Aplicación del triple indicador para caracterizar el sistema poroso (TISP). El descubrimiento de nuevos campos también nos ha traído nuevos desafíos. Los yacimientos encontrados presentan mayor dificultad para interpretar sus propiedades petrofísicas y estimar un volumen original representativo.
Hay dos razones por las que esto se vuelve complejo. Primero, la baja cantidad de datos disponibles; obtenidos en la perforación del pozo. Segundo, la roca que presenta sistemas porosos menos bondadosos que aquellos observados en los enormes campos descubiertos treinta años atrás.
La última fase del modelado petrofísico considera la obtención de los espesores netos, que resulta en la estimación del espesor de roca, con posibilidad de aporte comercial de hidrocarburos. Con estos datos se estima a nivel de campo, dentro del modelo estático. Así como, el volumen original de hidrocarburos, que se emplea para la estimación de reservas. Además, el posterior desarrollo del campo, encontrando que algunos de los nuevos descubrimientos no han podido sostener el cálculo. Por lo que tienen que ajustarse a los resultados de los pozos de desarrollo, lamentablemente a la baja.
La roca presenta impregnación, pero no necesariamente volumen comercial de hidrocarburos, orillando a los especialistas a modificar los volúmenes. Aquí cabe la pregunta ¿Qué podemos hacer para darle mayor certidumbre a los cálculos?
Asimismo, la idea de este trabajo es proponer una estimación de pseudo espesores netos. Llamada triple indicador de sistemas porosos (TISP) que se logra en función del análisis de los registros básicos, y previo a la evaluación petrofísica clásica. Con la finalidad de darle soporte a los espesores netos, y reducir la incertidumbre de los cálculos volumétricos.
Introducción
La información sísmica y los estudios geológicos regionales y locales nos ayudan a entender el contexto de las rocas cortadas por el pozo. Podemos comprender con estos datos los efectos de la tectónica, la dimensión de los cuerpos geológicos, el ambiente de depósito, y los procesos diagenéticos.
El software para efectuar las evaluaciones petrofísicas es sumamente interactivo y amigable, y permite hacer un análisis de datos muy bueno. Cuyos gráficos actualmente son de lo mejor en la historia del procesamiento de registros.
Las herramientas de registro a nivel de pozo ofrecen una magnifica tecnología que puede aplicarse a cualquier tipo de pozo. El mercado es muy amplio y las soluciones diversas.
Las mediciones efectuadas, al terminar el programa de toma de registros geofísicos de pozo, son la conclusión del trabajo de la toma de información para fines de análisis y evaluación petrofísica y su calidad, cantidad e interpretación contribuirán al desarrollo del campo.
Todo lo anterior ahora se concentra en construir el modelo petrofísico, que hoy en día se puede efectuar en menor tiempo gracias al software. Sin embargo, quiero hablar sobre el sentido geológico. La petrofísica siempre ha intentado construir un modelo que haga honor a la geología. Ver las mediciones como respuestas de la roca y no como simples números. Para eso es bueno retomar el camino del análisis de los datos antes de pasar por el software.
La roca nos habla a través de las mediciones, porque todas ellas tienen un principio físico. La aparición de ciertas anomalías nos permite ver el efecto de la geología sobre los depósitos rocosos.
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Por ejemplo, un agujero perforado, con presencia de derrumbes, nos habla de la competencia geológica de la roca y de sus propiedades geomecánicas. Un rayo gama creciente o decreciente nos habla de una transgresión o una regresión y no solo de un volumen de arcilla. Una resistividad plana o con sobresaltos nos habla de un medio con cierta heterogeneidad. Mientras, las altas o bajas resistividades nos hablan de compacidad, de arcillosidad o de interfase de fluidos, la porosidad neutrón, la densidad y el registro sónico nos hablan de la litología y de la porosidad, pero también de los efectos de la diagénesis y de la tectónica.
Es muy recomendable que la caracterización petrofísica tome en cuenta y analice el dato original sin ningún tipo de procesamiento. Lo cual permitirá ver, de primera mano, las características geológico-petrofísicas de la roca perforada. Luego mediante el procesamiento del registro aterrizar las ideas y darles consistencia y coherencia.
De acuerdo con lo anterior, y en términos del sistema poroso, se propone tomar en cuenta algunos indicadores derivados de los registros neutrón-densidad, rayos gamma y registro sónico. A estos análisis de los sistemas porosos le he denominado Triple indicador del sistema poroso (TISP).
Conclusiones
La metodología TISP permite un análisis del sistema poroso. Basado en la respuesta de las mediciones de índice de hidrógeno, índice de electrones, radioactividad y señal acústica.
La calidad de agujero y de los registros geofísicos de pozo es vital para el análisis.
El TISP se puede emplear para la caracterización de fracturas, como método inicial previo
al procesamiento de las herramientas especiales y los datos geológicos.
Adicionalmente, TISP se puede comprobar mediante la observación de las manifestaciones de gas, perdidas de lodo e interpretación de fracturas de los registros de imágenes.
Finalmente, se propone TISP como un método de ajuste de los espesores netos, cuyos valores se introducen directamente a la estimación del volumen original. Con el objetivo de darle soporte a los cálculos, reducir la incertidumbre de los espesores e incrementar la certidumbre de producción y comercialidad.
El Ingeniero Juan Gerardo del Angel Morales presentó el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
