Con el paso de los años la integración de diversas disciplinas técnicas ha cambiado la percepción de las características de los yacimientos de hidrocarburos. En un principio se consideraba que los yacimientos eran estructuras geológicas simples, la realidad es que son bastantes complejas, y que pueden subdividirse en elementos de arquitectura o compartimientos en función de varias características estructurales y estratigráficas.
Una buena analogía para entender a un yacimiento de hidrocarburos es considerar que el yacimiento es una navaja de bolsillo con varias partes, como se muestra en la figura 1(ciertamente es raro, pero funciona) .
Figura 1. Analogía entre un yacimiento de hidrocarburo y una navaja de bolsillo.
El volumen total y la forma de la navaja es análogo a un campo recién descubierto, en el cual los datos son suficientes únicamente para estimar el volumen, la forma externa, y las propiedades internas brutas. Una vez que el campo es descubierto, los diferentes componentes de la navaja son análogos a los diferentes elementos arquitecturales y a las propiedades internas del yacimiento, debido a que cada una es caracterizada por un tamaño, forma y comportamiento diferente.
Incluso dentro de un campo maduro que contenga una gran número de pozos e información de producción, las áreas no perforadas entre los pozos (las “áreas interpozos”)-incluso si son pequeñas- representan áreas de incertidumbre geológica. El área interpozo puede ofrecer sorpresas que pueden dificultar o mejorar la producción de hidrocarburos. Por ejemplo, fallas y pinchouts estratigráficos pueden prevenir la comunicación del fluido entre un pozo de inyección de agua para recobro secundario y un pozo productor, esto reduce la efectividad del plan de inyección de agua.
En resumen podemos decir que los yacimientos consisten de varios elementos arquitecturales que juntos comprenden el yacimiento en sí, pero que individualmente estos elementos controlan el volumen de hidrocarburos presente y el comportamiento de la producción del yacimiento. Estos elementos arquitecturales son definidos por el tamaño, geometría, orientación, continuidad interna, conectividad vertical del yacimiento, las capas sellos, así como por la calidad del yacimiento.
Una frase que permite definir la caracterización de yacimientos es la
siguiente: “El principal objetivo de la
caracterización de yacimientos es obtener altos recobros con la menor cantidad
de pozos en las mejores posiciones a menores costos a través de la
optimización” (Halderson y Damsleth, 1993). La importancia de la caracterización del yacimiento, permite conocer las
heterogeneidades que existen en la estructura donde se encuentran los
hidrocarburos. El siguiente ejemplo permite entender la importancia de la
caracterización.
Supongamos el caso de un proceso de inyección de agua para recuperar parte del petróleo que no pudo
ser producido por mecanismos naturales. Si el diseño de la inyección de agua no
toma en cuenta las características geológicas, puede ocurrir que el agua
inyectada no entre en contacto con el petróleo haciendo imposible el
desplazamiento del hidrocarburo hacia el pozo productor. Una posible razón sea
la presencia de fracturas en el medio poroso, el agua inyectada transita
preferiblemente por estas fracturas, dejando de entrar en contacto con el petróleo.
El éxito del proceso de recuperación mejorada está íntimamente ligado a la
correcta caracterización del yacimiento.
Figura 2. Inyección de agua
En la mayoría de los
yacimientos se encuentran heterogeneidades, las cuales pueden ser clasificadas
de acuerdo a la escala:
a) Microscópica: también conocidas como heterogeneidades a escala de poro, están relacionadas al arreglo de los granos, incluyendo el volumen poroso, tipos y formas de poro, contactos grano a grano que controlan la permeabilidad, y tipos de granos.
b) Mesoscópica: son las heterogeneidades a escala de pozo que pueden ser reconocidas en la dimensión vertical, tales como en núcleos o en registros de pozos, tales heterogeneidades incluyen tipos de litología y bedding, estilos de estratificación, y la naturaleza de los contactos de bedding.
c) Macroscópica: heterogeneidades que ocurren a la escala del espaciamiento que existe entre los pozos. Tales heterogeneidades incluyen: continuidad lateral o discontinuidad como resultado de un pinchout estratigráfico, un cutout erosional, o fallas. Esta es la escala de heterogeneidades mas difíciles para cuantificar, porque las tecnologías requieren imágenes de las heterogeneidades a escala interpozo, y frecuentemente ofrecen resoluciones que son demasiados pobre para observar el feature (subsísmica). La tomografía a través del hoyo, sísmica 4D (tiempo-lapso), y pruebas de pozos pueden proveer información directa de la presencia o ausencia de heterogeneidades, pero la resolución inherente de las features definibles con sísmica 2D o 3D es frecuentemente demasiado alta para ser capaz de resolver a escala subsísmica importante, las heterogeneidades interpozo.
d) Megascópico: heterogeneidades a escala de campo, tales como la geometría total (overall) y la arquitectura del yacimiento a gran escala ( relacionado a la estructura y/o ambiente depositacional) normalmente puede ser definido con sísmica 2D o 3D, pruebas de pozos, e información de la producción, y correlación de registros de pozo a escala de campo.
Figura 3. Escalas de heterogeneidad del yacimiento.
Referencias Bibliograficas
1- Handbook of Petroleum Exploration and Production. Volume 6. Stratigraphic Reservoir Characterization for Petroleum Geologists, Geophysicists and Engineers. Roger M. Slatt. 2006
