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PROYECTO INTEGRADOR PROFESIONAL
Universidad Nacional del Comahue – Facultad de Ingeniería
“Caracterización de los reservorios tight de las formaciones Lajas y Punta
Rosada en el Sureste del Engolfamiento de la Cuenca Neuquina”
Autores:
Chanes, Germán Daniel
González, Hermes Agustín
Director externo:
Ing. Nicolás Gutiérrez Schmidt
Directora académica:
Lic. Malvina Frigerio
Ingeniería en Petróleo
Neuquén, Argentina – Año 2016
Universidad Nacional del Comahue – Facultad de Ingeniería
Departamento de Geología y Petróleo
“Caracterización de los reservorios tight de las formaciones Lajas y Punta
Rosada en el Sureste del Engolfamiento de la Cuenca Neuquina”
Proyecto Integrador Profesional presentado en la Facultad de Ingeniería de la Universidad
Nacional del Comahue como parte de los requisitos para obtener el título de:
INGENIERO EN PETRÓLEO
Autores: Germán Daniel Chanes – Legajo: 119013
Hermes Agustín González – Legajo: 116672
Director externo: Ing. Nicolás Gutiérrez Schmidt
Directora académica: Lic. Malvina Frigerio
Jurado 1: Ing. Sergio Abrigo…………………………………………..
Jurado 2: Ing. Juan Moreyra....……….………………………………..
Jurado 3: Mg. Carlos Somaruga...….…………………………………..
Neuquén, Argentina
Año 2016
Agradecimientos
A nuestra familia, por su permanente apoyo y confianza puesta en todas las etapas de la
vida.
Asimismo, agradecer a la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional del Comahue
por abrirnos sus puertas y darnos la oportunidad de llevar a cabo nuestra carrera.
A nuestros tutores, Malvina Frigerio y Nicolás Gutiérrez Schmidt, por su predisposición y
guía durante el desarrollo de nuestro Proyecto Integrador Profesional, el cual sin ellos no
hubiese sido posible.
Finalmente, a la Subsecretaría de Energía e Hidrocarburos de la Provincia del Neuquén, por
la puesta a disposición de la información necesaria y por darnos la oportunidad de llevar a
cabo el proyecto en sus instalaciones.
i
Resumen
En un contexto de declinación de la producción de gas y petróleo convencionales en la
Cuenca Neuquina y donde la matriz energética del país depende un 52% del gas como
fuente primaria, los abundantes recursos no convencionales de tight gas alojados en los
reservorios de baja permeabilidad, como Lajas y Punta Rosada, se vuelven muy atractivos
para revertir esta tendencia declinatoria.
El tight gas, como se conoce al gas entrampado en las formaciones de areniscas
compactas, presenta, sin embargo, una serie de desafíos tecnológicos que implican
perforaciones y terminaciones de pozo más costosas. En consecuencia, resulta conveniente
contar con la suficiente información para realizar un estudio detallado y obtener
conclusiones del mismo.
El análisis de perfiles de pozo, junto con el ajuste de datos de laboratorio, se realiza con
el objetivo de describir las características petrofísicas más importantes de los reservorios,
identificar intervalos productivos, determinar recursos y estudiar el potencial de producción
del área. Es por ello que, resulta esencial definir una metodología acorde a cada proyecto
para la información disponible (datos de laboratorio y perfiles de pozos), en conjunto con la
aplicación de un software de interpretación de los mismos y el análisis de caudales de
producción de gas y terminación de pozos.
Los reservorios de tight gas de las formaciones Lajas y Punta Rosada, en la zona de
estudio, poseen una permeabilidad extremadamente baja (valores entre 0,001 y 0,005 mD),
porosidades efectivas del orden del 2 al 12% y profundidades superiores a los 3500 mbpp.
Ambas formaciones, sobrepresurizadas en el orden de 0,5-0,75 psi/ft, también presentan
más de 50% de saturación de agua promedio, lo cual, traducido en espesor útil o net pay,
representa aproximadamente 265 m de arena productora de gas. Los recursos calculados
representan 203.100 MMm3 de gas.
Palabras clave: tight gas, reservorios, no convencionales, formaciones Lajas y Punta
Rosada, Cuenca Neuquina, permeabilidad, porosidad, volumen de arcilla, espesor útil.
ii
Abstract
In a context of declining oil and gas conventional production in the Neuquen Basin and
where the country's energy matrix depends for 52% of gas as a primary source, abundant
unconventional gas resources trapped in tight low permeability reservoirs, as Lajas and
Punta Rosada, become very attractive to reverse this declining trend.
Tight gas, or gas trapped in formations of compact sandstone, presents, however, a
number of technological challenges more expensive in well drilling and completions.
Therefore, it is desirable to have sufficient information to make a study and obtain detailed
conclusions.
Well log analysis, along with laboratory data adjustment, is performed with the aim of
describing the most important petrophysical characteristics of the reservoir, identify
productive intervals, determine resources and learn about the potential production of the
area. That is why it is essential to define a methodology according to each project for the
available information (laboratory data and well logs), together with the application of a
software interpretation of it and the analysis of flow of gas production and well
completions.
Tight gas reservoirs within Lajas and Punta Rosada formations, in the study area, have
an extremely low permeability (values between 0.001 and 0.005 mD), effective porosities
in the range of 2 to 12% and depths higher than 3500 metres. Both formations,
overpressured about 0,5-0,75 psi/ft, also have more than 50% of average water saturation
and clay volume, which, translated into useful net pay thickness represents an average of
approximately 265 m of sand gas productive interval. The resources calculated are
estimated in 203,100 MMm3 of gas.
Keywords: tight gas, reservoirs, unconventional, Punta Rosada and Lajas formations,
Neuquén Basin, permeability, porosity, clay content, useful thickness.
iii
Tabla de contenido
Introducción............................................................................................................ Página 1
Objetivos…………………………………………………..........................……… Página 2
Capítulo 1. Reservorios de gas en areniscas compactas (tight gas) ……………… Página 4
1.1 Reservorios convencionales y no convencionales …………………….. Página 4
1.1.1 Triángulo de recursos ……………………………………… Página 7
1.1.2 Definición de tight gas …………………………………….. Página 8
1.2 Características principales ……………………………………………...Página 8
1.2.1 Consideraciones geológicas y de reservorio………………. Página 10
1.2.2 Sistemas de Gas de Centro de Cuenca (BCGS)…………… Página 11
1.2.3 Perforación y terminación de pozos tight ………………….Página 13
Capítulo 2. Caracterización de reservorios tight ………………………………… Página 17
2.1 Conceptos petrofísicos básicos ……………………………………….. Página 17
2.2 Análisis de perfiles …………………………………………………… Página 25
2.3 Importancia de la caracterización …………………………………….. Página 32
2.4 Análisis de datos de producción ……………………………………… Página 34
2.5 Métodos de evaluación de recursos y estimación del GOIS…….……. Página 35
Capítulo 3. Marco geológico de las Formaciones Lajas y Punta Rosada.……….. Página 39
3.1 Cuenca Neuquina. Características generales .………………………… Página 39
3.2 Zona de estudio. Ubicación geográfica, historia de exploración y
desarrollo……………………………………………………….……... Página 45
3.3 Formaciones Lajas y Punta Rosada. Características del reservorio: rocas madre,
migración y sello……………………………………………………… Página 46
3.3.1 Geología estructural ………………………………………. Página 46
3.3.2 Estratigrafía del Gr. Cuyo ………………………….………Página 48
3.3.3 Reservorios del Gr. Cuyo …………………….…………… Página 49
Capítulo 4. Presentación de datos, cálculos y análisis .………………………….. Página 51
4.1 Fuente de datos y disponibilidad ……………………………………. Página 51
4.2 Metodología de trabajo ……………………………………………... Página 53
4.3 Cálculos y resultados ……………………………………………….. Página 54
4.3.1 Porosidad efectiva...………………………………………… Página 54
4.3.2 Saturación de agua ………………………………………….. Página 61
4.3.3 Indicador de zonas mineralizadas ……..……………………. Página 65
4.3.4 Permeabilidad….……………………………………………. Página 67
4.3.5 Espesor útil……………………………………………...……Página 69
4.4 Resumen de las principales características de los
reservorios……..........................................................................………….Página 76
4.5 Estimación del GOIS – Montecarlo..…………….………………….. Página 77
4.6 Análisis de datos de estimulación hidráulica y producción ……….... Página 79
Capítulo 5. Conclusiones y consideraciones finales …………………………….. Página 88
Referencias bibliográficas ………………………………………………………... Página 88
Anexo. ………………………………………………………………………….… Página 92
Índice de figuras
Figura 1. Distribución de producción de gas natural, en %, por cuenca.…..………..Página 2
Figura 2. Clasificación de reservorios, según Stinco (2009). Fuente: “Características
geológicas y recursos asociados con los reservorios no convencionales del tipo shale de las
cuencas productivas de la Argentina”, Stinco y Barredo, Petrotecnia, Octubre
2014.…..………………………………………..……………………………………Página 5
Figura 3. Triángulo de recursos, Holditch (SPE, 2006). Modificado por Lavia, SPE
(2006).…………………………………...…………………………………………..Página 7
Figura 4. Arena convencional vs tight (Fuente: www.pinedaleonline.com y modificado
presentación Exxon Mobil, 2012).………………………………..…………………Página 9
Figura 5. Bloqueo por agua o “water block”, definido por Masters (1979). Fuente: “Modelo
de gas de centro de cuenca en la formación Lajas”, Raggio et al, 2014…………...Página 12
Figura 6. Fractura hidráulica (traducido de Al Granberg:
www.propublica.org/special/hydraulica-fracturing-national)...................................Página 14
Figura 7. Distintos tipos de permeabilidad (Cannon, 2016).…………….……...…Página 23
Figura 8. Evaluación del volumen de arcilla a partir del perfil GR.……..………...Página 30
Figura 9. Cuenca Neuquina. Localización y Límites Paleogeográficos (Vergani et al,
1995).….………...……………………………………………………..……..……Página 39
Figura 10. Cuenca Neuquina. Rasgos Morfoestructurales.………….…..……..…..Página 40
Figura 11. Columna Tectonoestratigráfica de la Cuenca Neuquina. (Vergani, et. Al.,
1995)……………………………………………………………………….….……Página 41
Figura 12. Cronoestratigrafía. Corte SO-NE desde la Dorsal de Huincul hacia la zona de
plataforma (Cruz etal, 2002)….……………………………………………………Página 42
Figura 13. Dorsal de Huincul y áreas productivas del Gr. Cuyo Inferior (Schiuma et. al.
