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Una introducción al sistema petrolero y los diferentes factores que deben conjugarse para la acumulación de hidrocarburos, como la existencia de una roca generadora, una roca reservorio y las condiciones geológicas adecuadas. Se enfoca en identificar los diferentes métodos utilizados para la obtención de tipos de roca y evaluar su eficacia, analizando la importancia petrofísica de estos métodos. Se explica en detalle el modelo estático, incluyendo la construcción de la malla geológica, el modelo de facies, el modelo petrofísico de porosidad, saturación de agua y permeabilidad, así como la definición de la malla de simulación y el escalamiento de propiedades. Se discute la función j de leverett, que permite simplificar la dispersión natural en las curvas de presión capilar. En general, el documento proporciona una visión general de los principales aspectos técnicos y metodológicos relacionados con la caracterización de yacimientos de hidrocarburos a través del análisis de tipos de roca.
Tipo: Guías, Proyectos, Investigaciones
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a través de ella, hacia las trampas, lo cual implica que la trampa debe existir cuando llegan los hidrocarburos; en caso contrario seguirán su camino y pueden terminar incluso en superficie (Oil seeps o manaderos). Esto implica que debe existir Sincronicidad o Timing. Dado que la inexistencia de cualquiera de estos factores del Sistema Petrolero lleva a la imposibilidad de acumulaciones de hidrocarburos, se tiene entonces el Riesgo Geológico. Este normalmente es alto. Nos referimos a la Probabilidad de Descubrimiento.
OBJETIVO GENERAL Identificar los diferentes métodos que existen para la obtención de tipos de roca y valorar su eficacia. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Comprender la metodología de los diferentes mecanismos. Analizar e identificar cuál es el más usado dentro de la industria Revisar la importancia petrofísica dentro de los diferentes métodos.
Una arcilla es un sedimento natural de grano extremadamente fino que consta de partículas de menos de 1/256 mm de diámetro. Contiene minerales arcillosos y 22 pequeñas cantidades de cuarzo, carbonato, óxidos de hierro y otras impurezas como la materia orgánica (Serra, 1988). Petrofísicamente, se llama arcilla a una gran cantidad de materiales sedimentarios de granulometría fina y mineralógicamente poco definidos (García Mora & Valera González, 2016). El volumen de arcilla se define como el porcentaje neto de arcilla presente en una formación. La mayoría de las formaciones presenta un porcentaje de arcilla y sus efectos principales son el disminuir la porosidad y la permeabilidad significativamente, además de alterar la saturación de los fluidos. (García Mora & Valera González, 2016). El volumen de arcilla es uno de los parámetros clave que se utilizan para corregir los cálculos de porosidad y saturación de agua, debido a los efectos que produce la arcilla unida al agua sobre los valores de estas propiedades (Crain, 2004).
La geoestadística es una rama de las "estadísticas aplicadas" que intenta describir la distribución de una propiedad en el espacio, también se la conoce como estadísticas espaciales. Se supone que
una propiedad distribuida espacialmente exhibe algún grado de continuidad. La porosidad y la permeabilidad son ejemplos de espacialidad.(Guamialmá,2020) La simulación numérica permite observar el comportamiento del yacimiento de forma estática y dinámica, desarrollando diferentes modelos numéricos que surgen de métodos probabilísticos. Como nos menciona (Gonzalo.M,2009);La geoestadística es una rama de las "estadísticas aplicadas" que intenta describir la distribución de una propiedad en el espacio, también se la conoce como estadísticas espaciales. Se supone que una propiedad distribuida espacialmente exhibe algún grado de continuidad. La porosidad y la permeabilidad son ejemplos de espacialidad.
La simulación matemática está relacionada directamente con la geostadística,puesto que cualquier variable que cambie en el espacio y dirección puede ser modelada. La geoestadística en la industria del petróleo es una herramienta fundamental,permite desarrollar técnicas que satisfacen las necesidades de alguna de las fases , un claro ejmplo es ; la caracterización del reservorio.
MODELO ESTÁTICO Modelo estructural Modelo geológico Modelo sedimentológico Modelo petrofísico Malla fina geológica con la distribución de las propiedades.
CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA GEOLÓGICA La malla geológica se la genera en forma areal y vertical. El primer paso es generar la división areal de celdas.Evitar el distaciamiento entre pozos , ya que hay que evitar que dos pozos entren en una misma celda. Separación cercana varía desde 500-700 m ,la celdas areales tienen una dimensión de 50x50 m. MODELO DE FACIES La base del modelo estático es la construcción del modelo de facies,este modelo disponde de laidentificación de electrofacies en los pozos y de su distribución a partir del análisis variográfico para la determinación de direcciones de continuidad de litotipos en el yacimiento ,siempre se efectúa algunas realizaciones de las cuales se escogen las mejores , en función de su análisis con la zona de mejor potencial hidrocarburífero.(Cerón.G,2009) GENEREACIÓN DE LITOTIPOS Una vez creada los registros de facies , se define la caracterización de los tipos de roca en base a las curvas de los registros Gamma rey ,RHOB,RESD de los pozos que se tenga. Se puede definir de la siguiente forma Figure 4 :Horizonte arena Ui Figure 5 :Ejemplo de malla geológica
Table 1 :Generación de litotipos 0 GR<40 RHOB<2. 1 GR<60 RHOB<2. 2 RESD<10 RHOB<2. 3 RHOB>2. 4 Si todas las condiciones anteriores no se cumplen.
Por cada realización de facies se obtiene se obtiene un modelo de porosidad,permeabilidad y saturación de agua,esto se lo modela a través del método SGSIM (Simulación Seuencial Gausiana). MODELO DE POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA Se lo realiza cada cierta cantidad de pies , generalmente cada 0.8 ft a las celdas del modelo geoestadístico. Para escalar estos registros se usa el método aritmético ,dado que es un método utilizado para datos continuos. Figure 6 :Litotipos para el modelo de facies.
ESCALONAMIENTO DE FACIES Para el escalonamiento de facies de las realizaciones que se hagan ,se utiliza el módulo Upscale by matching Geometry,con el método Most of. . ESCALONAMIENTO DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS Para escalar cada una de las propiedades petrofísicas se utiliza el modulo Upsade by matching geometry,con el método aritmético.
la función J es definida por el autor de Leverett en un trabajo del año 1941. Definida de la siguiente forma: Figure 9 :Escalonamiento de facie Figure 10 .Escalonamiento de porosidad
Básicamente el desarrollo de Leverett constituye un esfuerzo por simplificar, mediante un modelo semi-empírico, la dispersión natural que se obtiene al medir curvas de Presión Capilar sobre diferentes muestras, con diferentes parejas de fluidos. El empleo regular de la función J de Leverett puede resumirse en los siguientes pasos:
