Introducción

La porosidad es una propiedad petrofísica fundamental que define la capacidad de almacenamiento de fluidos en las rocas que conforman los yacimientos hidrocarburíferos.

Su importancia en lo económico está asociada al cálculo de reservas, siendo también importante, desde el punto de vista técnico, en la estimación de los volúmenes porosos para proyectos de inyección de fluidos, en el diseño de la estimulación mediante fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales en lutitas hidrocarburíferas (YNC), y en general, en los diferentes modelos y simulaciones en el ámbito geológico, geofísico, geomecánico, de yacimientos y de producción.

Existen diferentes métodos para obtener la porosidad: mediante mediciones directas en laboratorio llevadas a cabo en muestras de roca (muestras de canal o ripios de perforación, muestras de pared, muestras de afloramientos o núcleos) y mediante mediciones indirectas y cálculos a partir de registros de pozo tales como resonancia magnética nuclear, densidad, neutrón y sónico.

De los métodos más comúnmente usados en la industria para la estimación de porosidad a partir de los registros de pozos, está el registro de densidad, bien sea solo o combinado con el registro de neutrones, por tal motivo la densidad de la matriz de la roca juega un rol fundamental en el cálculo de porosidad a partir del registro densidad.

Como práctica común en la estimación de la porosidad con el registro de densidad, se tiene el uso de una densidad de matriz fija, por ejemplo 2,65 g/cc en yacimientos siliciclásticos, la cual pudiera realmente variar en función de la composición mineralógica de las rocas que conformen este tipo de yacimientos.

Se identificó la necesidad de generar una curva de densidad de matriz variable que considere los cambios mineralógicos del yacimiento y reduzca la incertidumbre en la porosidad. Para ello, se propone emplear la descripción litológica detallada obtenida de las muestras de canal, información que usualmente está disponible en la mayoría de los pozos.

Adicionalmente, para el caso específico de yacimientos no convencionales (YNC), se sugiere incorporar el volumen de kerógeno. Este se estima a partir de las mediciones del contenido de COT, realizadas también sobre las muestras de canal, para refinar el cálculo de la densidad de matriz variable.

Este estudio se desarrolla en dos fases principales. La primera se enfoca en construir una curva de densidad de matriz variable. Esto se logra ponderando las densidades según los porcentajes de la descripción litológica y el contenido de COT medido en las muestras de canal.

La segunda fase compara los resultados de porosidad. Se contrasta la porosidad obtenida con nuestra curva propuesta frente a la calculada con una densidad de matriz fija y otra variable (de un modelo multimineral). Finalmente, se analiza cómo estas diferencias afectan los cálculos de saturación de agua y reservas.

Los yacimientos en estudio pertenecen a la cuenca de Delaware, subcuenca occidental de la cuenca Pérmica, siendo una de las zonas de perforación más activas en la actualidad en los EE. UU. (Mire y Moomaw, 2017).

La cuenca se caracteriza por una mezcla de rocas heterogéneas compuestas de lutitas, formaciones siliciclásticas, limolitas ricas en compuestos orgánicos y carbonatos (Nester et al., 2014).

Se usó para el estudio un pozo, denominado ‘Pozo Clave-1’, el cual estratigráficamente se ha subdividido convenientemente en tres zonas (A, B y C), las cuales representan características tanto de yacimientos convencionales en areniscas y calizas, como yacimientos no convencionales en lutitas hidrocarburíferas.

La zona A consiste litológicamente en sedimentos clásticos de grano fino y lechos de arenisca más delgados en la parte central, fue interrumpida por numerosas cuñas de carbonato en los bordes de la cuenca, que se extienden como delgadas calizas hacia el centro (Hills, 1984).

La zona B, se caracteriza por la acumulación de calizas detríticas en ambientes de aguas profundas. Al final de este período, la entrada de siliciclásticos domina el escenario de deposición.

Finalmente, la zona C es una unidad compleja que consta principalmente de intervalos de carbonatos arcillosos y lutitas ricas en materia orgánica cerca de los bordes de la cuenca, también se encuentran secuencias espesas de sedimentos ricos en materia orgánica que han sido reconocidos como roca generadora y como objetivo para yacimientos no convencionales (Nance, 2007).