2002).…...……………………………………………………………………….…Página 45
Figura 14. Yacimientos Lindero Atravesado y Río Neuquén.……...………..…….Página 45
Figura 15. Mapa de estructuras extensionales Triásico Inf./Jurásico Sup. (Mosquera et.
al.2011)….………………………………………………………………….………Página 47
Figura 16. Líneas sísmicas 2D, Yac. Río Neuquén. A. Fallas en flor. B. Horizontalizada a
base Fm. Vaca Muerta (Berdini et. al., 2002)……………………………………...Página 47
Figura 17. Línea sísmica OE Yac. Lindero Atravesado. Grupo Cuyo.…...……….Página 50
Figura 18. Pozos en el área de estudio.……………..……………………………...Página 51
Figura 19. Sección de Lajas-Punta Rosada (izquierda) y mapa de espesor total (m) del Gr.
Cuyo (derecha)......................................................…………………………………….Página 52
Figura 20. Histograma de pozos múltiples para RHOZ……………..….............….Página 54
Figura 21. Identificación de RHOZmáx, a partir del perfil de densidad.....................Página 55
Figura 22. Histograma de pozos múltiples para el perfil GR en la zona de
interés.……………………………………………………………………………...Página 56
Figura 23. Histograma individual de pozo para el perfil GR. Se observa a la derecha el
perfil en profundidad…...……………………………………………………...…...Página 57
Figura 24. Distribución de porosidad estándar……………………….…..…..…….Página 58
Figura 25. Gráfico de porosidad a 4000 psi vs estándar, a partir de datos de testigos
corona..…………………………………………………………….….…..….….…Página 58
Figura 26. Distribución de porosidad in-situ.………..…………………….….……Página 59
Figura 27. Comparación entre valores de porosidad efectiva obtenidos con perfil y de
testigos.………………………………………………………….……………….…Página 60
Figura 28. Mapa de iso-porosidades efectivas, a partir de
perfiles..……………..……………………………………………………………...Página 60
Figura 29. Histograma de saturación de agua.………………………...…………...Página 63
Figura 30. Relación entre saturación de agua (Sw) y porosidad (ϕ).…………….…Página 64
Figura 31. Mapa de saturación de agua.…………………………………..………..Página 64
Figura 32. Profundidad de investigación según tipo de perfil (Cátedra Petrofísica y Perfilaje
2013, UNCo)..………..……………………………………………………….……Página 65
Figura 33. Crossplot entre Rwa y porosidad total..………...…………...………..…Página 67
Figura 34. Distribución de permeabilidad in-situ.…………..……...………………Página 68
Figura 35. Relación entre permeabilidad (k) y porosidad (ϕ) in
situ.…………………………………………………………………………….…...Página 68
Figura 36. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los
intervalos se encuentra por debajo de los 4 m..….…………………………………Página 70
Figura 37. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los
intervalos se encuentra por debajo de los 3,5 m……………………………………Página 71
Figura 38. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los
intervalos se encuentra por debajo de los 1,5 m………………………………………Página 71
Figura 39. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los
intervalos se encuentra por debajo de los 3 m…………………………………...…Página 72
Figura 40. Distribución de espesores útiles en el área de estudio………..………...Página 72
Figura 41. Distribución de porosidad efectiva para los espesores útiles…………...Página 73
Figura 42. Plot final, en donde se observan, en el siguiente orden, los perfiles calculados:
resistividad aparente (Rwa), porosidad efectiva (PHIE), volumen de arcilla (Vsh) y espesor
útil (net pay), tracks 3, 4, 5 y 6, respectivamente, junto con los perfiles de GR, SP (track 1)
y el cruce porosidad densidad-resistividad (track 2), junto con los intervalos
punzados...................................................................................................................Página 75
Figura 43. Corte estructural NO-SE, para el intervalo Lajas-Punta Rosada en el área de
estudio, para 5 pozos, donde se observan los intervalos productivos o útiles (profundidad
relativa al tope intervalo Lajas-Punta Rosada)……………………………………..Página 76
Figura 44. Distribución de espesor útil…………………………………...………..Página 78
Figura 45. Distribución de porosidad efectiva……………………………………..Página 78
Figura 46. Caudal de gas inicial, en diferentes rangos de valores……………..…...Página 80
Figura 47. Producción acumulada en el primer año………………………………..Página 80
Figura 48. Declinación porcentual en el primer año de producción……………….Página 81
Figura 49. Declinación de la producción vs pozo tipo (Mm3/d)…………...………Página 82
Índice de tablas
Tabla 1. Características de los reservorios convencionales y no convencionales. Modificado
de Spencer (1989), Schmoker (1996), Law (2002), Bartberger y otros (2003), Condon y
Dyman (2006).…………..………………………………………………………….Página 6
Tabla 2. Valores de “m” en areniscas, tomado de Ing. de Yacimientos, Pirson
(1958)…....................................................................................................................Página 21
Tabla 3. Calidad de la roca en función de su permeabilidad.…………….………...Página 23
Tabla 4. Métodos de estimación de reservas (modificado de Holditch, 2006)…….Página 35
Tabla 5. Datos de testigos corona y laterales.…………………..……………….…Página 52
Tabla 6. Valores de porosidad efectiva promedio por pozo según
intervalo..………….…..……………………………………………………………Página 61
Tabla 7. Saturación de agua a partir de perfiles..……………………....…………..Página 63
Tabla 8. Resumen: características principales de los yacimientos (valores
aproximados)..…………………………………………………………...…………Página 76
1
Introducción
Las formaciones Lajas y Punta Rosada, de gran extensión areal a lo largo de la Cuenca
Neuquina, constituyen reservorios de gas en areniscas de muy baja permeabilidad y
porosidad. En ciertos sectores de la cuenca se los caracteriza como tight (tight gas sands o
tight gas) y se encuentran ampliamente estudiados como unidades lito-estratigráficas,
aunque no han sido explotados a gran escala.
La explotación de estos recursos ha cobrado especial protagonismo para revertir la
declinación sostenida de la producción de gas convencional, junto con el desarrollo de otros
proyectos no convencionales (gas en lutitas o shale gas) que requieren de un mayor
esfuerzo tecnológico y aún se encuentran en pruebas piloto y etapas de exploración
(Alonso, G. Schmidt, 2015). La incorporación de nuevas tecnologías en la exploración hace
posible que se conviertan en reservas de gas para un desarrollo futuro.
La producción de gas en la Cuenca Neuquina se encuentra en un contexto en que los
combustibles fósiles componen cerca del 84% de toda la energía primaria utilizada en el
país, el gas natural ocupa el 51% de la matriz energética argentina, y en donde el 20% de la
oferta total de gas natural corresponde a importaciones (Ministerio de Energía y Minería,
2016). En este escenario, la oferta de gas de esta Cuenca constituye alrededor del 58% de la
nacional (IAPG, Producción por cuenca, 2015, Figura 1), con lo cual las principales
empresas operadoras han puesto su atención en desarrollar los proyectos de tight gas a gran
escala (la producción de gas no convencional en el año 2015 fue aproximadamente del
15%, de la cual alrededor del 70% corresponde al tight gas) (Ministerio de Energía y
Minería, 2016), con la ayuda de un precio de gas competitivo para las compañías que
incrementen su producción.
2
Figura 1. Distribución de producción de gas natural, en %, por cuenca.
A fin de caracterizar el potencial productivo de un reservorio resulta necesario la
aplicación de diferentes disciplinas de la ingeniería y de la geología, una de las cuales es la
petrofísica, la cual aporta el estudio de las propiedades físicas de las rocas y tipos de fluidos
presentes en el reservorio, principalmente: porosidad, permeabilidad, características
porales, saturaciones de fluidos y espesor útil.
Objetivos
En el presente trabajo se pretende desarrollar una metodología básica para la
caracterización de los reservorios de gas en areniscas compactas (en adelante, reservorios
de tight gas) de las formaciones Lajas y Punta Rosada de la Cuenca Neuquina, al sudeste
del Engolfamiento Neuquino, a partir de un análisis integrador de la información petrofísica
(perfiles y datos de laboratorio) y caudales de producción de gas disponibles de un conjunto
de pozos. Con los resultados obtenidos, se busca determinar un valor esperado de recursos
de gas en el área y evaluar el potencial productivo de los reservorios.
La caracterización de un reservorio comprende la descripción geológica y la
determinación de sus propiedades petrofísicas, tales como porosidad, permeabilidad,
saturación de agua, etc. Estos datos provienen de diversas fuentes de información referentes
a estudios geológicos y ensayos de laboratorio sobre muestras de testigos corona y laterales,
análisis de perfiles de pozo e identificación de intervalos punzados y fracturados, así como
caudales de producción de gas.
