Yacimientos: Descripcion Estatica

El objetivo final que persiguen los servicios de Descripción de Reservorios consiste en proveer los datos que necesita un simulador de yacimientos. En las etapas intermedias de un estudio de campo se puede definir un programa optimizado de perfilaje, organizar un Banco de Datos y establecer un método de interpretación para el yacimiento.

La siguiente figura muestra los principales datos de entrada que requiere un simulador de reservorios.

Datos de entrada requeridos por un Simulador de Reservorios

Normalización de perfiles

En esta etapa del Estudio de campo se procede a corregir los corrimientos relativos entre perfiles de diferentes pozos, corrimientos originados por las diferentes condiciones ambientales que existen durante los registros.

La normalización se divide en dos etapas. En la primera se efectúan las correlaciones especificadas en las cartas de interpretación, las cuales permiten un ajuste aproximado de los datos. Después de aplicadas estas correcciones, pueden persistir ciertos corrimientos relativos entre pozos y para normalizar la respuesta de todos los perfiles se compraran histogramas de los datos en los diferentes pozos.

La normalización no consiste en lograr que todos los pozos sean idénticos, sino analizar coherentemente las diferencias entre los datos de los perfiles. Por ejemplo, si en un pozo comparado con otros aumenta en las zonas limpias la porosidad calculada a partir de la densidad, hay que comprobar si su lectura mantiene similitud en las arcillas, o que la porosidad obtenida con otros perfiles sigue la misma tendencia que la mostrada por el perfil de densidad.

Si se detecta el corrimiento de algún perfil en un pozo determinado, es necesario corregir sus lecturas. Existe una calibración automática que obtiene el valor del desplazamiento óptimo de manera estadística. Obsérvese la siguiente figura; en ella se ha representado en negro, en tres dimensiones, el histograma del campo para los perfiles r b’ D t y Æ N. En rojo se superpone el histograma de un pozo en el que se ha detectado que el neutrón necesita una calibración adicional. El programa mueve la nube roja de puntos según la dirección del eje Æ N hasta encontrar un coeficiente máximo de correlación con la nube negra, e indica el desplazamiento que es necesario aplicar al neutrón.

Normalización con histogramas en 3 dimensiones

Estudio de pozos claves

Durante el estudio de pozos claves, se comparan los datos de coronas y perfiles hasta encontrar el modelo interpretativo que ajusta los resultados de ambos conjuntos de valores o datos.

En las siguientes figuras se observan comparaciones entre valores de porosidad y permeabilidad obtenidos a partir de perfiles y coronas, en pozos claves de yacimientos de las Cuencas Neuquina y Cuyana. En general el ajuste de porosidad se obtiene más fácilmente, pues las leyes que vinculan la respuesta de los perfiles con la porosidad son similares en todas las formaciones. Es así que en la mayoría de los casos, cuando se registra un programa completo de perfilaje, la porosidad computada por los programas no difiere significativamente con la porosidad de coronas. Para lograr una mejor coincidencia sólo es necesario un cambio en los parámetros de computación, o una mejor selección del modelo litológico.

Datos de porosidad y permeabilidad. Comparación entre datos de corona y de perfiles

Datos de porosidad y permeabilidad. Comparación entre datos de corona y de perfiles

Para el ajuste de la permeabilidad de perfiles con coronas el problema es más complicado ya que no existe una ley universal que vincule la respuesta de los perfiles con la permeabilidad de las formaciones. En general para una misma formación la permeabilidad aumenta con el aumento de porosidad, con la disminución de la saturación irreducible de agua, valores que pueden estimar con perfiles. Pero hay otros factores, tales como la distribución de los granos, no detectables por los perfiles que afectan a la permeabilidad y que no permiten establecer una ley general para todas las formaciones.

Las fuentes externas a los perfiles para obtener los datos de permeabilidad con tres:

Ensayos de pozos

Coronas

Ensayos con RFT

Los ensayos de pozo son los que mejor representan la permeabilidad horizontal proemdio efectiva de la formación, pero no permiten obtener una distribución vertical de los valores de permeabilidad dentro de la formación. El único modo de calibrar los perfiles con los ensayos es comparar el promedio de permeabilidad obtenido en la capa a partir de perfiles con el valor obtenido durante el ensayo. De todos modos hay que recordar la dificultad del análisis de los ensayos en yacimientos heterogéneos.

Los datos de permeabilidad absoluta obtenidos de las coronas tienen la ventaja de poder ser distribuidos en función de la profundidad. La desventaja que poseen es que son datos de muestras en superficie que pueden no representar las condiciones "in situ". En las figuras anteriores se graficó la calibración de la permeabilidad derivada con perfiles con la permeabilidad de las coronas.

Los índices de permeabilidad derivados de las caídas de presión durante el ensayo de fluencia del RFT, representan la permeabilidad esférica efectiva al agua en los alrededores de la punta de prueba, zona posiblemente dañada por el fluido de perforación.

La caída de presión es consecuencia de un flujo cuasi-esférico hacia la punta de prueba, y la permeabilidad obtenida está relacionada con las permeabilidades vertical y horizontal a través de la siguientes expresión:

kesf = kh 2/3 X kv 1/3

Además, como el diámetro de investigación es muy pequeño, la permeabilidad obtenida

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