Caracterización petrofísica para la identificación de petrofacies y extrapolación del modelo a través de redes neurales
El estudio abarca la caracterización petrofísica de tres trampas, de pequeña extensión areal, de reciente explotación y como objetivos prospectivos los miembros “O” y “P” de
Una vez realizada la caracterización petrofísica y algunos análisis de las características sedimentológicas de las rocas, se identificaran las zonas con las mejores características para almacenar y producir hidrocarburos, y a través de inteligencia artificial, específicamente redes neurales, reconocer en los pozos sin núcleo las secuencias con diferente calidad; también las redes neurales se utilizarán para generar registros sintéticos necesarios para las evaluaciones petrofísicas.
Objetivos.
Elaborar un modelo petrofísico con la finalidad de identificar petrofacies en las trampas Bejucal-2, Bejucal-4 y Torunos-4; para los miembros “O” y “P” de
Específicos.
Caracterizar los tipos de rocas existentes en los intervalos en estudio, desde el punto de vista sedimentológico y petrofísico (Litofacies y Petrofacies), basándose en la información de núcleos y registros existentes en el área
Extrapolar la información de las petrofacies a pozos sin núcleos y, a través de las redes neurales, identificar tipos de rocas según características petrofísicas y sedimentológicas. Además de generar registros sintéticos necesarios para las evaluaciones petrofísicas.
Comparar las litofacies y electrofacies, con la caracterización de tipos según los radios de gargantas de poros y relación permeabilidad/porosidad.
Elaborar mapas de isopropiedades y determinar el petróleo original en sitio.
Metodología y Resultados.
Descripción de núcleos.
Para la descripción de los núcleos tomados en los pozos Bej-2E y Bej-11, se disponía de los siguientes elementos: fotografías microscópicas a color y ultravioleta, algunos análisis de difracción de rayos X, Fotografías de secciones finas y secciones finas e imágenes de Microscopia Electrónica de Barrido (SEM), Con la información se realizó una clasificación a detalle basada principalmente en la determinación de características litológicas, tipos de porosidad, presencia de intervalos impregnados con hidrocarburos para finalmente identificar las litofacies correspondientes a los miembros “O” y “P” de
Litofacies identificadas en el Miembro “P” de
Arenisca de grano medio a grueso: (Ap1).
Arenisca de grano medio: (Ap2)
Secuencia heterolítica: (SH)
Arenisca de grano fino a muy fino (A3)
Lutita carbonosa (L1).
Arenisca de grano medio a grueso (A4).
Secuencia heterolítica 1: (SH1)
Arenisca glauconítica (A5)
Arenisca masiva (A7)
Arenisca de grano medio a grueso arcillosa (A7)
Arenisca de grano grueso (A8).
Arenisca muy fina a arcillosa (A9)
Arenisca de grano medio a fino (A10.
Litofacies identificadas en el Miembro “O” de
Caliza lodosa bioclástica.
Dolomía arenosa bioclástica
Arenisca calcárea glauconítica.
Dolomía bioclástica arenosa y glauconítica.
Lutita limosa gris pardo.
Caliza dolomítica arenosa y glauconítica.
Dolomía bioclástica.
Dolomía cristalina.
Dolomía arenosa.
Dolomía arenosa calcárea.
Las litofacies con predominio de dolomita presentaron las mejores características de porosidad y permeabilidad, algunas de estas presentaron impregnación con hidrocarburos.
Determinación de la calidad de roca.
Se realizó usando como base los análisis de presión capilar por inyección de mercurio y los análisis de permeabilidad y porosidad realizados en los tapones de núcleo. La cantidad de tapones con curvas de presión capilar correspondientes al intervalo “O” de Escandalosa, no eran suficientes para establecer o suponer un radio de garganta poral predominante, dada la anisotropía litológica del miembro. Aunado está el hecho que se encontró que los tapones que presentan análisis especiales fueron tomados en un mismo tipo de roca, correspondiente a calizas lodosas bioclásticas ubicadas hacia el tope del intervalo, en donde las características macroscópicas, microscópicas y petrofísicas caracterizan la roca como de peor calidad desde el punto de vista de capacidad de almacenamiento de hidrocarburos. Sin embargo se realizaron los análisis y gráfico correspondientes.
Para la determinación del radio de garganta de poro predominante fueron aplicadas las siguientes metodologías:
Gráficos de ápices: Se elaboraron gráficos de ápices que consiste en plotear en escala lineal la relación saturación de mercurio entre la presión capilar (SHg/Pc) versus el porcentaje de espacio poroso saturado con mercurio (Shg).
En vista de que en muchos casos no es posible determinar con precisión el ápice de algunas de las curvas, se aplicó el método de ápices modificado(Vielma,2002), con la finalidad de determinar analíticamente y con mayor presión el radio de garganta de poro que contribuye al flujo de los fluidos, eliminando de esta manera la subjetividad en la interpretación. Para ello se aproximó la curva a una parábola, se determinó la ecuación de la parábola y con está la segunda derivada..
Hipérbolas de Thomeer y Swanson.
Como lo demostraron Thomeer(1960) y Swanson (1981) el gráfico en papel doblemente logarítmico de la presión capilar Vs la saturación de mercurio da como resultado una hipérbola cuyo vértice es determinado a través de una línea de 45° tangente a la curva, corresponde al volumen de espacio poroso que contribuye efectivamente al flujo de los fluidos en el yacimiento.
Para las tres muestras analizadas para el Miembro “O” de
Elaboración de los gráficos uno a uno.
Esta relación se encontró a través del gráfico de los radios gargantas de poros obtenidos a partir de las pruebas de presión capilar y los determinados por las ecuaciones, en donde el radio de garganta predominante correspondía a la línea de mejor aproximación a la recta Y=X; los valores posibles de saturación de mercurio utilizados corresponden a los obtenidos de los gráficos de ápices; normal y modificado e hipérbolas de Thomeer y Swanson.
Como se mencionó con anterioridad las muestras analizadas a nivel de Escandalosa “O” no son suficientes para establecer una tendencia igual a la recta Y=X, debido a esto se utilizó la ecuación R35 de Winland para la determinación del radio de garganta de poros en el miembro; debido a que Winland desarrollo múltiples regresiones en muestras areniscas y carbonatos para diferentes cantidades de saturación de mercurio encontrando que el sistema efectivo de poro que domina el flujo a través de una roca corresponde a 35% de saturación de mercurio y que después que el 35% del sistema poroso se llena con una fase no mojante el resto no contribuye al flujo, sino al almacenamiento, el no encontró explicación del porque este fenómeno ocurría.
Para el Miembro Escandalosa “P” se encontró que la mejor correlación, de aproximación de radio de garganta de poros, corresponde a la ecuación R35 de Pittman
Relaciones permeabilidad/porosidad (K/Phi).
Las rocas con mejor capacidad de flujo corresponden a aquellas que presentan los valores mas altos de la relación K/Ø. En función de esto fueron identificadas cinco tipos de rocas diferentes en el Miembro “O” denominadas según la capacidad de flujo, de menor capacidad como tipo de roca 1, y las rocas con la mejor capacidad de flujo como rocas de tipo 5. De igual fueron identificadas cuatro tipos de roca en el Miembro “P”.
Se debe resaltar que la división en calidad de la roca es relativa a cada Miembro, debido a que la de buena capacidad de flujo para el Miembro Escandalosa “O” no es comparable con el mismo tipo de roca para el Miembro “P”.
Extrapolación de las petrofacies a pozos sin núcleo.