GOLFO SAN JORGE
13%
NEUQUINA58%
CUYANA0%
AUSTRAL23%
NOROESTE6%
PORCENTAJE DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CUENCA
3
Objetivos específicos
Integrar y analizar la información disponible del área.
Caracterizar las principales propiedades petrofísicas de los reservorios.
Determinar y estimar espesores útiles en los pozos del área.
Estimar un volumen de recursos.
Analizar datos de producción y terminación de pozos.
Desarrollar técnicas y una metodología básica para la evaluación de formaciones en
estos reservorios.
4
Capítulo 1. Reservorios de gas en areniscas compactas (tight gas sands)
1.1 Reservorios convencionales y no convencionales
Los especialistas coinciden en que existe un amplio rango de características geológicas y
petrofísicas entre los reservorios no convencionales. En particular, en la Argentina, los
reservorios no convencionales se vinculan directamente con los de tipo shale gas y tight
gas (Stinco, 2013). Todos tienen en común la dificultad de estimar el valor de los recursos
potenciales utilizando métodos estándar.
En los reservorios convencionales, el gas natural se halla contenido en rocas de alta
porosidad (10 – 30%) y permeabilidad con valores suficientemente altos para permitir el
flujo de los hidrocarburos a través de la roca. Esto incluye areniscas, calizas y dolomías. Al
perforar el estrato impermeable que impide el flujo del gas a la superficie, con el fin de
construir un pozo, se colecta o produce el gas, siendo la extracción en estas condiciones
relativamente sencilla y rentable.
En los reservorios no convencionales el gas se halla alojado en rocas de muy baja
porosidad (2 a 12%) y aún menor permeabilidad (por debajo de 0,1 mD). A causa de estas
características, las técnicas de extracción se vuelven más complejas y costosas, por lo que
resulta necesario utilizar perforaciones horizontales o dirigidas para aumentar el área de
contacto con las rocas y extraer mayor cantidad de gas. En algunos casos, es imprescindible
fisurar o fracturar la roca para generar zonas con mayor permeabilidad y liberar el gas
encerrado en los poros, con tecnologías muy sofisticadas como la fractura hidráulica.
En la Figura 2, se presenta una clasificación de reservorios que distingue entre los
reservorios convencionales, naturalmente fracturados y no convencionales, sobre la base de
la complejidad tecnológica asociada a su explotación y los volúmenes de hidrocarburos
involucrados, entre otros factores (Stinco, 2009).
5
Figura 2. Clasificación de reservorios. Fuente: “Características geológicas y recursos asociados con los reservorios no convencionales del tipo shale de las cuencas productivas de la Argentina”,
Stinco y Barredo, Petrotecnia, 2014.
En la Tabla 1, se diferencian las características más sobresalientes de los reservorios
“convencionales” y los “no convencionales”.
6
CONVENCIONAL NO CONVENCIONAL
Trampas estructurales o estratigráficas
bien definidas
Ausencia de trampas o sellos tradicionales
Migración de hidrocarburos hacia trampas
a partir de rocas madre potencialmente
distantes
Rocas madre cercanas a reservorios,
distancias de migración muy cortas o
ninguna
Producciones iniciales altas, que luego
declinan con la maduración
Recursos in-situ considerables, pero
recuperaciones por pozo y producciones
bajas
Reservorios normalmente presurizados Presiones anormales, secuencias saturadas
de gas de gran espesor
Contactos agua-hidrocarburos
diferenciables
Ausencia de contactos agua-hidrocarburos
Producción de agua variable, puede ser
alta y se incrementa con la maduración
Ausencia o baja producción de agua, las
acumulaciones se dan buzamiento debajo
de los acuíferos y reservorios
convencionales
Límites del reservorio definidos por rocas
saturadas con agua
Gran extensión areal, incluso en las partes
centrales más profundas de la cuenca
Alta porosidad (10 a 30%) Baja porosidad (2 a 12%)
Buena permeabilidad (de 0,1 a más de 10
mD)
Bajas permeabilidades (<0,1 mD), junto
con fracturas naturales o inducidas
Las acumulaciones pueden aparecer en
rocas inmaduras a causa de la migración
Las acumulaciones tienen lugar dentro de
la roca madre o cerca de la misma
Tabla 1. Características de los reservorios convencionales y no convencionales. Modificado de
Spencer (1989), Schmoker (1996), Law (2002), Bartberger y otros (2003), Condon y Dyman
(2006).
También resulta importante destacar que, de acuerdo con la legislación actual, el
Artículo 27 bis de la Ley 17.319 de la República Argentina, modificado por Ley 27.007,
define como “… Explotación No Convencional de Hidrocarburos a la extracción de
hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales
7
aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra1
(shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de
carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja
permeabilidad”.
1.1.1 Triángulo de recursos
El concepto de triángulo de recursos establece que todos los recursos naturales se
distribuyen de forma log-normal en la naturaleza. Como se observa en la Figura 3, en la
parte inferior del triángulo, los reservorios son de menor calidad (lo que está acompañado
de una menor permeabilidad), pero son mucho más grandes en tamaño que los reservorios
de mayor calidad (y, por consiguiente, de mayor permeabilidad) en la parte superior.
Figura 3. Triángulo de recursos, según Holditch. Modificado por Lavia, SPE (2006).
Cabe destacar que este concepto se aplica a todas las cuencas productoras de
hidrocarburos del mundo.
1 Las formaciones de pizarra o esquisto se denominan shales. En término formales, el esquisto es una roca metamórfica arcillosa, por lo general negro azulado, que contiene materia orgánica y otros componentes.
8
1.1.2 Definición de “tight gas”
El concepto de “tight gas” carece de una definición formal y el uso del término varía
según los autores. Sin embargo, existen características distintivas que diferencian este tipo
de reservorios no convencionales de las acumulaciones convencionales de hidrocarburos.
De acuerdo a lo reseñado por Holditch (2006), los reservorios de tipo tight son aquellos que
presentan permeabilidades menores a 0,1 mD. Más aún, los reservorios “ultra tight”
pueden presentar permeabilidades in situ en el orden de los 0,001 mD (Figura 3).
Según la resolución de la Secretaría de Energía de la República Argentina, de 2008 (Res.
SE N°24/08), se definen como aquellos “reservorios de gas caracterizados por la presencia
de areniscas o arcillas muy compactadas de baja permeabilidad y porosidad, que impiden
que el fluido migre naturalmente, y por lo cual la producción comercial resulta posible
únicamente mediante la utilización de tecnologías de avanzada”.
Esto los convierte en rentables, a pesar de que necesitan grandes esfuerzos tecnológicos
adicionales para su localización y producción: pozos horizontales, alto número de pozos,
fracturas, etc.; por ello, cuando se hace referencia a reservorios “tight” o recursos “no
convencionales” se los asocia directamente con potencialidad futura.
1.2 Características principales
El gas en los reservorios de tight gas se encuentra alojado en amplios rangos de
profundidades e intervalos de gran espesor, y en donde las rocas han perdido su capacidad
de flujo por la compactación, cementación, recristalización y cambios químicos durante el
tiempo transcurrido desde su depositación. La roca madre, por lo general se halla cercana al
reservorio.
El carácter tight de este tipo de reservorios puede vincularse directamente tanto a
factores depositacionales primarios como a los efectos de la diagénesis sobre las rocas. En
el primer caso, ejercen influencia el tamaño de grano, la selección, la mineralogía y el
arreglo interno de los cuerpos vinculado al ambiente sedimentario. Dentro de los procesos
post-depositacionales o secundarios más importantes, se encuentran la compactación y la
cementación. Los granos son finos o la selección es muy pobre, con los poros rellenos de
carbonatos o cementos silíceos, lo que confiere una muy baja permeabilidad.
9
Como se dijo antes, el término tight define a una unidad de reservorio compacta y de
baja permeabilidad (inferior a 0,1 mD) que se debe fracturar para poder ser producida, por
lo que el flujo por unidad de área es muy bajo y la producción por pozo es menos de la
décima parte de la de un pozo convencional. Entre otras características podemos enunciar:
No producen agua, se encuentran en condiciones de saturación de agua irreductible
(Swirr).
Saturaciones de agua moderadas.
Zonas de transición capilar muy grandes.
Baja permeabilidad.
Espesor importante.
Gradientes de presión anómalos.
Roca madre cercana al reservorio.
Las siguientes son microfotografías de una arenisca convencional (A) y otra de tipo
“tight sand” (B). Las áreas azules son los poros y microporos rellenos con resina azul
inyectada a la muestra. En la muestra de tipo “tight” la permeabilidad es baja, menos de 0,1
mD, en lugar de 10 o más milidarcies en un reservorio convencional (Figura 4).
A. Arenisca convencional B. Arenisca tight
Figura 4. Arena convencional vs tight
(Fuente:http://www.pinedaleonline.com/socioeconomic/pdfs/tight_gas.pdf y modificado
presentación Exxon Mobil, 2012).
10
1.2.1 Consideraciones geológicas y de reservorio
Holditch (2006) establece que el análisis de cualquier reservorio debe comenzar con un
estudio que abarque las características geológicas más importantes, como la estratigrafía, el
régimen estructural y tectónico, y los gradientes de presión regionales.
Las características de cada unidad estratigráfica afectan la perforación, evaluación,
completación y estimulación del pozo; en general, los parámetros estudiados para cada
unidad son:
El sistema depositacional.
La mineralogía.
Los procesos diagenéticos.
Las dimensiones del reservorio.
Otros (madurez, facies, cementos, deformaciones, fracturas naturales, etc.).
El sistema depositacional, sin embargo, se considera el más importante ya que afecta la
morfología y las continuidades verticales y laterales que se esperan en el reservorio.