Antecedentes

Del Moro, Anantharamu, Vernik, Quaglia y Carrillo (2020). En su artículo “Seismic petrophysics workflow applied to delaware basin” cuyo flujo de trabajo comprende la estimación de la porosidad a partir de la aproximación de la densidad de matriz variable, utilizando la estimación del contenido de COT mediante el cálculo a partir del método de Passey. Esta metodología y procedimientos utilizados les permitió generar dicho modelo petrofísico para mejorar el conocimiento del reservorio en la determinación de las zonas prospectivas.

Panesso, Quaglia, Alzate y Porras (2023). En su investigación “Integrated petrophysical characterization of hydrocarbon shale unconventional reservoirs using a rock typing approach, case study, Vaca Muerta play, Neuquén basin, Argentina” cuyo objetivo es presentar un flujo de trabajo para un índice de tipo de roca a partir de la caracterización petrofísica en yacimientos no convencionales, y de esta manera clasificar los tipos de roca. Para la definición del mismo se consideraron propiedades como el contenido de COT, la porosidad total, la saturación de hidrocarburos y el índice de fragilidad.

Kraim (2008). En su trabajo de investigación “Caracterización petrofísica del yacimiento SBC-1 (Cretáceo) incorporando los datos de análisis de núcleos convencionales y especiales; campos Santa Bárbara y Pirital” concluyen que la curva de porosidad densidad (PHID) es la que mejor ofrece las estimaciones de porosidad total (PHIT). Además de realizar una evaluación petrofísica completa; es de relevancia para esta investigación, ya que hace referencia a los diferentes registros que pueden ser tomados en consideración en el cálculo de porosidad, dentro de los cuales están: registro de densidad, registro de neutrón, registros sónicos y una combinación entre los registros densidad y neutrón.

Barbato y Quaglia (2023). En su artículo “Porosidad total y efectiva derivadas de los perfiles de densidad y rayos gamma. ¿Cuáles son las insidias y errores más comunes, sus consecuencias y como mitigarlos?”; indican que la porosidad, es un parámetro crítico en la industria petrolera y su determinación ha evolucionado con el tiempo gracias a la incorporación de nuevas herramientas y tecnologías. Es por ello por lo que, en su estudio, los autores revisaron las bases teóricas de cálculos de porosidad a partir del perfil de densidad utilizando data real, aplicándose diferentes métodos para efectuar los mencionados cálculos; concluyendo que las unidades de porosidad pueden variar de 1 a 5, dependiendo de la selección del conjunto de parámetros involucrados.

Metodología

La presente investigación se cataloga como investigación aplicada, ya que, su objetivo principal, tiene una clara aplicación práctica en la exploración y producción de hidrocarburos, debido a que la porosidad, es una propiedad fundamental para la caracterización de los yacimientos.

La población o universo a estudiar se concibe como el espacio del cual se extraerá la muestra que se utilizó en la investigación. Para los propósitos de esta investigación, la población del campo es de 8 pozos, de los cuales se tomó uno como muestra, que servirá como objeto de estudio.

Es importante destacar que, debido a cuestiones de confidencialidad, Inter-Rock se reserva el derecho de publicar los nombres de las empresas, campos y pozos involucrados en el estudio. Para lograr los objetivos del estudio, fue necesario establecer un flujo de trabajo que se muestra en la figura 1.

3. Construcción de la curva de densidad de matriz variable a partir de la descripción litológica y estimación del contenido de COT en muestras de canal disponibles. En esta fase se utilizaron los datos de la descripción litológica de las muestras de canal y las mediciones del contenido de COT realizado en dichas muestras, para construir la curva de densidad de matriz variable.

Como paso inicial, se incorporaron los porcentajes de COT a los porcentajes de la descripción litológica, para de esta forma incorporar la materia orgánica a la curva de densidad de matriz.

Por no contar con mediciones de porosidad y densidad de grano en las muestras donde fue medio el COT, no se pudo hacer la conversión de COT a kerógeno, por lo cual se asumió que el kerógeno sería proporcional al COT.

En la tabla I se muestra como ejemplo los porcentajes de la descripción litológica y del COT, destacándose que la sumatoria totaliza el 100 %, luego de haberse realizado la distribución proporcional de los porcentajes de litología y el COT/kerógeno, según la ecuación 1.

Donde: RHOMAVAR es la densidad de matriz variable (g/cc), Roca/Compuestofinal 1,2,3… son los porcentajes de cada roca/compuesto resultantes de la ecuación 1, y ρ1,2,3… son la densidad de cada roca/compuesto en g/cc (tabla III).

A continuación, en la figura 2, se presenta para el Pozo Clave-1, en la pista ‘RHOMA VAR’, la curva de densidad de matriz variable generada a partir de la ecuación 2, como se puede observar la variación de la densidad de matriz es función de la variación de la descripción litológica y del contenido de COT como se presenta en la pista ‘DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA’.

Siendo VCLAY el volumen de arcilla e IGR el índice de arcillosidad a partir del perfil rayos gamma, expresado por la ecuación 4:

(VWCL) y Sxo es la saturación de agua en la zona lavada.

La porosidad efectiva se estimaría a partir de la siguiente ecuación:

Donde фe es la porosidad efectiva, фT es la porosidad total a partir del perfil densidad según la ecuación 5, Vclay es el volumen de arcilla húmeda y фtclay es la porosidad total de la arcilla (8-10 % en promedio para este estudio).

5. Comparación de la porosidad obtenida a partir de la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio con aquellas obtenidas de modelos multimineral, a partir de registros de pozos, y utilizando un valor fijo de densidad de matriz, práctica “común” en la evaluación petrofísica. En esta fase se va a comparar los resultados de la porosidad a partir del uso de la curva de densidad de matriz variable generada en este estudio, con dos fuentes de densidad de matriz comúnmente usadas en la industria.

En la tabla IV se presentan los tres modelos, definidos en función de la fuente a partir de la cual se obtuvo la densidad de matriz, así como la nomenclatura usada en lo sucesivo para identificar cada modelo.

registro rayos gamma espectral (figura 5), donde se evidenció el predominio de las arcillas de alta densidad como la Illita y Clorita, las cuales tienen valores de densidad en el rango de 2,71-2,78 g/cc, dichos valores fueron promediados para considerar el dato usado.

Adicional a lo anterior, a partir de los volúmenes de minerales estimados de este modelo, se determinó de forma más precisa la densidad de matriz (ρma), parámetro indispensable para el cálculo de porosidad a partir del registro densidad según la ecuación 5

El modelo multimineral desarrollado en este estudio aportó los volúmenes de cuarzo y carbonatos (calcita y dolomita), mientras que el volumen de arcilla proviene del cálculo a partir del perfil de rayos gamma según la ecuación 3, el volumen de COT (kerógeno) a partir del método de superposición de Passey (Passey et al., 1990) y aplicando el factor de conversión para llevar de COT (wt%) a volumen de kerógeno (2,8 v/v / wt% para este estudio) y el volumen de minerales pesados a partir de la relación empírica de Jiang, que se obtiene de multiplicar el COT (wt%) por 0,357 (Jiang et al., 2017).

Modelo multimineral a partir de UmatrixApp y RhomatrixApp

A partir de las curvas de factor fotoeléctrico y densidad se calculan los valores de la sección transversal fotoeléctrica (U):

Luego UmatrixApp se determina a partir de:

Donde UmatrixApp es la sección transversal fotoeléctrica de matriz aparente, U es la sección transversal fotoeléctrica, Uclay es la sección transversal fotoeléctrica para la arcilla, Uwater es la sección transversal fotoeléctrica para el agua, Uhyd es la sección transversal fotoeléctrica para el hidrocarburo, PEF es la curva de factor fotoeléctrico, ρb es la densidad de la formación, Vclay es el volumen de arcilla, PEFclay es el valor del factor fotoeléctrico para la arcilla, ρwetclay es la densidad de la arcilla húmeda, Salinity es la salinidad del agua de formación en partes por millón equivalentes de cloruro de sodio, ρhden es la densidad del hidrocarburo, фND es la porosidad densidad – neutrón y Sxo es la saturación de agua en la zona lavada.

Para calcular фND para un modelo multimineral (cuarzo/caliza/dolomía) con matriz de densidad variable, se calcula la porosidad para cada litología a partir de los perfiles densidad y neutrón basándose en la densidad de la matriz (ρma) se seleccionan dos litologías (arenisca/caliza para ρma < 2,71 g/cc o caliza/dolomía para ρma 2,71 g/cc) y se calculan 4 porosidades utilizando los valores de matriz para las dos litologías, tanto con el perfil densidad como con el perfil neutrón para finalmente calcular la porosidad combinada densidad – neutrón como sigue:

Donde фND es la porosidad combinada densidad – neutrón, фN1 y фN2 son las porosidades neutrón para las litologías 1 y 2, фD1 y фD2 son las porosidades del registro densidad para las litologías 1 y 2. Si en la ecuación de porosidad del registro densidad (ecuación 15) se sustituye la фD con la фND obtenida de la ecuación 14 y se despeja ρma, se obtendría el valor de RhomatrixApp.

