El presente estudio aborda el análisis integrado de propiedades elásticas que contribuyen para estimación de aceite producible, en un caso de estudio.
La complejidad de los yacimientos naturalmente fracturados toma mayor importancia en el sistema poroso que lo componen. Para este caso de estudio, la triple porosidad incrementa la dificultad de definir los rasgos texturales. Sin embargo, según expertos (Han-2005), el uso de propiedades elásticas de la roca ha logrado caracterizar la geometría y el tamaño del poro, considerando la litología y los fluidos que lo conforman.
Considerando este tipo de análisis, se realizó un modelo de fluidos que permitió estimar la aproximación del aceite producible y residual por tipo de poro. Tomando en cuenta las condiciones geológicas petrofísicas propias de una caracterización estática del yacimiento. Y las consideraciones dinámicas del yacimiento influenciadas por las condiciones de extracción de los hidrocarburos.
La recuperación de hidrocarburos para este caso de estudio, por lo general se estima mediante factores que dependen del grado de conocimiento del yacimiento. Derivado de la naturaleza del yacimiento se actualizan los datos de volumen, reservas y factores de recuperación, conforme se agrega información y aumenta el conocimiento. Igualmente, se incorporan tecnologías y eventualmente influyen circunstancias comerciales. Sin embargo, se desarrolló una forma de estimar el aceite producible con la estimación del tipo poro y el modelo de fluidos móviles.
Finalmente, como parte de los resultados se determinó un factor de recuperación adicional. El cual, es un aspecto significativo, integrando investigaciones aplicadas por otros autores y estudios específicos de pozos en yacimientos naturalmente fracturados de la Sonda de Campeche. Donde se estima un rango de incremento-beneficio del aceite recuperable.
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La predicción de propiedades mediante la integración de los análisis de física de rocas ocupa un lugar en el proceso de incertidumbres asociadas a la información de entrada. Puede evaluar la probabilidad de ocurrencia de cada uno de tipos de poro (porosidad intercristalina, de fractura y vugular).
Luanxiao Zhao (2013) menciona que los modelos de velocidad-porosidad están ligados a facies sedimentarias en función de diferentes concentraciones y clasificaciones de tipos de poros. Ya que el papel de la sedimentología en este trabajo es uno de los pilares que fundamenta el sentido del análisis de esta metodología. Porque está implicado en el estudio de las facies de plataforma carbonatada, de tal manera que, vincula los resultados de propiedades elásticas al modelo sedimentario.
Es posible que a partir de la partición de porosidad se tenga un panorama mayor para determinar la saturación de aceite residual y recuperable. Que debe ser calculada para decidir, si es económicamente rentable e iniciar un proceso para mejorar la produccion de un yacimiento. Ya que existen dos etapas durante el desarrollo de un campo que son para determinar la saturación de aceite. Cuando se descubre el yacimiento y cuando se desee implementar procesos de recuperación mejorada que permitan extraer más volúmenes adicionales de hidrocarburos.
Cabe señalar que los poros Vugulares o Moldicos (poros rígidos) tienden a ser redondeados y hacer la roca más fuerte. Por lo cual la velocidad de la onda P es más alta que cuando los poros son interpartícula (poros de referencia). Por otra parte, las fracturas tienden a ser planas y provocan que la roca sea más débil (menor velocidad de onda P) menciona Schlumberger (2017).
Conclusiones
Los yacimientos naturalmente fracturados presentan alta heterogeneidad hidráulica, controlada principalmente por la distribución de los medios porosos y las características del medio secundario que componen a la formación.
La correcta caracterización textural de la formación y la diagénesis juega un factor importante y eso va dependiendo de la intensidad con la que ocurre.
Con esta metodología, se pudo estimar el aceite producible de 187.72 mmb partiendo de un volumen original de 300.32mmb. Y un factor de recuperación adicional, independiente y exclusivo del sistema poroso. Con objetivo de obtener una mayor confiabilidad en la determinación de las reservas remanentes, la estimación de este factor de recuperación fue de 59.41%. El cual asume un incremento de 0.92% del valor oficial reportado del campo, es un beneficio demostrado con las características petrofísicas de la formación, que permitirá optimizar las decisiones que impactan la rentabilidad económica de la explotación de los campos.
La incorporación de nuevas tecnologías e información de estudios específicos a los núcleos, así como los datos dinámicos, pueden darles mayor certidumbre a las estimaciones. Lo cual nos puede permitir tener una mejor definición del yacimiento y por ende proponer un plan óptimo de explotación de las reservas.
Los ingenieros Francisco Gerardo López Rabatté, Joel Hernández Pinzón, Gabriel Hernández Díaz, Zaira Vera Bielma y Jaime J. Ríos López presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