Para evaluar las formaciones en reservorios tight, intervalos fracturados y pronosticar la
producción, son necesarios datos de:
Espesor total.
Espesor útil.
Permeabilidad.
Porosidad.
Saturación de agua.
Presión de reservorio.
Variables como los esfuerzos in-situ, módulo de Young, viscosidad y compresibilidad
del fluido también son necesarias, pero no serán objeto de estudio en el presente trabajo.
11
1.2.2 Sistemas de Gas de Centro de Cuenca (BCGS)
Los Sistemas de Gas de Centro de Cuenca (BCGS) son acumulaciones continuas,
saturadas en gas y anormalmente presurizadas (sobre o sub-presurizadas), que carecen de
un contacto inferior con agua y se desarrollan en reservorios de baja permeabilidad (Law,
2003).
Se considera cualquier tipo litológico como potencial reservorio para un BCGS. Entre
los principales atributos se pueden mencionar la presencia de porosidades y
permeabilidades bajas (menor al 13% y menos de 0,1 mD, respectivamente), reservorios
saturados en gas, con muy poca o improductivas cantidades de agua y un contacto superior
con el agua, en forma contraria con las condiciones que se encuentran en reservorios de gas
convencionales (Jornadas de Evaluación y Desarrollo de Reservorios Tight, 2009).
El bloqueo por agua o “water block” fue definido por Masters (1979) y explica, en cierta
medida, la particularidad de que, en estratos adyacentes y continuos, las rocas altamente
saturadas de gas se encuentran en posiciones estructuralmente más bajas que las capas
saturadas de agua (Figura 5). La permeabilidad relativa al gas se deteriora fuertemente por
efecto de la alta presión capilar o sobrepresión, que impide la migración por gravedad del
gas (aún con saturaciones más altas), por lo cual el reservorio se vuelve incapaz de producir
este fluido.
El bloqueo por agua descripto por Masters (1979) forma un sello pendiente arriba en las
acumulaciones de gas de centro de cuenca.
12
Figura 5. Bloqueo por agua o “water block”, definido por Masters. Fuente: “Modelo de gas de
centro de cuenca en la formación Lajas”, Raggio et al, 2014.
La producción de gas en estos sistemas tiene la característica de estar asociada con áreas
que presentan una mejor productividad y/o permeabilidad, en lo que se conoce como “sweet
spots”. Surdam denomina a los “sweet spots” como aquellas rocas reservorio que se
caracterizan por valores de permeabilidad y porosidad mayores que los valores promedio
para arenas tight en un intervalo de profundidad específico. Por ello, la producción está
fuertemente ligada a la presencia de fracturas naturales abiertas y a la habilidad de conectar
estos sistemas por medio de estimulación hidráulica (Surdam, 1997).
Características comunes de los BCGSs (Naik, 2003)
Su extensión es de tipo regional, esto es, varios reservorios que comúnmente se unen
en una acumulación regional.
Sus límites pueden ser difusos y no estar definidos.
No tienen un sello o trampa evidente, ni un contacto agua-hidrocarburo bien definido.
Los hidrocarburos no permanecen in situ por condiciones hidrodinámicas.
Suelen presentar presiones anormales.
El volumen de recursos in-situ es grande, pero el factor de recuperación por lo
general es muy bajo.
Se caracterizan por poseer “sweet spots” geológicos.
13
Es común que los reservorios presenten permeabilidades de matriz muy bajas, con
fracturas naturales y muy cercanas a la roca madre.
La producción de agua suele ser baja y la misma por lo general se encuentra en
posiciones por encima del gas.
La Recuperación Última Estimada de los pozos es más baja que los de las
acumulaciones de gas convencional.
1.2.3 Perforación y terminación de pozos en reservorios tight
Los reservorios de tight gas poseen ciertas características en común: pozos verticales
perforados y completados con una estimulación “exitosa” para producir volúmenes de gas
comerciales (Holditch, 2006). Para lograr este objetivo, se requiere el diseño de un
tratamiento de estimulación hidráulica de grandes dimensiones.
Una fractura hidráulica es la técnica mediante la cual se crea una fractura inducida por
presión, causada por la inyección de fluido en una formación rocosa objetivo. El fluido es
bombeado en la formación aplicando una presión mayor a la de fractura de la roca, es decir,
a los esfuerzos mínimos con los que se fracturan las rocas. La misma debe ser apuntalada
con un agente sostén (apuntalante o arena) de tamaño específico, para mantener la
conductividad generada por la fractura.
Las fracturas hidráulicas (Figura 6) se llevan a cabo en casos en que la capacidad de un
pozo para producir hidrocarburos se vea limitada por la permeabilidad natural del
reservorio, o a causa de los cambios producidos en la vecindad del pozo como resultado de
las operaciones de perforación o de otro tipo (daño o skin), muy comunes en reservorios
convencionales. De esta forma, el proceso de estimulación hidráulica aumenta el área de
flujo de hidrocarburos mediante la creación de fracturas en la formación, que conectan el
reservorio con el pozo.
14
Figura 6. Fractura hidráulica (traducido de Al Granberg: www.propublica.org/special/hydraulic-
fracturing-national).
Objetivos de las fracturas hidráulicas
1. Incrementar el flujo de petróleo y/o gas en reservorios de baja permeabilidad y/o
pozos dañados (aumento de la conductividad).
2. Conectar fracturas naturales en la formación.
3. Disminuir la diferencia de presión alrededor del pozo (Drawdown) para minimizar
la producción de arena.
4. Incrementar el área de drenaje en contacto con el pozo (mayor área de flujo).
5. Conectar la producción de intervalos lenticulares.
6. Disminuir el número de pozos necesarios para drenar un área.
7. Disminuir el efecto del daño de formación alrededor del pozo.
En el caso de dos o más intervalos productivos que estén separados por una capa
arcillosa de gran espesor (por lo menos de 15 m), y que esta capa presente un contraste de
15
esfuerzo in-situ suficiente para convertirse en una barrera al crecimiento vertical de la
fractura, el tratamiento de completación y estimulación debe contemplar la creación de
fracturas hidráulicas múltiples (Holditch, 2006).
Los datos utilizados para diseñar un tratamiento de fractura se pueden obtener de fuentes
tales como:
Registros de perforación y completación.
Perfiles a pozo abierto y/o entubado.
Extracción y análisis de testigos.
Ensayos de pozos.
Datos de producción.
Registros geológicos, entre otros.
Los pozos más aptos o candidatos para la elección de un tratamiento de fractura
hidráulica en un reservorio de tight gas son aquellos que poseen un volumen sustancial de
Gas Original In Situ o GOIS y barreras naturales para evitar que la fractura no se propague
verticalmente por encima y por debajo de los intervalos útiles (net pay).
En el diseño de las fracturas hidráulicas en reservorios de tight gas, resulta importante el
hecho de crear un área de flujo lo más grande posible (Blanco Ybáñez et al, 2014), teniendo
en cuenta el bajo filtrado existente en la formación, que hace muy difícil lograr un efecto de
rotura por flujo concentrado (Tip Screen Out) y al hecho de que generar una gran
conductividad no es un factor significativo en este tipo de reservorios. En realidad, a fin de
incrementar la productividad, interesa la facilidad con que el reservorio “alimenta” de
hidrocarburos a la fractura y no tanto la conductividad de la misma (Baker Hughes, 2012).
Sin embargo, se debe contemplar un mínimo razonable de conductividad, además del área
de contacto, que permita la producción de los fluidos de tratamiento, en especial si se
produce condensado (reservorios de gas húmedo).
Entre otras cuestiones, se puede señalar que el agente sostén utilizado debe ser de
excelente calidad (por ejemplo, cerámicos de resistencia intermedia-alta), para así contener
las presiones de cierre. Esto prolonga la vida productiva del pozo (Blanco Ybáñez et al,
2014). También, el fluido de fractura debe estar muy limpio, ser económico, de baja
16
viscosidad, ya que estos factores inducen la creación de la geometría necesaria para
alcanzar la máxima longitud de fractura.
Los parámetros que son necesarios conocer para el diseño de la fractura hidráulica, son:
Porosidad efectiva (%).
Permeabilidad (mD).
Gradiente de presión de reservorio (Kg/cm2/m).
Profundidad (m).
Gradiente de fractura (psi/ft).
Longitud de fractura, Xf (m).
Factor de conductividad adimensional, FCD.
17
Capítulo 2. Caracterización de reservorios tight
2.1 Conceptos petrofísicos básicos
La petrofísica se refiere al estudio de las propiedades físicas y químicas de las rocas y su
interacción con los fluidos contenidos en ella. El conocimiento de estas propiedades junto
con las de los fluidos es fundamental para predecir el comportamiento de los reservorios de
manera eficiente e implementar su posterior desarrollo.
El desafío para los reservorios tight, desde el campo de la petrofísica, consiste en
replantear los pilares básicos de la interpretación (análisis de datos de laboratorio y de
perfiles) para mejorar la efectividad en la identificación de zonas productivas y en la
cuantificación de espesores útiles, optimizar los costos de perforación y terminación, y
evitar así la estimulación de zonas improductivas, mejorando la rentabilidad del pozo.
La descripción petrofísica de este tipo de reservorios es una tarea compleja y resulta
indispensable contar con suficiente información de testigos corona y/o laterales del
reservorio para poder calibrar y entender la respuesta de los perfiles de pozo.
La petrofísica proporciona, para propósitos volumétricos y de modelado, valores de
espesor útil (h), porosidad (ϕ), permeabilidad (K), saturación de agua, de petróleo y de gas
(Sw, So y Sg, respectivamente), localización de contactos (gas-petróleo, agua-petróleo y
agua-gas) y volumen de arcilla (Vsh), entre otros. Los datos petrofísicos se analizan de
forma cualitativa y cuantitativa.
