El estudio técnico aborda la determinación de mineralogía, tipo de fluido y forma del poro usando diagramas ternarios anisótropos (RPT)
Se diseñó una metodología práctica para caracterizar la mineralogía y la microestructura de la roca. Mediante la construcción de Plantillas Anisótropas de Física de Rocas basadas en el Método del Medio Efectivo.
Los ARPT consideran parámetros como la relación de aspecto de poros (α), la porosidad, la saturación de fluidos y las propiedades elásticas de los minerales.
Se aplicó una metodología de tres etapas a un pozo petrolero con una formación de arenisca. La primera etapa es la evaluación petrofísica, que se valida con datos de núcleo y lámina delgada.
En el segundo, se utilizó el esquema de inversión con medio efectivo diferencial (DEM) para predecir relaciones de aspecto en profundidad. Los resultados obtenidos caracterizan la formación arenosa con una porosidad intergranular de 0.12<α<0.3.
La última etapa comprende la construcción de ARPT de los módulos de Young y razón de Poisson. Estas plantillas se utilizan para caracterizar la litología, la porosidad, la estructura de los poros y el comportamiento mecánico de la formación de arenisca. A partir de registros de pozos los cuales brindaron información invaluable sobre la zona productiva.
Además, debido a que la interpretación del litotipo propuesta se basa en las propiedades elásticas de la roca, tiene el potencial de escalarse a datos de inversión sísmica.
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El objetivo de este trabajo es la aplicar una metodología mejorada que integre parámetros de la microestructura de la roca. Y las propiedades petrofísicas de lámina delgada, datos de núcleo y datos de registro de pozos junto con plantillas anisotrópicas de física de rocas.
La novedosa metodología propuesta consta de tres etapas: la evaluación petrofísica, el esquema de inversión con DEM para predecir las relaciones de aspecto en profundidad, y la construcción de tres ARPT con módulo de Young estático versus relación de Poisson estática para caracterizar litología, porosidad, estructura de poros y fluido poroso en un pozo de arenisca petrolífera.
Los ARPT involucran pseudo-triángulos que se definen como un polígono cerrado con tres vértices (definidos con los módulos elásticos de minerales dominantes).
Cabe señalar que los vértices de los pseudotriángulos pueden estar unidos directamente por un solo segmento o por una cadena de segmentos con forma convexa o cóncava. Estos pseudo-triángulos se determinan resolviendo el sistema de ecuación (2) utilizando el método de punto fijo. Es un análisis numérico donde la función a resolver se expresa en la forma llamada función de iteración que a partir de un valor inicial. Se obtienen valores sucesivos hasta que la solución converge en la tolerancia asignada. El proceso iterativo para resolver el sistema de ecuaciones no lineales comienza a partir de las propiedades de la matriz.
Conclusiones
El modelo micromecánico basado en el Método Medio Efectivo (EMM) se utilizó para construir plantillas de física de rocas anisotrópicas (ARPT). Esto considera la matriz y las inclusiones incrustadas alineadas que inducen la isotropía transversal. Se aplica una metodología integrada para caracterizar la litología, la porosidad, el fluido y el comportamiento mecánico con ARPT en la arenisca de la formación Hugin del pozo 15/9-19A.
La metodología parte de una evaluación petrofísica que fue validada con datos de núcleo. Luego se implementó un esquema de inversión para predecir la relación de aspecto de poro (α) utilizando el modelo de medio efectivo diferencial (DEM). Los valores de α se validaron con secciones delgadas a diferentes profundidades.
Asimismo, la estructura porosa pronosticada consiste en el rango entre 0.12<α<0.3 relacionado con arenisca con porosidad. La inversión basada en DEM no siempre es la única solución. Sin embargo, nos permite dar un rango de relaciones de aspecto factibles. Se seleccionó α=0,16 para construir ARPT del módulo de Young frente a la relación de Poisson. Con los Diagramas Ternarios de Física de Roca, se determinó la mineralogía de formación, el tipo de fluido, la porosidad y la forma de poro. Lo cual es una herramienta muy útil para determinar zonas con un alto potencial de presencia de hidrocarburo.
Los Doctores Oscar C. Valdiviezo Mijangos, Joseline Mena Negrete, Enrique Coconi Morales, Rubén Nicolás López y el Maestro Jose A. España Pinto presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
