El estudio técnico aborda la caracterización y aplicación de propiedades elásticas para estimación de modelo de saturación de aceite producible.
La recuperación de hidrocarburos para yacimientos naturalmente fracturados de triple porosidad, 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, aumenta el conocimiento, se incorporan tecnologías y eventualmente influyen circunstancias comerciales. Sin embargo, se desarrolló una forma de estimar el aceite producible tomando en cuenta el tipo de poro y el modelo de fluidos móviles.
La complejidad de estos yacimientos toma mayor importancia en el sistema poroso que lo componen. La triple porosidad incrementa la dificultad de definir los rasgos texturales. Sin embargo, según 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.
Según 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.
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Luanxiao Zhao (2013) menciona que los modelos de velocidad-porosidad están ligados a facies sedimentarias. En función de las diferentes concentraciones y clasificaciones de tipos de poros. Debido a que la textura se vincula con los resultados de las 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 producible. La cual 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.
Conclusiones
Los yacimientos naturalmente fracturados presentan alta heterogeneidad hidráulica. La cual es 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 1% 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.
Igualmente, 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, Zaira Vera Bielma, Gabriel Hernández Díaz y Jaime J. Ríos López presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