2.1.1 Porosidad
La porosidad (PHI o ϕ) se define como la capacidad de la roca para almacenar fluidos.
Se calcula como la relación entre el volumen poral y el volumen total de la roca, lo que
resulta en un parámetro adimensional que se expresa como una fracción o porcentaje (Ec.
1).
ϕ =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑜 𝑝𝑜𝑟𝑎𝑙
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 [%]………………………………………………Ecuación 1
La porosidad total (PHIT o ϕT) se considera una combinación de la porosidad
intergranular conectada o efectiva, aislada (no conectada) y aparente (por presencia de
18
arcillas), es decir, el volumen poral total de la roca ocupado por hidrocarburos, agua móvil,
capilar y ligada a arcillas (Hook, 2003).
La porosidad efectiva (PHIE o ϕe), por su parte, tiene en cuenta únicamente la porosidad
intergranular conectada, es decir aquella porosidad total disponible para el almacenamiento
de hidrocarburos y físicamente interconectada de forma tal que los fluidos puedan
desplazarse entre los poros.
Así, se puede definir a la porosidad efectiva como la fracción de la porosidad total no
asociada con minerales arcillosos, excluyendo el volumen de agua ligada a arcillas, pero
incluyendo el volumen de agua capilar ligada en superficies de granos. Esta definición
suele utilizarse en los manuales de análisis de perfiles (Dewan, 1983 y Asquith, 1990).
Según Byrnes (1997), “el mejor reservorio puede no ser el más limpio, ya que las
formaciones más limpias a menudo presentan baja porosidad y productividad”.
Las mediciones de porosidad en testigos corona y/o laterales se basan en la estimación
del volumen poral de la muestra utilizando un método de expansión de gas que se ve
afectado por el proceso de secado y limpieza de la muestra. El resultado será una porosidad
comprendida entre la efectiva y la total medida con un perfil.
Las metodologías para medir esta propiedad varían de acuerdo con el laboratorio y
muchas de ellas son confidenciales, es por ello que muchos estudios aún no están
estandarizados y existen complicaciones e incertidumbres respecto a los resultados
obtenidos.
A continuación, se describen las muestras utilizadas como fuente de información para
este trabajo:
Testigos corona: son muestras de roca que pueden variar en diámetro y longitud
(según la herramienta de extracción). La cantidad de coronas que se extraen es
función del espesor y la heterogeneidad de la zona de interés, así como de los
costos.
19
Testigos laterales: son muestras rotadas de roca que se obtienen en menores tiempos
e insumen menores costos que los testigos corona, aunque presentan limitaciones
técnicas (tamaño, cantidad y tipos de estudio a los que se los pueda someter).
Las empresas de servicios buscan constantemente nuevas metodologías para la
caracterización, lo que incluye mediciones de porosidad “as received” (muestra en su
estado original) y “dry” (muestra seca) (Curcio y Jait, 2012). La diferencia principal se
encuentra en el método de extracción de fluidos para el cálculo de la porosidad (Dean-Stark
vs. Retorta, Handwerger et al, 2012).
Las correcciones empíricas por efecto de la compactación son importantes para ajustar
las mediciones en condiciones estándar a las condiciones de reservorio (NOBP, net
overburden pressure) y establecer una corrección específica para el mismo.
2.1.2 Saturaciones de fluidos
La saturación de agua (Sw) es la proporción del volumen poral total ocupado por agua de
formación. Se expresa como fracción o porcentaje (Ec. 2). La saturación de hidrocarburos,
Sh, se deriva de la relación Sh = 1 – Sw.
𝑆𝑤 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑎𝑙 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑎𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙[%]…………………………………….Ecuación 2
La saturación de agua irreducible (Swirr) se define como la saturación de agua que no
puede ser reducida aún más sin importar cuanto más aumente la presión capilar, es decir, la
fracción de agua “inmóvil”. La saturación inicial de agua (Swi) es la proporción de agua en
el reservorio en el momento del descubrimiento (también se conoce como saturación de
agua connata).
Algunos aspectos en común al analizar saturaciones de fluido en las areniscas tight
incluyen:
Las saturaciones de agua irreducible pueden ser altas y pueden variar ampliamente
según el tipo de roca.
Por lo general, no hay gran producción de agua en las areniscas tight incluso cuando
las saturaciones de agua estimadas son altas, aunque puede haber intervalos con
mayor porosidad y permeabilidad que sí produzcan. La ecuación tradicional de
20
Archie (1942) para su estimación, puede dar valores anormalmente altos de
saturación de agua.
La salinidad puede ser muy variable en secciones de gran espesor.
Al igual que con la porosidad, existen diferencias entre los laboratorios para medir este
parámetro.
La ecuación de saturación de agua de Archie (Archie, 1942) (Ec. 3) fue desarrollada en
laboratorio a partir de datos empíricos y utiliza muestras de areniscas limpias, libres de
arcilla y saturadas con agua de resistividad conocida (Rw) para estimar la resistividad in-
situ de la roca (Ro).
𝑆𝑤 = (𝑎 𝑅𝑤
𝑅𝑡𝜙𝑚)1/𝑛
………………………………………………………Ecuación 3
Sw = saturación de agua, fracción
ϕ = porosidad, fracción
a = exponente de tortuosidad de Archie
m = exponente de cementación de Archie
n = exponente de saturación de Archie
Rw = resistividad del agua de formación, ohm.m
Rt = resistividad de la formación, ohm.m
El factor de resistividad de la formación (F), se define como (Ec. 4):
𝐹 =𝑅𝑜
𝑅𝑤………………………………………………………………………Ecuación 4
También, Archie demostró que existe una relación lineal entre el factor de formación y
la porosidad de las areniscas, según (Ec. 5 y 6):
𝐹 =1
𝜙𝑚 = 𝑅𝑜
𝑅𝑤 =
𝑎
𝜙−𝑚…………………………………………………..…......Ecuación 5
𝑅𝐼 =𝑅𝑡
𝑅𝑜= 𝑆𝑤
−𝑛……………………………………………………………...Ecuación 6
En donde, Ro es la resistividad de la muestra saturada completamente de agua, Rw es la
resistividad del agua y Rt la resistividad de la muestra a diferentes valores de saturación.
Sin embargo, al utilizarla para calcular valores de saturación de agua en intervalos de
areniscas tight puede dar resultados imprecisos, ya que fue realizada en areniscas limpias y
de alta porosidad.
21
Los exponentes de la ecuación de Archie (m y n) (Tabla 2), por lo general no se
conocen, así como tampoco el contenido de arcilla, aunque Archie observó el rango de
valores de m en las areniscas:
Descripción de la roca Valor de m
Rocas no consolidadas2 1,3
Rocas escasamente cementadas3 1,4 – 1,5
Rocas ligeramente cementadas4 1,6 – 1,7
Rocas moderadamente cementadas5 1,8 – 1,9
Rocas altamente cementadas6 2 – 2,2
Tabla 2. Valores de “m” en areniscas. Fuente: Ing. de Yacimientos, Pirson (1958).
Para areniscas de baja porosidad:
El exponente “a”, de la Ecuación 3, es típicamente 1.
Para el exponente “m”, de la Ecuación 3, se utilizan valores de 1,8 a 2.
El valor para n, por lo general, varía entre 1,8 y 2,2.
Si bien el ajuste entre los datos de laboratorio y la curva calculada con el modelo de
Archie suele ser bueno, esta última se aplica a arenas limpias. Por esta razón, en muchos
casos se utilizan las ecuaciones de Archie corregidas por arcilla: Simandoux (1963),
Indonesia (1971) y Agua Dual (1977, 1984), sin embargo, presentan cierto grado de
incertidumbre, por lo que resulta necesario el uso de perfiles junto con el análisis de datos
de laboratorio (testigos corona, laterales, etc.) para ajustar estos parámetros.
La ecuación de Simandoux modificada (Ec. 7) se presenta como una solución alternativa
al problema que presenta la ecuación de Archie para areniscas arcillosas, ya que tiene en
cuenta la conductividad eléctrica de las arcillas, es decir, el efecto de conductividad que
adicionan las mismas debido a la presencia de agua de adsorción:
2 Arenas con bajo grado de compactación, calizas oolíticas. 3 Arenas del tipo de la costa del Golfo, excepto la Wilcox. 4 La mayoría de las arenas con una porosidad de 20% o más. 5 Arenas altamente consolidadas con una porosidad de 15% o menos. 6 Arenas de baja porosidad, cuarcita, caliza, dolomita de porosidad intergranular, etc.
22
𝑆𝑤 = {𝑎 𝑅𝑤(1−𝑉𝑠ℎ)
𝜙𝑚𝑅𝑡+ [
𝑉𝑠ℎ𝑎 𝑅𝑤(1−𝑉𝑠ℎ)
2 𝜙𝑚𝑅𝑠ℎ]
2
}1/2
− 𝑉𝑠ℎ𝑎 𝑅𝑤(1−𝑉𝑠ℎ)
2𝜙𝑚𝑅𝑠ℎ [%]………………..Ecuación 7
Donde:
Sw = saturación de agua, fracción
Vsh = volumen de arcilla, fracción
Rw = resistividad del agua de formación, ohm.m
Rt = resistividad verdadera de la formación, ohm.m
Φ= porosidad, fracción
m = exponente de cementación
n = exponente de saturación
a = índice/factor de tortuosidad
Rsh = Resistividad de la arcilla, ohm.m
2.1.3 Permeabilidad
La permeabilidad (k) es una medida de la capacidad de un reservorio para conducir
fluidos o para que tenga lugar el flujo entre el reservorio y el pozo. Es muy dependiente de
la roca asociada y de las propiedades del fluido. Se mide en darcies (D), pero por lo general
se reporta en milidarcies (mD), en función de la ley de Darcy (1856) (Ec. 8), que mide el
flujo a través de las arenas:
𝑄 = −𝑘𝐴∆𝑝
µ𝐿………………………………………………………………….Ecuación 8
k: permeabilidad de la roca, D (0,986923 µm2)
Q: caudal de flujo, cm3/s
A: área, cm2
L: longitud de la muestra de roca, cm
µ: viscosidad del fluido, cP
∆p: diferencia de presión en la dirección de flujo, atm/cm
La baja o pobre permeabilidad (Tabla 3 y Figura 7) es característica de las areniscas
tight y, por lo general, es menor a 0,1 mD (puede alcanzar valores entre 0,0001 y 0,01 mD).