Donde фD es la porosidad total del perfil densidad que en este caso será sustituida por фND, ρma es la densidad de la matriz que en este caso se despejara como RhomatrixApp, ρb es la densidad leída del registro, Vclay es el volumen de arcilla húmeda, ρwetclay es la densidad de la arcilla húmeda, ρfl es la densidad del filtrado de lodo, ρHyAp es la densidad del hidrocarburo aparente (ecuación 6) y Sxo es la saturación de agua en la zona lavada.

Las curvas UmatrixApp y RhomatrixApp se corrigieron en función de los volúmenes de kerógeno (Vker) y minerales pesados (VolHvyMin), considerando además los valores de densidad del kerógeno (ρker) y de los minerales pesados (ρhvy), así como los valores para la porosidad neutrón en el kerógeno (Neuker) y en los minerales pesados (NeuHvy).

Para el caso de tres minerales, se resuelven las siguientes ecuaciones para obtener los volúmenes de cada mineral:

Donde UmatrixApp y RhomatrixApp son la sección transversal fotoeléctrica de matriz aparente y la densidad de matriz aparente respectivamente, ambas corregidas en función del contenido de materia orgánica y minerales pesados, ρ1, ρ2 y ρ3 son las densidades de matriz de los minerales considerados (puntos finales ρma en el diagrama ternario cuarzo/calcita/dolomita mostrado en la figura 6, U1, U2 y U3 son los valores de sección transversal fotoeléctrica de matriz de los minerales considerados (puntos finales Uma en el diagrama ternario cuarzo/calcita/dolomita mostrado en la figura 6, y V1, V2 y V3 son los volúmenes de minerales secos resultantes.

de matriz usadas para la estimación de la porosidad y posterior comparación, en color rojo la densidad de matriz con valores fijos de acuerdo con la litología predominante (tabla V), en color azul la curva de densidad de matriz producto de la aplicación del modelo multimineral (ecuación 19), y en verde la densidad de matriz variable generada a partir de la ecuación 2.

Para la zona A donde predomina la arenisca, de acuerdo con la descripción litológica, se observa que la densidad de matriz fija (curva roja), promedia 2,65 g/cc, mientras que las densidades de matriz variable generada en este estudio (curva verde) y la del modelo multimineral (curva azul), son ligeramente mayores a 2,65 g/cc debido a que se está considerando la presencia de arcilla y ligeras cantidades de caliza, en cuanto a las porosidades, que son función de la densidad de matriz, se observa que la que proviene de la densidad de matriz variable generada en este estudio (curva verde) es ligeramente mayor que las obtenidas a partir de las densidades de matriz fija y la del modelo multimineral puesto que está considerando la presencia de arcilla y algo de caliza.

Para las zonas B y C, donde predominan la alternancia de calizas y areniscas y donde la densidad de matriz fija se definió como 2,71 g/cc, se observa que tanto la densidad de matriz variable generada en este estudio como la densidad de matriz del modelo multimineral son menores a 2,71 g/cc, lo cual se debe a la presencia de las intercalaciones de arenisca y a la presencia de la materia orgánica (COT), que en la zona C es mayor, haciendo que las densidades de matriz representadas por las curvas azul y verde, para esta zona, se muevan a valores más bajos, lo anterior se ve reflejado en las porosidades, observándose que la porosidad a partir de la densidad de matriz fija presenta valores ligeramente mayores que la de las otras dos fuentes que consideran el contenido de materia orgánica.

Es importante destacar que en la zona C, donde existe el mayor contenido de COT, la curva de densidad de matriz propuesta en este estudio (curva verde), honra la caída en densidad asociada a la presencia de la materia orgánica.

Por último, en la tabla VI, se presentan promedios aritméticos de PHIE por zona, comparándose las porosidades obtenidas para cada una de las fuentes de densidad de matriz usada.

