran medida de los objetivos del estudio. Por ejemplo: cálculo de POES o evaluación del potencial de hidrocarburos remanentes para recobros secundarios.

4. El uso de parámetros de corte fijos no garantiza la óptima determinación de espesores útiles, por lo que se recomienda la implementación de cortes variables sobre todo de la saturación de agua (Sw) en virtud de sus variaciones según el tipo de roca o calidad de reservorio.

5. Procurar la disponibilidad de análisis especiales de núcleos (SCAL) para poder aplicar cortes de tipo variable implementando el carácter dinámico como lo recomiendan Worthington & Cosentino en su trabajo.

6. Definir tipos de roca existentes en los yacimientos, ya que nos permite priorizar la calidad de los reservorios presentes en función de los valores de garganta poral más representativos facilitando la eventual aplicación de los parámetros de corte variables.

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