23
Calidad Permeabilidad
Pobre < 1 mD
Buena 1 – 10 mD
Moderada 10 – 50 mD
Muy Buena 50 – 250 mD
Excelente > 250 mD
Tabla 3. Calidad de la roca en función de su permeabilidad.
Figura 7. Distintos tipos de permeabilidad (Fuente: Cannon, 2016).
La permeabilidad se puede correlacionar, entre otras variables, con la porosidad a través
del uso de datos de testigos corona y laterales, aunque la relación entre ambos por lo
general es compleja. La presión, los esfuerzos, diagénesis y fracturas naturales afectan la
permeabilidad.
Un punto importante en esto es la corrección de la permeabilidad al gas medida por
efecto Klinkenberg o deslizamiento del gas, ya que una medición precisa de la
permeabilidad efectiva al gas como función de la saturación de agua puede maximizar la
producción de gas y “controlar” el corte de agua.
La porosidad y permeabilidad son función del esfuerzo de confinamiento neto aplicado
sobre la roca o de la variación de presión en el tiempo (NOBP, presión o esfuerzo de
24
confinamiento neto, en inglés). Para el caso de rocas de baja porosidad, es importante tomar
las mediciones con diferentes valores de presión para comprender el comportamiento del
reservorio a medida que se produce el gas y la presión del mismo desciende. También, se
deben considerar los efectos sobre el valor de la porosidad efectiva y la permeabilidad en
aquellos reservorios geopresurizados, a medida que disminuye la presión poral durante la
etapa de terminación y producción.
S. Cluff y R. Cluff (2004) utilizaron valores de permeabilidad de testigos corona en
condiciones de esfuerzos de confinamiento neto versus condiciones estándar, para
correlacionar la permeabilidad al gas con valores de permeabilidad al aire y corregida por
efecto Klinkenberg. Cabe destacar que, sin conocimiento suficiente, las correlaciones
pueden ser subjetivas y se debe prestar especial atención al seleccionar los datos
apropiados.
2.1.4 Espesor útil (net pay)
Tradicionalmente, el Gross Reservoir Thickness se describe como el espesor total del
reservorio en un pozo. Las capas o estratos de rocas arcillosas (consideradas como “no
reservorio”) se descuentan de este total, lo que arroja un espesor de reservorio neto (net
reservoir thickness). La relación entre estas variables es, por lo tanto, el net-to-gross
(NTG). Los intervalos que alojan hidrocarburos (net pay o espesor útil), normalmente se los
define en términos de las zonas con mayor porosidad y saturación de gas calculados a partir
del análisis de perfiles.
Una de las cuestiones más importantes al evaluar reservorios de tight gas es la
determinación del espesor útil. Si bien nunca se estableció una definición rigurosa para este
parámetro, ni una metodología clara para decidir “lo que es útil” y “lo que no es útil”, se
pueden precisar algunos criterios al respecto.
Para comenzar, en las acumulaciones de hidrocarburos convencionales (de alta
porosidad y permeabilidad), el espesor útil se define en base a criterios de caudales de
fluidos producidos: aquellas rocas con suficiente permeabilidad para que los fluidos fluyan
a caudales comerciales significativos se clasifican como “arenas útiles” o “reservorio neto”,
25
y si producen hidrocarburos con una relación agua/hidrocarburo (relación agua/gas)
aceptable, se consideran espesor útil.
Sin embargo, los criterios petrofísicos más utilizados para distinguir un intervalo útil de
otro no útil serían la permeabilidad y la saturación de hidrocarburos, pero de éstos, en
general, sólo se estima la saturación a partir de las mediciones de perfiles.
Es por ello que la metodología de trabajo utilizará tres parámetros petrofísicos como
cutoffs en base a perfiles y datos de testigos:
1) Arcillosidad: se utiliza un cutoff de volumen de arcilla (Vsh) a partir del perfil GR
(el más común) para separar una formación potencialmente permeable de otra
presumiblemente arcillosa, de baja permeabilidad o “impermeable”.
2) Porosidad: el cutoff de porosidad se utiliza como un sustituto del cutoff de
permeabilidad o de flujo. Para definir un equivalente en porosidad a una
permeabilidad mínima capaz de producir hidrocarburos a caudales comerciales, se
puede usar un gráfico tipo crossplot de porosidad-permeabilidad.
3) Saturación de agua: con el fin de discriminar intervalos con alta saturaciones de
hidrocarburos, se define un cutoff de saturación de agua, el cual tiene un gran
impacto en los cálculos de espesor útil.
2.2 Análisis de perfiles
Los perfiles eléctricos proveen la fuente de datos más económica y completa, ya que se
encuentran presentes en la mayoría de los pozos.
Algunas de las principales aplicaciones de los perfiles son:
Correlación y límites entre capas.
Determinación de cuerpos permeables.
Determinación de contactos agua-hidrocarburos.
Determinación cuantitativa del Factor de Formación (FF) y de la Resistividad del
agua de formación (Rw), para obtener la saturación de fluidos.
Pronóstico de fluidos a producir.
Determinación de litologías, características estructurales y sedimentarias.
26
Entre los perfiles utilizados en las areniscas tight se pueden distinguir los básicos y los
especiales, estos últimos de mayor calidad. Los perfiles básicos consisten en la
combinación de los registros de porosidad, neutrón y densidad, resistividad, sónico y GR.
Los perfiles especiales o de alta calidad incluyen el Gamma-ray espectral, espectroscopia
elemental, resonancia magnética nuclear, entre otros.
Al igual que en los reservorios convencionales, los perfiles básicos pueden ser efectivos
para determinar algunos de los parámetros de los reservorios. Sin embargo, ciertos efectos
como los producidos por la presencia de arcillas se pueden agravar a causa de la presión
anormal y la baja porosidad. Estos efectos deben corregirse al llevar a cabo una
caracterización.
Los perfiles básicos que se recomiendan para un análisis adecuado del reservorio son:
Potencial espontáneo (SP)
Gamma ray (GR)
Densidad (DPHI)
Neutrón (NPHI)
Sónico (SON)
Resistividad
Los estudios petrofísicos deben empezar con una normalización de los datos de perfiles
para minimizar diferencias causadas por errores aleatorios durante el perfilaje y otros ruidos
en los datos. Este ruido puede ser el resultado de diferentes respuestas, en condiciones de
formación idénticas, llevadas a cabo por varias compañías de wire-line distintas. Estas
utilizan sus propias herramientas de perfilaje y algoritmos de procesamiento. También, la
respuesta de la herramienta se ve afectada por las condiciones de pozo y del lodo. Es por
ello que se realizan correcciones ambientales para compensar la mayoría de estos efectos.
Las correcciones ambientales que se aplican a los datos son:
Corrección por tamaño de pozo y peso del lodo para los perfiles gamma-ray.
Correcciones por matriz para el perfil de porosidad neutrón.
Correcciones por invasión para las tres curvas de los perfiles resistividad inducción.
27
La normalización es el proceso utilizado para reducir los errores residuales mediante la
comparación de la respuesta del perfil en una zona de propiedades constantes y conocidas
con la respuesta esperada en aquella litología. Esto se debe a que, en la práctica, las
respuestas de los perfiles difieren. Por ejemplo, los pozos pueden haber sido perfilados con
herramientas diferentes, variar las condiciones del pozo o que las correcciones ambientales
no se ajusten con las condiciones reales durante el perfilaje, entre otros factores.
Todos los perfiles de pozo deben sufrir un pre-proceso antes de utilizar los datos en
cálculos detallados, esto incluye digitalizar, corregir por profundidad, realizar correcciones
ambientales y normalizar todos los perfiles para que las lecturas y los datos sean
consistentes en todos los pozos.
Para la evaluación de la porosidad, primero deben definirse los valores correspondientes
a la matriz y fluido para cada respuesta del perfil. Por esta razón, en adelante, los
subíndices log, ma y fl se refieren a los valores leídos en el perfil, matriz y fluido,
respectivamente, para cada herramienta.
Las tres herramientas de perfilaje más utilizadas a este efecto son el perfil sónico,
densidad y neutrón, y las fórmulas para cada uno se exponen a continuación (Ec. 9, 10 y 11,
respectivamente):
Porosidad sónica:PHIS = Δtlog−Δt𝑚𝑎
Δt𝑓𝑙−Δt𝑚𝑎 ................................Ecuación 9 (Dewan, 1983)
Porosidad densidad:PHID = ρma−ρlog
ρ𝑚𝑎−ρ𝑓𝑙 …………………...Ecuación 10 (Dewan, 1983)
Porosidad neutrón: PHIN, se calcula directamente del perfil y se convierten las
unidades a porosidad……………………………………...…Ecuación 11
Los perfiles de densidad y neutrón se consideran herramientas de porosidad total ya que
detectan toda la porosidad en una región alrededor de la herramienta de perfilaje. Esto a
pesar de que poseen diferentes volúmenes de investigación y responden a fenómenos
físicos distintos que están relacionados indirectamente con la porosidad (densidad de
electrones en el caso del perfil de densidad y contenido de hidrógeno en el caso del
neutrón). En areniscas arcillosas, los dos perfiles leen valores muy diferentes, en particular
28
el neutrón está fuertemente asociado con arcillas y lee valores de porosidad aparente más
altos que el de densidad (Moore et al, 2015).
