Este estudio técnico aborda la discretización de tipos de roca y unidades de flujo para la caracterización del yacimiento jsk del campo de estudio “E”.
Identificar los tipos de roca y sus heterogeneidades verticales y horizontales más significativas son componentes esenciales del proceso de caracterización de un yacimiento. Se encuentran entre los parámetros de entrada clave para los modelos geológicos y de simulación de flujo.
El objetivo del presente trabajo es describir la metodología utilizada para la caracterización del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK) en el Campo “E”. A partir de la información disponible, la cual incluye registros convencionales y especiales, así como información de los núcleos recuperados en los pozos perforados.
El Campo “E” se clasifica como un Yacimiento Naturalmente Fracturado (YNF) y tiene yacimientos a nivel de Cretácico Superior (BKS) y Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK), siendo el segundo, el objetivo de este trabajo. Cuenta con dos pozos exploratorios y uno de desarrollo. Se definió un modelo de radio de garganta de poro con base en la metodología de Aguilera para discretizar los tipos de roca petrofísicos en el yacimiento.
La permeabilidad se determinó mediante correlaciones de datos obtenidos con mediciones realizadas en muestras de roca en laboratorio y los registros de Resonancia Magnética adquiridos en los pozos. Esta información se integró con la interpretación sedimentológica y diagenética.
Finalmente se caracterizaron los tipos de roca desde el punto de vista petrofísico y geológico. De igual manera, se realizó el análisis de unidades de flujo a nivel de pozo mediante la metodología gráfica de Lorenz, para la definición de los mejores intervalos a producir en los futuros pozos de desarrollo.
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Es indudable que uno de los principales objetivos para el desarrollo de campos es la correcta caracterización petrofísica de los yacimientos. Considerando la mayor cantidad de información que se pueda obtener de cada pozo. La cual incluye análisis de los núcleos recuperados e información de registros básicos y especiales que permitan realizar una aproximación lo más cercana posible a la realidad en cuanto a propiedades petrofísicas y calidad de roca se refiere.
Por lo tanto, la correcta determinación de los tipos de roca petrofísicos es parte fundamental de este proceso. El cual alimentará con información fidedigna a los modelos estático y dinámico que permitan realizar una explotación eficaz de los yacimientos.
El desarrollo del presente trabajo está enfocado en la descripción del flujo de trabajo utilizado para el análisis de los tipos de roca petrofísicos y de la determinación de las unidades de flujo predominantes en el yacimiento de tipo carbonatado del Campo “E”.
La caracterización del tipo de roca parte del análisis de las pruebas de presión capilar por inyección de mercurio en muestras de núcleo. Las cuales permiten determinar el radio de garganta de poro predominante del sistema poroso interconectado y los perfiles de garganta de poro para cada tipo de roca. De igual forma, se consideraron los datos de porosidad y permeabilidad de los registros de resonancia magnética.
Conclusiones
Con base en la información de petrofísica básica y presiones capilares por inyección de mercurio de muestras en núcleos adquiridos en los yacimientos fue posible la determinación de un modelo de radio de garganta de poro (Aguilera R35). Con el cual se obtuvieron las características de porosidad, permeabilidad, presión capilar, tamaño de la garganta de poro y litofacies de 4 tipos de rocas.
A partir de la evaluación petrofísica de los pozos, se observó que la mejor calidad de roca corresponde al Macroporoso. Con poca presencia de tipos de roca Mesoporoso. Mientras que las zonas sello entre yacimientos predominan tipos de roca Nanoporoso y Microporoso. El tipo de roca Megaporoso no fue observado.
Con base a la interpretación sedimentológica se concluye que la roca almacén en el campo “E” está caracterizada por el depósito de crecimientos orgánicos (boundstones de algas) intercalados con capas de packstone y grainstone de ooides y escasos peloides de alta energía formando barras o bancos oolíticos con buenas características de porosidad
Con el análisis de unidades de flujo realizados por pozo, se pudo definir los yacimientos con la mayor capacidad de flujo. Y apoyar en la distribución del aporte de hidrocarburos en los pozos donde se realizó una terminación con más de un yacimiento simultáneamente.
Es importante resaltar que el contar con la información de núcleos, registros convencionales y especiales a lo largo de los yacimientos fueron de gran utilidad para reducir la incertidumbre de los modelos a utilizar y con los cuales se tiene la confianza de extrapolar a los pozos con la información básica mínima para la caracterización petrofísica.
Los Ingenieros Misael Edgar Zepeda Díaz y Edgar Ramírez Jaramillo presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
