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Rangos de desviación de velocidad en yacimientos

Descripción del segundo medio poroso en yacimientos carbonatados mediante rangos de desviación de velocidad.

Descripción del segundo medio poroso en yacimientos carbonatados mediante rangos de desviación de velocidad.

La caracterización estática de yacimientos carbonatados demanda el uso de nuevas metodologías y herramientas que ayuden a entender la complejidad de yacimientos fracturados y vugulares.

Para la realización de este trabajo se utilizó el registro desviación de la velocidad (V.D.L.) y la definición de electrofacies. El objetivo fue determinar el tipo de porosidad en función de las variaciones de velocidad generadas por cambios en las propiedades elásticas de las rocas y el tipo de poro.

Descripción del segundo medio poroso en yacimientos carbonatados mediante rangos de desviación de velocidad.

Los cambios fueron generados por sistemas diagenéticos que alteraron la estructura interna de la formación modificando sus propiedades petrofísicas como la porosidad y la permeabilidad. El registro V.D.L., se obtiene de la relación que existe entre los registros NPHI (porosidad neutrón) y DT (sónico) en términos de velocidad (m/s) en todo el pozo.

Basado en el análisis de este registro, láminas delgadas y núcleos, se determinaron rangos de velocidad que describen diferentes tipos de sistemas porosos.

Con la información obtenida de los análisis antes mencionados y los registros convencionales de cada pozo se definieron 8 electrofacies. Ayudaron a guiar la población de propiedades con mayor certidumbre en el modelo estático del campo de estudio.

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El cálculo de porosidad en las rocas sedimentarias parecería un tema sencillo y fácil de realizar con una simple ecuación; sin embargo, el reto se presenta cuando estas rocas están alteradas y modificadas internamente debido a procesos diagenéticos. Dando como resultado la modificación intrínseca de la calcita por la dolomía.

Es a partir de este proceso que la heterogeneidad en los carbonatos y su caracterización de porosidad se tornan complejos y difíciles de cuantificar a diferentes escalas.

Descripción del segundo medio poroso en yacimientos carbonatados mediante rangos de desviación de velocidad.

Asimismo, la heterogeneidad en los carbonatos puede estar asociada a la variabilidad litológica, mineralógica, tipos de poros, conectividad, facies y tipos de texturas.

Para la realización de este trabajo se utilizaron registros eléctricos convencionales y especiales, análisis de laboratorio en núcleos y láminas delgadas; muestras de canal, la cuantificación de las pérdidas parciales y totales de lodo durante la perforación.

Del mismo modo, el registro de desviación de velocidad es una gran herramienta para identificar los tipos de porosidad y su distribución a lo largo de todo el pozo.

Es necesario discretizar las mejores zonas con características petrofísicas de aquellas que son críticas para producción de hidrocarburos en función su calidad (porosidad y permeabilidad).

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Asimismo, los tipos de poro, fracturas y vúgulos producen una gran dispersión de velocidad en los pozos; por lo tanto la porosidad controla el comportamiento del registro VDL.

En los pozos estudiados se tiene principalmente porosidad vugular y fracturas conectadas con velocidades entre +500 m/s y +1000 m/s en la cima BKS. También se observó la presencia de 2 cavernas con velocidades entre -1000 m/s y -500 m/s (pozo A). Estos comportamientos se validaron con los registros de imágenes, calipper y sónico dipolar.

Al integrar el registro VDL en la definición de electrofacies ayudó a mejorar la clasificación de las propiedades acústicas y petrofísicas del yacimiento; ya que el depósito de los carbonatos tiene un comportamiento complejo debido a los procesos diageneticos y a su ambiente de depósito.

En conclusión, con los rangos de velocidad de desviación, las electrofacies y modelos petrofísicos de los pozos se identificaron zonas con las mejores características petrofísicas; que son preferenciales al flujo en cada pozo y se mejoró la distribución de propiedades del modelo estático del campo de esudio. Lo cual tendrá un impacto positivo en los cálculos de volumen y reservas.

El trabajo fue presentado por el Ingeniero de Pemex, Héctor Hugo Jiménez Rangel, en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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