6.1. Cálculo de saturación de agua

Para el cálculo de la saturación de agua, a partir de la resistividad, se utilizó la ecuación de Archie la cual se presentan a continuación:

Adicionalmente, en la pista ‘RESISTIVITY’ se presentan las curvas resistivas y en la pista ‘Descripción Litológica’, la litología a partir de la descripción de las muestras de canal. En la tabla VII, se presentan promedios aritméticos de Sw por zona, comparándose las saturaciones de agua obtenidas para cada una de las fuentes de densidad de matriz usada.

Los parámetros de corte, arcillosidad, porosidad y saturación de agua fueron obtenidos del estudio petrofísico realizado por Del Moro et al, (2020), los cuales se muestran en la tabla VIII.

En las pistas ‘Summation - DENSIDAD DE MATRIZ FIJA’, ‘Summation - DENSIDAD DE MATRIZ MODELO MULTIMINERAL’ y ‘Summation - DENSIDAD DE MATRIZ VARIABLE’ se presentan las curvas de ResFlag y PayFlag.

Adicionalmente, en la pista ‘RESISTIVITY’ se presentan las curvas resistivas y en la pista ‘Descripción Litológica’, la litología a partir de la descripción de las muestras de canal.

En la tabla IX, se presentan el espesor neto de reservorio (ResFlag) y espesor neto hidrocarburífero (PayFlag) por zona, comparándose dichos espesores para cada una de las fuentes de densidad de matriz usada.

6.3. Estimación volumétrica de reservas (POES)

A partir de la estimación del POES, se medirá finalmente la incidencia del uso de las tres fuentes de densidad de matriz en el cálculo de la porosidad, considerando que tanto la saturación de agua como los espesores útiles influyen en el cálculo del POES y ambos dependen de la porosidad.

Para el cálculo del POES se utilizó la ecuación 21.

Donde POES es el petróleo original en sitio (BN), A es el área del yacimiento (acre), h es el espesor (ft), es la porosidad (en fracción), es la saturación de agua (expresada en fracción) y es el factor volumétrico del petróleo (BY/BN).

Es importante aclarar que, para este estudio, se consideró un volumen de 1 acre-ft por no conocerse el área del yacimiento (A= 1 y h=1) y se asumió =1 obteniéndose el volumen en barriles en yacimiento.

Discusión de resultados

Siguiendo la metodología desarrollada, se presenta la discusión de los resultados obtenidos en relación con los objetivos del estudio. Esto permite comparar la porosidad estimada utilizando el modelo propuesto, que emplea la curva de densidad de matriz variable, con los modelos tradicionales comúnmente utilizados en la industria.

Así, se podrá cuantificar la influencia de la porosidad en el cálculo de la saturación de agua, la estimación de espesores útiles y, finalmente, en el cálculo de las reservas (POES).

En las tablas VI y VII se presentaron previamente los promedios aritméticos de la porosidad y la saturación de agua para las zonas A, B y C. Estos valores incluyen la porosidad a partir del uso de tres diferentes fuentes de densidad de matriz, y la saturación de agua a su vez dependiente de la porosidad.

Además, en la tabla IX se presentaron los espesores netos de reservorio y los espesores netos hidrocarburíferos; los primeros dependen de la porosidad, y los segundos, de la porosidad y la saturación de agua.

En las tabla X a la XIII, se detallan las tablas de los sumarios petrofísicos y el cálculo del POES para los tres casos propuestos: uso de densidad de matriz fija, densidad de matriz del modelo multimineral y densidad de matriz con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio.

A partir de las tablas anteriores, se hará la comparación cualitativa de los resultados, tomando como caso base los cálculos realizados a partir del empleo de la densidad de matriz fija, considerando que es el enfoque comúnmente usado para estimar la porosidad con el registro de densidad, para lo cual se puede destacar lo siguiente:

Zona A:

• Espesor Neto de Reservorio: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad, se obtuvieron 1.325 ft de roca reservorio, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 1.336,5 ft (+0,87 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 1.380 ft (+4,15%).

• Porosidad Promedio Roca Hidrocarburífera: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad, se obtuvo 13 % de promedio de porosidad en los intervalos hidrocarburíferos, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvo 13,2 % (+1,538 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvo 13,6 % (+4,615 %).

• Saturación de Agua Promedio Roca Hidrocarburífera: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la saturación de agua, se obtuvo 31.6% de promedio de saturación de agua en los intervalos hidrocarburíferos, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvo 31,2v% (-1,266v%), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvo 31,2 % (-1,266 %).