En primer lugar se realizaron gráficos de correlación de la porosidad del núcleo versus la porosidad efectiva obtenida a partir de los registros de pozos, obteniendo un coeficiente de correlación bajo, para las porosidades obtenidas en el intervalo Escandalosa “O”; aun así se consideró valido y suficiente para la búsqueda de algún parámetro para la determinación de los radios de poros; debido a la complejidad del sistema poroso que engloba a la formación, caracterizada por un sistema poroso compuesto por fracturas, vacuolas y matriz. Mientras en el Miembro”P”, el coeficiente de correlación entre estos dos parámetros es mucho mayor. Posteriormente se buscó algún parámetro derivado de los registros de pozos que correlacionará con los radios de gargantas de poros obtenido de la ecuación de Winland o Pittman para el caso correspondiente al Miembro “O”; no fue posible derivar una relación entre los radios de gargantas de poros y los registros de pozos por lo que el intervalo fue dividido en unidades de flujo a través de la técnica propuesta por Amaefule y Altumbay. Entre tanto para el Miembro Escandalosa “P”, el único parámetro que correlacionó con el R35 derivado de la ecuación de Pittman resultó ser la porosidad efectiva obtenida a partir de los registro de pozos. Aunque se intentó buscar correlaciones con otros parámetros.
La relación determinada en el Miembro “P” permitió a su vez derivar una permeabilidad a partir de los radios de gargantas de poros y la ecuación R35 Pittman, ya que otro de los inconvenientes era poder determinar la permeabilidad que mejor se aproximará a los datos de los registros de pozos. Estas ecuaciones pueden ser utilizadas gracias a que existe una relación aceptable entre la porosidad efectiva derivada de los registros y la porosidad de los análisis convencionales de núcleo, entre el radio de garganta de poro R35 de Pittman y el Ri calculado. Además la permeabilidad de Elan subestima los valores.
Aplicación de la técnica de Jude.O. Amaefule y Mehmet Altumbay.
En vista de que no fue posible derivar ecuaciones ni relaciones para extrapolar petrofacies de la misma manera como se realizó para Escandalosa “P”; además para encontrar un mejor modelo de la distribución de los fluidos en el Miembro “O” de
Para la identificación de zonas de flujo fué necesario dibujar un gráfico de RQI Vs FZI, pero antes se elaboraron histogramas de distribución con los valores de FZI, para tener una ídea de los limites posibles de FZI para cada una de la unidades de flujo; con lo cual junto con el gráfico antes mencionado permitieron identificar cinco unidades de flujo, las cuales presentaron relación con los tipos de rocas identificados a través de los gráficos K/Ø.
Se elaboraron diferentes correlaciones, entre la permeabilidad del núcleo y distintos parámetros derivados de los registros de pozos para cada unidad de flujo, encontrando que el único parámetro correlacionable con la permeabilidad derivada de los análisis de núcleo corresponde a la porosidad efectiva, encontrando una ecuación especifica por unidad de flujo para determinar la permeabilidad a partir de la porosidad efectiva.
Además se realizaron correlaciones entre los parámetros derivados de los registros de pozos y el R35 determinado a partir de la ecuación de Winland, para cada unidad de flujo por separado, encontrando que el único parámetro que correlaciona corresponde a la porosidad efectiva, en donde los coeficientes de correlación obtenidos son superiores a 0.63.
Comparación entre las petrofacies y litofacies.
Con la determinación de los radios de gargantas de poros y relaciones K/Phi, se realizaron correlaciones en función de las litofacies, obteniendo que el radios de gargantas de poros predominantes en el Miembro “O” son de tipo nanoporo-microporo, en las dolomías se observaron radios de gargantas de poros de mayor tamaño. Mientras que en el Miembro “P” dominan los radios de tipo mega en las areniscas, y el tipo de roca 4 según la relación K/phi. La calidad de la roca disminuye en este miembro por efecto de la precipitación de caolinita. La calidad de la roca en el Miembro “O” está controlada por la abundancia de dolomita y es disminuida principalmente por la precipitación de materia orgánica, arcillas y cantidad de material clástico.
Evaluaciones petrofísicas.
Antes de realizar las evaluaciones petrofísicas se determinaron los parámetros básicos como son resistividad de agua de formación, a través de los análisis físico-químicos y el método de resistividad aparente.
