El rol de la microporosidad en yacimientos carbonatados y su relación con la producción acumulada de un pozo y su volumen original de hidrocarburos calculado.
De los yacimientos productores de hidrocarburos en el mundo, los yacimientos carbonatados contienen el 60% de las reservas certificadas y cerca del 80% de la producción de hidrocarburos.
Esto es debido, por una parte, a sus fuertes espesores y considerables extensiones a reales; por otra parte, a la increíble capacidad de flujo de muchos de estos yacimientos naturalmente fracturados con sistemas de doble y triple porosidad.
Como parte de estos sistemas múltiples de porosidad, existe un tipo de porosidad que por origen puede ser primaria o secundaria, esta es la Microporosidad; la cual es importante por su frecuencia de ocurrencia y su rol en el contexto de contenido de hidrocarburos y su aporte a los sistemas más conductivos de un yacimiento.
Entender la génesis de la microporosidad es un factor esencial para su comprensión, correcta interpretación y apropiado manejo tanto en yacimientos silicicláticos como carbonatados; considerando el impacto que esta tiene en el valor económico de un yacimiento, pozo y/o campo.
Para efectos de este trabajo nos concentraremos en el entorno de su presencia, causas y efectos en las rocas carbonatadas.
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La microporosidad en una roca carbonatada constituye un litotipo con características muy particulares en términos de capacidad de almacenaje y de capacidad de flujo; mientras que por un lado posee un alto potencial almacenador, su limitada interconexión reduce fuertemente su capacidad de flujo.
Este escenario pasa a ser ahora el foco de atención. Su entendimiento y estudio detallado establece las bases para determinar cuánta de esta porosidad deberá de ser considerada únicamente como porosidad total. Y cuánta de ella podrá llegar a tener participación en la productividad de hidrocarburos de un pozo; es decir, cuanta de esta microporosidad constituirá parte de la porosidad efectiva del yacimiento.
Para ello, la generación de un modelo petrofísico que identifique, y considere la presencia y efecto de la microporosidad; dentro de un yacimiento carbonatado requiere no solo de registros geofísicos básicos y especiales; sino además del apoyo de análisis básicos y especiales de muestras de roca (núcleos y/o muestras de canal) que permitan realizar un análisis completo.
Asimismo, los análisis permitirán visualizar y estimar una cuantificación lo más precisa posible del porcentaje de la porosidad total que está constituida por microporosidad; así como el grado de potencial conectividad de la misma, con el resto del sistema poroso mediante eventos diagenéticos y/o cinemáticos ya sea singenéticos o tardíos.
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La microporosidad en una roca carbonatada constituye un litotipo de características muy particulares en términos de ocurrencia, morfología e impacto en la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos. Es importante señalar que, para que los hidrocarburos almacenados en este tipo de porosidad tengan movilidad en el yacimiento de que se trate; deben de ser del tipo aceite ligero, superligero, gas o condensado.
Cuando la microporosidad se encuentra en un yacimiento, esta representa una importante contribución a la producción acumulada de un pozo y/o campo por lo que; la metodología propuesta en este trabajo para su estimación volumétrica, ayudará a precisar con mayor certidumbre el cálculo del volumen original de hidrocarburos y sus reservas asociadas.
El Ingeniero Javier Méndez de León presentó el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