• Espesor Neto de Hidrocarburos: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad y luego de la saturación de agua, se obtuvieron 474,25 ft de roca hidrocarburífera, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 487,25 ft (+2,74 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 537,75 ft (+13,39 %).

• Reservas (POES): Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad y luego de la saturación de agua, se obtuvieron 689.84 BY por acre-ft, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 704,55 BY por acre-ft (+2,132 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 725,90 BY por acre-ft (+5,227 %).

En la zona A, se utilizó un valor fijo de densidad de matriz de 2,65 g/cc (figura 7). La mayor diferencia en el POES se observa al compararlo con el obtenido usando la densidad de matriz variable propuesta en este estudio, resultando en un POES un 5,227 % mayor.

Esta diferencia se asocia a que la densidad de matriz para esta zona, basada en la densidad de matriz variable, es mayor, promediando 2,675 g/cc, lo cual influye directamente en una mayor porosidad.

Por otro lado, el POES calculado a partir de la densidad de matriz del modelo multimineral es 2,132 % mayor que el obtenido usando el valor fijo de densidad de matriz, debido a que la densidad de matriz del modelo multimineral es, en promedio, mayor (2,657 g/cc).

Las diferencias en el POES para esta zona se deben al ligero aumento de la densidad de matriz, causado por la presencia de pequeños lentes de caliza o cemento calcáreo en la arenisca.

Esto se refleja en la densidad de matriz variable en función de la litología, obtenida a partir de muestras de canal, y en la densidad de matriz del modelo multimineral, ambas superiores a los 2,65 g/cc utilizados como densidad de matriz fija para esta zona.

Zona B:

• Espesor Neto de Reservorio: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad, se obtuvieron 1.366 ft de roca reservorio, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 1.231,5 ft (-9.85 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 1.300 ft (-4,83 %).

• Porosidad Promedio Roca Hidrocarburífera: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad, se obtuvo 8,8 % de promedio de porosidad en los intervalos hidrocarburíferos, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvo 8,5 % (-3,409 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvo 8,8 % (0,0 %).

• Saturación de Agua Promedio Roca Hidrocarburífera: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la saturación de agua, se obtuvo 18,4 % de promedio de saturación de agua en los intervalos hidrocarburíferos, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvo 18,1 % (-1,630 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvo 18,1 % (-1,630 %).

• Espesor Neto de Hidrocarburos: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad y luego de la saturación de agua, se obtuvieron 1.167,5 ft de roca hidrocarburífera, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 1.085,5 ft (-7,02 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 1.154,5 ft (-1,11 %).

• Reservas (POES): Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad y luego de la saturación de agua, se obtuvieron 557,09 BY por acre-ft, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 540,07 BY por acre-ft (-3,054 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 559,14 BY por acre-ft (+0,368 %).

En la zona B, se utilizó un valor fijo de densidad de matriz de 2,71 g/cc (figura 7). La mayor diferencia en el POES se observa al compararlo con el obtenido usando la densidad de matriz del modelo multimineral, resultando en un POES un 3,054 % menor.

Esta diferencia se asocia a que la densidad de matriz para esta zona, basada en la densidad del modelo multimineral, es menor, promediando 2,697 g/cc, lo cual influye directamente en una menor porosidad.

Por otro lado, el POES calculado a partir de la densidad de matriz variable propuesta en este estudio es apenas 0,368 % mayor que el obtenido usando el valor fijo de densidad de matriz, debido a que la densidad de matriz variable es, en promedio, ligeramente mayor (2,711 g/cc).

Las diferencias en el POES para esta zona se deben principalmente a las marcadas variaciones en la densidad de matriz en el intervalo de arenisca, ubicado hacia la parte medio inferior de la zona.

En esta zona, tanto la densidad de matriz del modelo multimineral como la de la densidad de matriz variable son significativamente menores al 2,71 g/cc usado como densidad de matriz fija.

Zona C:

• Espesor Neto de Reservorio: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad, se obtuvieron 990,25 ft de roca reservorio, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 800,75 ft (-19,14 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 717,25 ft (-27,57 %).

• Porosidad Promedio Roca Hidrocarburífera: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad, se obtuvo 9,4 % de promedio de porosidad en los intervalos hidrocarburíferos, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvo 9,2 % (-2,128 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvo 8,3 % (-11,702 %).

• Saturación de Agua Promedio Roca Hidrocarburífera: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la saturación de agua, se obtuvo 23,9 % de promedio de saturación de agua en los intervalos hidrocarburíferos, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvo 22,7 % (-5,021 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvo 24,9 % (+4,184 %).

• Espesor Neto de Hidrocarburos: Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad y luego de la saturación de agua, se obtuvieron 629,75 ft de roca hidrocarburífera, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 530,25 ft (-15,80 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 483,75 ft (-23,18 %).

• Reservas (POES): Con el uso de la densidad de matriz fija para el cálculo de la porosidad y luego de la saturación de agua, se obtuvieron 554,96 BY por acre-ft, mientras que con la densidad del modelo multimineral se obtuvieron 551,72 BY por acre-ft (-0,584 %), mientras que con la curva de densidad de matriz variable propuesta en este estudio se obtuvieron 483,58 BY por acre-ft (-12,862 %).

En la zona C, se utilizó un valor fijo de densidad de matriz de 2,71 g/cc (figura 7). La mayor diferencia en el POES se observa al compararlo con el obtenido usando la densidad de matriz variable propuesta en este estudio, resultando en un POES un 12,862 % menor.

Esta diferencia se asocia a que la densidad de matriz para esta zona, basada en la densidad de matriz variable, es menor, promediando 2,66 g/cc, lo cual influye directamente en una menor porosidad.

Por otro lado, el POES calculado a partir de la densidad de matriz del modelo multimineral es 0,584 % menor que el obtenido usando el valor fijo de densidad de matriz, debido a que la densidad de matriz del modelo multimineral es, en promedio, ligeramente menor (2,695 g/cc).

Estas diferencias en el POES para esta zona están claramente asociadas, en primer lugar, al efecto de la disminución de la densidad de matriz en función del contenido de materia orgánica, el cual se refleja principalmente en la curva de densidad de matriz variable.

En segundo lugar, están asociadas con la diferencia de densidad de matriz en la base de esta zona, donde predomina la arenisca cuya densidad de matriz es 2,65 g/cc pero el valor de densidad fijo usado para esta zona es 2,71 g/cc.

Basado en lo discutido previamente, se puede aclarar que el uso de la curva de densidad de matriz variable generada en este estudio no necesariamente provoca un incremento en el cálculo de las reservas. No obstante, se puede afirmar con certeza que el uso de esta curva permite un cálculo más preciso de las reservas, gracias a la disminución de la incertidumbre en la densidad de matriz utilizada para calcular la porosidad a partir del registro de densidad.

Conclusiones y recomendaciones

De acuerdo con los antecedentes analizados sobre la calibración de la porosidad, es crucial considerar las variables o parámetros de entrada necesarios, los cuales dependen de la naturaleza de la formación, como la composición litológica, la configuración del sistema poroso, la herramienta de perfilaje utilizada, el tipo de fluido en la zona de investigación de la herramienta y cualquier cambio en el ambiente de perfilaje que pueda afectar el registro.

La curva de densidad de matriz variable desarrollada en este estudio, como función de la descripción litológica y la estimación del contenido de materia orgánica a partir de las muestras de canal, permite un cálculo más preciso de las reservas, gracias a la disminución de la incertidumbre en la densidad de matriz utilizada para calcular la porosidad a partir del registro de densidad.

Se observó que la calibración de modelos de porosidad, basada en la naturaleza litológica de la matriz de roca, es una herramienta valiosa para obtener estimaciones precisas de la porosidad en rocas con diferentes composiciones litológicas.

Claramente, las diferencias en el POES obtenidas en los resultados, están asociadas a las diferencias en la densidad de matriz aportada por cada una de las tres fuentes de densidad de matriz usadas para el cálculo de porosidad con el registro de densidad.

Es importante considerar en los yacimientos no convencionales en lutitas hidrocarburíferas, incluir en la estimación de la curva de densidad de matriz variable o en el modelo multimineral, el contenido de materia orgánica, para considerar la baja densidad asociada a la materia orgánica.

Se debe garantizar la precisión y confiabilidad de la descripción de las muestras de canal, mediante procedimientos estrictos y rigurosos de monitoreo y control de calidad.

Se deben considerar las diferencias de profundidad que comúnmente existen entre las muestras de canal y los registros de pozos, ya que pueden generar diferencias en la aplicación de la metodología propuesta.

Referencias bibliográficas

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