Otro de los parámetros básicos es el exponente de cementación introducido por Archie, determinados a través de gráficos de Pictkett, realizados para cada una de las asociaciones de facies identificadas en el Miembro “O” (Fiqueroa 1997.
Posteriormente se realizaron las evaluaciones petrofísicas, estableciendo según la información disponible una clasificación de los pozos en: pozo clave, pozos control aquellos que contaban con los registro de rayos gamma, resistividad, densidad, neutrón y facto fotoeléctrico. Finalmente los pozos no control son aquellos que no contaban con alguno de los registros antes mencionados, para los cuales se elaboraron registros sintéticos a través de redes neurales con el software Rockcell.
Una vez culminadas las evaluaciones petrofísicas, se determinaron parámetros de corte para establecer identificar los intervalos con hidrocarburos producibles.
Extrapolación del modelo usando redes neurales (caracterización de tipos de rocas).
Basados en la caracterización sedimentológica realizada a través de la identificación de litofacies, descripciones petrográficas, además de la caracterización petrofísica a través de la discriminación en radios de gargantas de poros, relaciones entre la permeabilidad/porosidad, identificación de unidades de flujo y evaluaciones petrofísicas, se identificaron tipos de rocas en los pozos con núcleos. Los tipos de rocas identificados corresponden a las litofacies establecidas, en el caso de dolomías por ser el tipo de roca reservorio por excelencia en las trampas, se dividieron estás según la calidad de almacenamiento y flujo, en dolomías de buena calidad, de regular calidad y de mala calidad. Una vez establecidos los tipos de rocas a extrapolar en los pozos con núcleos, se procedió a entrenar la red neural, usando como capas de entrada los registros de rayos gamma, resistividad profunda, densidad, neutrón y factor fotoeléctrico.
Modelo geoestadístico por calidad de roca.
Una vez determinada la calidad de roca en todos los pozos, se procedió a elaborar un modelo estocástico a través de software PETREL, con la finalidad de visualizar la distribución vertical y lateral de los tipos de rocas y de está manera lograr identificar las zonas de nueva oportunidad.
Conclusiones.
Los análisis de presión capilar por inyección de mercurio en el Miembro “O” no son suficientes para determinar el volumen de espacio poroso saturado con fase no mojante predominante que contribuye al flujo, por lo que se utilizó la ecuación R35 de Winland para hallar los radios de gargantas de poros. En el Miembro “P” se determinó que la ecuación que más se ajusta a los datos de presión capilar, es la ecuación R35 de Pittman.
A partir de las relación permeabilidad/porosidad se identificaron cinco tipos de rocas, según la capacidad de flujo de las mísmas, en el Miembro “O” y en el Miembro “P” se identificaron cuatro tipos, con relaciones K/Phi mayores que las de Escandalosa “O”, lo que indica una mayor capacidad de flujo.
En el Miembro “P” de
En el Miembro “O” de
Las areniscas y las calizas no presentan porosidad y permeabilidad suficientes para actuar como almacenadoras de hidrocarburos y la calidad de las dolomías es disminuida principalmente por la precipitación de materia orgánica, arcillas y cantidad de material clástico.
En el Miembro “P” se identificaron catorce litofacies observando que las areniscas presentan radios predominantemente de tipo macro-mega y relación K/Phi correspondiente a las rocas con la mayor capacidad de flujo (Tipo de roca 4).
Debido a la anisotropía litológica y del sistema poroso del Miembro “O”, no fue posible determinar una relación convencional, entre la permeabilidad y la porosidad; sino que se realizó a través de la discriminación en unidades de flujo, según la técnica de Amaefule y Altumbay.
A través de las redes neurales fue posible generar registros sintéticos con bastante certidumbre. Además la extrapolación por tipos de rocas indicó que los intervalos de dolomias de buena y regular calidad, para los pozos de la trampas de Bejucal, se ubican en las asociaciones de facies Ay C . En la trampa Torunos-4 el intervalo mas prospectivo es
Los exponentes de cementación determinados a través de los gráficos de Pickett por asociaciones de facies reflejan las características del sistema poroso.