Una vez que los datos han sido pre-procesados y almacenados en una base de datos
digital, se deben cuantificar ciertos parámetros de evaluación y correlación: resistividad del
agua (Rw), factor de cementación (m) y exponente de saturación (n).
El cálculo del volumen de arcilla (Vsh) también es importante, ya que resulta útil para
obtener la saturación de agua. Si el reservorio tiene arcilla en su estructura, el mismo puede
tener una mayor saturación de agua ya que este mineral tiene la habilidad de hincharse o
ligarse, lo que incrementa la saturación de agua. El volumen de arcilla puede utilizarse
como un indicador de zonas de interés o no; por ejemplo, una formación con un alto
contenido de arcilla podría no ser clasificada como un reservorio productivo a causa de su
baja permeabilidad.
A fin de determinar este valor mediante perfiles, el más utilizado es el modelo arena-
arcilla clásico, por el cual el volumen de arcilla o arcillosidad se determina mediante el
perfil de rayos gamma (GR)7 (Figura 8).
El cálculo del Índice Gamma Ray (GRI) es el primer paso en el proceso de estimar el
volumen de arcilla8 en donde hay una relación lineal (Ec. 12):
𝐺𝑅𝐼 = 𝑉𝑠ℎ = 𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑅𝑐𝑙
𝐺𝑅𝑠ℎ−𝐺𝑅𝑐𝑙……………………..……....Ecuación 12 (Schlumberger, 1974)
En donde GRlog es el valor leído del perfil, GRcl es el valor normalizado para areniscas
limpias y GRsh es el valor normalizado para arcillas.
Como la relación puede variar geográfica y estratigráficamente, se han desarrollado un
gran número de relaciones no lineales para otro tipo de rocas (Larionov, Steiber y Clavier),
aunque su aplicación es limitada.
7 El perfil GR provee estimaciones razonables de Vsh siempre que los materiales radioactivos en la formación sean parte de las arcillas y no parte de las areniscas, tales como el feldespato potásico (Moore et al, 2015). 8 El término shale debe distinguirse del de arcilla, ya que el primero se refiere a un volumen de roca, mientras que la arcilla (clay) es un componente especifico.
29
Una vez que se conocen los valores de Vsh como función de la profundidad, es posible
calcular valores de porosidad efectiva corregida por arcilla a partir de los perfiles de
densidad, neutrón y sónico con las siguientes fórmulas (Ec. 13, 14 y 15):
…………….. Ecuación 13 (Khatchikian, 2011)
……………...Ecuación 14 (Khatchikian, 2011)
……………...Ecuación 15 (Khatchikian, 2011)
Análogamente, para cada herramienta de porosidad, se puede obtener la porosidad
efectiva a partir de las relaciones (Ec. 16, 17 y 18):
PHIDE = PHID – (Vsh.PHIDSH) ……………………………….……….Ecuación 16
PHISE = PHIS – (Vsh.PHISSH) …………………………………………Ecuación 17
PHINE = PHIN – (Vsh.PHINSH) ………………………………………..Ecuación 18
En donde, en la ecuación 16, PHIDE, PHID y PHIDSH son la porosidad efectiva, total y
del shale del perfil de densidad, respectivamente. De manera similar, para las ecuaciones 17
y 18 en el caso de los perfiles sónico y neutrón.
30
Figura 8. Evaluación del volumen de arcilla a partir del perfil GR.
Para el cálculo de la saturación de agua (Sw) se requiere una estimación de la resistividad
del agua de formación (Rw), la cual depende de la temperatura y la salinidad. Para esto se
utilizan estimaciones de Rw a partir de perfiles y existen varios métodos para determinar
este parámetro, los cuales se pueden comparar para encontrar el más consistente para el
área de estudio.
Método SP
Se utiliza en casos de grandes contrastes de salinidad entre el filtrado de lodo y el
agua de formación y grandes espesores de arena con intervalos arcillosos bien
definidos. Para esto es necesario conocer la temperatura de formación y la
resistividad del lodo (Rm) y del filtrado de lodo (Rmf), los cuales se pueden obtener
del encabezado del perfil. Los valores de resistividad luego se corrigen por efecto de
la temperatura de fondo de pozo (BHT, °F) y la salinidad, para determinar la
resistividad equivalente del agua de formación (Rwe) (Ec. 19)
𝑅𝑤𝑒 = 𝑅𝑚𝑓 . 10𝑆𝑃(61+0.133𝐵𝐻𝑇)………………………………………….Ecuación 19
31
Método de cross-plot de resistividad
Se aplica en pozos perforados con lodo base agua y donde se identifica una zona
acuífera. El método se basa en la definición del factor de formación de Archie (F,
Ec. 5):
𝐹 =𝑅𝑜
𝑅𝑤=
𝑅𝑥𝑜
𝑅𝑚𝑓
En donde Ro es la resistividad de la roca completamente saturada con agua de
formación, Rxo es la resistividad de la roca saturada totalmente con filtrado de lodo
y Rmf es la resistividad del filtrado de lodo.
A partir de un cross-plot entre Ro vs Rxo para una roca saturada con agua, se
obtiene una línea con una pendiente Rmf/Rw, con lo cual se puede conocer Rw si se
conoce Rmf.
Pickett plot
Es el método más comúnmente utilizado para determinar Rw en arenas limpias y
saturadas con agua en ausencia de muestras de agua de formación e
independientemente del tipo de lodo (Ec. 20). Sin embargo, primero debe
determinarse la porosidad.
log 𝑅𝑜 = 𝑙𝑜𝑔 (𝑎𝑅𝑤) − 𝑚 𝑙𝑜𝑔Φ………………………………………..Ecuación 20
Por medio de un cross-plot bi-logarítmico de Ro y Φ, se define una línea con
pendiente -1/m (“línea de agua”). En el caso de porosidad nula (Φ=0), Ro equivale a
aRw, por lo tanto, se puede hallar Rw a partir de la intercepción de la línea con la
recta a=1.
Método de resistividad aparente (Rwa)
En base a la ecuación de Archie antes descripta (Ec. 5), aplicada a areniscas
saturadas con agua:
𝑅𝑤 =𝑅𝑜
𝐹
32
La cual se convierte en (Ec. 21):
𝑅𝑤𝑎 =𝑅𝑡𝛷𝑚
𝑎………………………………………………………….Ecuación 21
En areniscas con gas, el valor de Ro será mayor para un factor de formación F
dado, por lo que la Rw calculada estará sobrestimada. A esta resistividad se la
denomina resistividad aparente del agua de formación, Rwa. Si se calcula este
parámetro en intervalos que contienen gas junto areniscas saturadas con agua, el
valor mínimo de Rwa es equivalente a Rw.
Para llevar a cabo este método, resulta necesario calcular con precisión los
exponentes de Archie a, m y n en el laboratorio o utilizar los valores conocidos para
estos parámetros. La elección de Rwa=Rw depende mucho, sin embargo, de la
temperatura y salinidad variables, entre otros factores.
2.3 Importancia de la caracterización
Una caracterización de reservorios por lo general se lleva a cabo en conjunto con un
estudio geológico y petrofísico de la información disponible por pozo para identificar las
características más importantes del reservorio, es decir, se utiliza como herramienta de
exploración y estimación de recursos. Asimismo, la caracterización de reservorios puede
ser útil para identificar los tramos a punzar, encontrar datos contradictorios o para
determinar por qué ciertos pozos no fueron tan productivos como se esperaba, por lo que
este estudio tiene una gran aplicación en la industria petrolera.
Las muestras de testigos coronas y/o laterales obtenidos en el pozo se analizan de forma
rutinaria en laboratorio con el fin de determinar la porosidad efectiva y el tipo y cantidad de
fluidos que contienen: agua, petróleo y gas. Sin embargo, los procedimientos “estándar”
aplicados en reservorios convencionales no siempre pueden aplicarse al estudio de los
reservorios no convencionales y se necesitan implementar nuevas técnicas de estudio. Estas
técnicas deben ser capaces de medir permeabilidades del orden de menos de 0.1 mD (hasta
0.01 mD aproximadamente).
33
Entre los métodos utilizados se pueden citar, por ejemplo, el Pulse Decay y el Pressure
Decay (para medir permeabilidad), porosímetros de helio y de mercurio que operan a altas
presiones, 10.000 psi de confinamiento y 5000 psi de presión de fluido (para medir
porosidad), y equipos de medición de presiones capilares a presiones mayores de 2000 psi.
El análisis petrofísico puede ser útil para evaluar el potencial de hidrocarburos, estimar
el gas in situ y, hasta cierto punto, la productividad de las areniscas tight.
El punto de comienzo en el análisis de reservorios tight es identificar la porosidad total y
efectiva, el volumen de arcilla y las saturaciones de fluido en la fracción de porosidad
efectiva de la roca. El procedimiento incluye como datos de entrada los perfiles de pozo
estándar, que incluyen densidad, neutrón, Gamma Ray y Resistividad, y su posterior ajuste
con mediciones de testigos corona o laterales, si los hay.
