CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS

La clave para la caracterización de yacimientos siempre ha consistido en desarrollar la capacidad de integrar la información petrofísica proveniente de mediciones puntuales tales como los datos de perforación, los registros y los núcleos, con mediciones de área obtenidas desde la superficie. Mediante la correlación, los geocientíficos intentan rellenar los espacios entre pozos para lograr describir el yacimiento. Uno de los primeros axiomas de la interpretación de registros de pozos solía ser “Asuma un medio isotrópico y homogéneo”. Si bien este supuesto desempeñaba su rol en los análisis iniciales de las areniscas, la complejidad de los carbonatos hizo que las técnicas tradicionales de interpretación sean inaplicables e incluso contraproducentes.

En los últimos años, se han hecho grandes avances en la capacidad para producir imágenes entre pozos y el paso de la sísmica a la simulación se ha convertido en una realidad. El sistema de adquisición sísmica de receptor puntual Q-Land* provee un sistema terrestre integrado de adquisición y procesamiento, capaz de producir una solución de imágenes globales a partir de mediciones de receptores puntuales, generando un volumen en tres dimensiones interpretable mediante el procesamiento en el campo. Junto con su servicio hermano, el sistema marino de adquisición sísmica de sensor puntual Q-Marine*, este sistema de receptor puntual está ayudando a decodificar el cifrado de los carbonatos con resultados efectivos en todo el mundo. Provistos de una mejor información acerca del yacimiento obtenida a partir de las imágenes sísmicas, los perforadores pueden utilizar las nuevas tecnologías de geoposicionamiento para ubicar sus pozos, en tiempo real y con precisión, dentro de las unidades de mayor calidad del yacimiento. En los carbonatos, esta capacidad resulta crucial. Ser capaces de buscar y encontrar lentes porosas y permeables dentro del cuerpo del carbonato, así como también monitorear la migración de los fluidos de producción e inyección a través de una unidad prospectiva, resuelve dos de los retos más difíciles de los carbonatos.

Se necesita trabajar aún más para desarrollar modelos de interpretación más exactos utilizando mediciones optimizadas que permitan mejorar la comprensión de las estructuras altamente complejas de los carbonatos. Algunos de los primeros desafíos de los yacimientos carbonáticos que se abordarán incluyen la disminución de la producción, la producción prematura de agua y gas, y las técnicas mejoradas de estimulación.

• Análisis petrofísico y de productividad

Es igualmente importante comprender la productividad del yacimiento a partir una perspectiva textural de las rocas a escala de poros. Los análisis deben contener información acerca de la caracterización y la distribución por tamaños de la geometría de los poros mediante el uso de registros de pozo sensibles a las texturas, tales como la resonancia magnética y las imágenes de la pared del pozo. Para ello se debe utilizar una herramienta integral para la evaluación de formación, que aprovecha el análisis de la geometría de los poros para identificar tipos de rocas petrofísicas (mineralogía y clases de sistema de poros), determinar la saturación del fluido y estimar las porosidades y permeabilidades relativas.
Para desarrollar una imagen de la productibilidad y las propiedades petrofísicas de una formación carbonatada se necesitan muchas mediciones diferentes. Algunas mediciones tales como el efecto fotoeléctrico, los rayos gamma y la resonancia magnética nuclear, proveen información sobre la naturaleza de la roca y sus poros, mientras que otras, tales como la resistividad, proveen información acerca de su contenido y la movilidad del fluido. La clave para determinar la productividad potencial de una formación es la integración de todos los datos disponibles.

• Software Carbonate Advisor

El software Carbonate Advisor es una metodología de interpretación que integra los datos petrofísicos en tres pasos secuenciales. El primer paso determina la litología y la porosidad de la roca. Luego, esta evaluación se utiliza en el segundo paso para estimar el tipo de poro y la permeabilidad. En el tercer paso, se derivan la permeabilidad relativa y la saturación del fluido a partir de un análisis detallado de la variación radial de las mediciones de resistividad.
Tradicionalmente, las propiedades petrofísicas generalmente se obtenían a partir de muestras de núcleos, que eran enviados al laboratorio para su análisis. Sin embargo, en muchos casos, algunas características petrofísicas claves, tales como la porosidad, el tipo de poro y la permeabilidad obtenidos a partir de las mediciones de núcleos, podrían tardar días, semanas e incluso meses. El software Carbonate Advisor, las mediciones de los registros y las técnicas de análisis, recorren un largo camino para proveer información petrofísica crítica en un fracción de ese tiempo. Los resultados presentados en forma continua como una función de la profundidad del pozo, se encuentran disponibles apenas unas horas después de que los datos se obtuvieron con las herramientas de adquisición de registros, permitiendo que las decisiones críticas se tomen a tiempo



Fuente : http://www.petroleum.com.ve/html/tecnologia_detalle.php?id=28