Yacimientos heterogéneos de aceite y/o gas

Yacimientos heterogéneos de aceite y/o gas

Se entiende como yacimientos heterogéneos, aquellos cuya roca yacimiento exhibe una geometría externa e interna resultado de un modelo de depósito modificada por eventos diagenéticos y tectónicos, con una trama o distribución heterogénea de propiedades como la litología, espesor, porosidad, permeabilidad, presión de poro, saturación de agua. Todo este juego de variaciones laterales y verticales da lugar a diferentes sectores, los cuales tendrán diferente permisividad para el flujo de los fluidos en un yacimiento.

“Un yacimiento es intrínsecamente determinista. Ello existe y sus propiedades y rasgos son potencialmente medibles a cualquier escala”

                                                      Damsleth y otros (1992)

Retos en la caracterización de yacimientos

Los modelos de simulación son demasiado homogéneos, dado que cada parámetro fue promediado.

Los modelos de simulación no son explicados en términos geológicos mostrando las variaciones de propiedades y su analogía en los flujos preferenciales de los fluidos en el sistema.

En términos prácticos, el concepto de heterogeneidad y dependiendo de los datos, debe ser introducido a una menor escala en el estudio, debido a que es uno de los factores más importantes que gobiernan el flujo de fluidos. Esto nos conducirá a un mejor entendimiento de cómo se mueven los fluidos y por ende a factores de recuperación más altos.

Actualmente PEMEX utiliza simuladores que manejan matrices de datos demasiado grandes, que no toman en cuenta la cantidad y calidad de datos, así como modelos dinámicos, que se traducen en tiempos de ejecución demasiado grandes, salidas poco comprensibles en términos del modelo geológico y se ve el modelo de simulación y el geológico como “mundos separados” de tal manera que geólogos e ingenieros de yacimientos tienen percepciones diferentes.(Esta parte suena a resentimiento personal, Ud. Revísela y póngale su bella prosa)

Debido a las heterogeneidades la mayoría de yacimientos muestran un grado bajo a alto de  compartimentación derivado de su geometría sedimentológica, diagenética y estructural de su roca yacimiento y de sus sellos lateral y vertical, así como sus historias de sepultamiento y presencia de zonas de presiones anormales o subnormales.

• En términos de ingeniería, la heterogeneidad puede ser descrita por las variaciones en la saturación de fluidos y en sus atributos petrofísicos como la porosidad, permeabilidad, tipo de poro y diámetro de la garganta de poro, que se traducen en una permisividad diferencial del flujo de los fluidos que se mueven a través de zonas de mayor a menor presión recorriendo el camino más fácil a lo largo de las zonas  de mayor permeabilidad.

• Áreas maduras exploradas y desarrolladas pueden ser útiles para ser usadas como análogas para entender como los yacimientos de orígenes depositacionalmente diferentes pueden ser efectivamente desarrollados para maximizar la recuperación.

Dependiendo de la profundidad, escala vertical y horizontal de los yacimientos, así como de la cantidad y calidad de los datos de información de pozos y de la resolución vertical y horizontal del dato sísmico Mexicana SS,  utilizando desde el análisis de muestras de canal y núcleos para interpretación paleo bioestratigrafía, paleo batimetría, ambiente de depósito y estructural, continuando con el análisis de electro facies y su calibración con la interpretación de facies sísmicas definiendo límites de secuencia, geometrías externas e internas de los yacimientos hasta la modelación de la física de rocas e inversión sísmica para coronar con la obtención de mapas cuantitativos de las heterogeneidades de los yacimientos en cuanto a sus características estáticas como porosidad, saturación de agua, espesor bruto y neto poroso con lo cual se obtiene un modelo numérico x, y, z que a su vez es introducido al Simulador SyMSS.

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