Partiendo de lo anterior, podemos distinguir las siguientes etapas para modelar los pozos
de areniscas tight:
1. Caracterización del reservorio;
2. Calibración de perfiles y petrofísica;
3. Diseño y evaluación de fractura.
La primera fase, caracterizar el reservorio y evaluar las propiedades de la roca, es
fundamental. Las propiedades físicas de la roca controlan el comportamiento petrofísico y
gobiernan las propiedades geomecánicas en los reservorios estimulados por fracturas. La
fase de caracterización de reservorios incluye estudiar las propiedades petrofísicas más
importantes, también involucra analizar la compatibilidad de la roca reservorio con los
sistemas de fluidos utilizados en la completación y estimulación, conectividad de fractura y
cualquier otra información para predecir el rendimiento del reservorio.
El siguiente paso es la calibración roca-perfil y el análisis petrofísico, lo que incluye
mediciones de laboratorio de las propiedades fundamentales de la roca para la evaluación
de perfiles. Esto permite que las propiedades físicas medidas puedan ser extrapoladas a la
totalidad de la zona de interés perfilada. En general, el proceso implica evaluaciones de
calidad de reservorio, criterios de reconocimiento de espesores útiles, predicción de
permeabilidad, modelado de presión capilar y de saturación, etc.
34
Una fase posterior es el diseño y evaluación de la fractura realizada para estimular la
formación, lo cual fue explicado con anterioridad.
En el análisis de reservorios de tight gas, por lo general, sólo hay unos pocos pozos que
reúnan datos de testigos, perfiles especiales y comunes, en donde pueda obtenerse el mejor
análisis posible. El modelo petrofísico puede ampliarse y aplicarlo a pozos con menor
cantidad de perfiles completos y sin datos de testigos. Es importante que la distribución de
datos de testigos en direcciones horizontales y verticales sea lo más completo posible para
asegurar una adecuada descripción de la roca (puede haber sweet spots dispersos a lo largo
del intervalo de tight gas, y no ser similares los parámetros de la zona).
2.4 Análisis de datos de producción
Los datos de producción, por lo general, se encuentran disponibles para cálculos
técnicos. En reservorios convencionales, estos datos pueden medirse en un pozo luego de la
perforación y antes de la fractura, y también pueden obtenerse a partir de otros pozos
cercanos que producen de intervalos similares. Sin embargo, en los reservorios tight,
especialmente al analizar datos de producción previos al tratamiento de fractura hidráulica,
resulta dificultoso fluir el pozo para que produzca con caudales lo suficientemente altos
como para medirlos.
El factor de recuperación (FR) se calcula al dividir el gas acumulado producido por el
volumen del GOIS. En un reservorio de gas tight, la eficiencia de recuperación varía desde
menos de un 10% hasta más del 50% del GOIS. El factor de recuperación es función de:
Permeabilidad,
Espesor útil,
Área de drenaje,
Longitud media efectiva de fractura,
Límite económico,
Historia del pozo
35
2.5 Métodos de evaluación de recursos y estimación del GOIS
El método volumétrico puede utilizarse para estimar recursos en reservorios de gas de
permeabilidad alta, en capas y empuje por depletación, donde el área de drenaje y la
eficiencia de recuperación de gas por lo general son conocidas y el método puede arrojar
estimaciones precisas del GOIS.
Sin embargo, en los reservorios tight, las estimaciones de recursos de gas por este
método no son tan confiables ya que resulta muy difícil estimar el área de drenaje de un
pozo junto con la eficiencia de recuperación y el espesor útil. Las estimaciones del GOIS,
por su parte, son bastante razonables.
Para la estimación de recursos de gas in-situ (GOIS), existen distintos tipos de métodos,
que se sintetizan en la siguiente tabla (Tabla 4).
Método Reservorio convencional Reservorio tight
Volumétrico Muy preciso para
reservorios estratificados
Utilizado sólo cuando no
han sido perforados pozos
Balance de materiales Preciso en reservorios
depletados
No debe utilizarse
Curvas de declinación Por lo general, la
declinación exponencial es
precisa
Debe usarse la declinación
hiperbólica
Modelos de reservorio Más utilizado para simular
el reservorio
Utilizado para simular pozos
individuales
Tabla 4. Métodos de estimación de reservas (modificado de Holditch, 2006).
El método volumétrico se utiliza en casos donde el reservorio sea nuevo, de
descubrimiento reciente, y si sólo se disponen de datos geológicos, petrofísicos, muestras
de fluidos, presiones y temperatura, entre otros. Es un método determinístico, ya que las
estimaciones aportan un resultado promedio del reservorio (Santiago, 2011).
El Balance de Materiales permite determinar el GOIS en reservorios que disponen de
historia de producción y que han producido durante un periodo considerable de tiempo
(Santiago, 2011). El principio fundamental de este método es el balance de masa entre los
36
fluidos presentes y producidos a fin de realizar una deducción cuantitativa del volumen de
hidrocarburos originales y para predecir el comportamiento del fluido y la presión en el
mismo.
En el caso de los reservorios de tight gas en el área de estudio del presente trabajo, la
historia de producción de la mayoría de los pozos comienza en 2014 y 2015, por lo que se
considera el play como de descubrimiento reciente y se aplica el método volumétrico con la
información de que se cuenta.
Este método consiste en estimar la geometría del reservorio en base a mapas isópacos,
estructurales mediante un proceso de planimetría de los contornos. Para el cálculo de áreas,
se aplican técnicas de geometría trapezoidal y piramidal, en función de las relaciones de
área de los contornos. Luego, a partir de los datos petrofísicos: porosidad (ϕ), saturación de
agua (Sw) y espesor (h), se utiliza la siguiente ecuación (Ec. 22):
GOIS = A ̅h̅Φ̅(1−Sw̅̅ ̅̅ )
Bg [m3]……………………………………………………….Ecuación 22
En donde:
A̅ = área de drenaje, m2
h̅ = espesor promedio del reservorio, m
Φ̅= porosidad promedio, fracción
Sw̅̅̅̅ = saturación de agua promedio, fracción
Bg = factor volumétrico de formación del gas, m3/m3
El término A.h o volumen bruto de roca (Vb) se calcula a través de mapas de isópacos de
arena neta, con la planimetría de los contornos y métodos geométricos, tales como:
Piramidal Vb = 1
3 ℎ (𝐴𝑛 + 𝐴𝑛+1 + √𝐴𝑛𝐴𝑛+1) ……………………Ecuación 23
Trapezoidal 𝑉𝑏 =1
2 ℎ (𝐴0 + 2𝐴1 + 2𝐴2 + ⋯ + 𝐴𝑛)𝑡𝑛𝐴𝑛+1…………Ecuación 24
En donde:
Vb = volumen bruto, m3
h = espesores promedio de la arena, m
An = áreas encerradas por líneas isópacas sucesivas, n de 0 a 1, m2
37
tn = espesor promedio por encima de la línea isópaca superior
Sin embargo, debido a la incertidumbre de los volúmenes obtenidos con este método,
después de desarrollado el reservorio, y a la necesidad de toma de decisiones, se han
implementado técnicas que ayudan a minimizar los errores e incertidumbre sobre los
recursos de gas (Santiago, 2011). El modelo Monte Carlo se basa en la geoestadística (este
aspecto no se trata en este trabajo) y métodos probabilísticos de estimación de recursos y
cálculos de GOIS.
El método probabilístico considera cada parámetro como un rango de valores, los cuales
son representados por variables aleatorias que permiten describir eventos futuros cuyos
resultados son una incertidumbre (Santiago, 2011). Estas variables se presentan mediante
distribuciones estadísticas, tales como:
Normal
Exponencial
Triangular
Binomial
Uniforme
Poisson
Log-Normal
La técnica cuantitativa Monte Carlo hace uso de la estadística y las computadoras para
emular, mediante modelos matemáticos, el comportamiento aleatorio de sistemas reales no
dinámicos (Santiago, 2011). Su utilización consiste en tomar muestras de la distribución de
probabilidad de cada uno de los parámetros considerados estadísticos y sustituirlos en la
ecuación del método volumétrico para obtener un valor de GOIS. Este proceso se repite un
número significativo de veces y se ordenan los valores obtenidos, asignándole a cada uno
un valor de frecuencia acumulada. Luego se grafica esta frecuencia vs. GOIS para crear una
función de distribución acumulada de estos valores.
Con este método se puede obtener un rango de valores probables para los mismos
parámetros (cada variable involucrada), es decir, la porosidad, espesor y saturación de agua
38
ya no estarán definidos como un valor determinístico, sino por una distribución
probabilística.
Para usar esta metodología, se necesita contar con el mayor número de datos posibles y
que sean lo suficientemente confiables, para que los resultados sean más precisos.
39
Capítulo 3. Marco geológico de las Formaciones Lajas y Punta Rosada
3.1 Cuenca Neuquina. Características generales
La Cuenca Neuquina constituye un centro de deposición sedimentario de forma
triangular, de amplia superficie areal que alcanza los 120.000 km2 (Yrigoyen, 1991),
abarcando prácticamente la totalidad de la Provincia del Neuquén, el sector oeste de las
provincias de La Pampa y Río Negro y el área Sur-Oriental de la Provincia de Mendoza.
Con características subsidentes durante gran parte del mesozoico, registra un espesor de
hasta 7.000 m de relleno (Vergani et al., 1995).
Los límites paleogeográficos al Noreste y Sudeste son de naturaleza cratónica y están
constituidos por el Sistema de la Sierra Pintada y el Macizo Norpatagónico,
respectivamente. Al Oeste se cierra por medio de una estructura de arco volcánico (Figura
9).
Figura 9. Cuenca Neuquina. Localización y Límites Paleogeográficos (Vergani et al, 1995).
La Cuenca es una de las zonas productoras de hidrocarburos más importantes del país.
Su conexión con el Océano Pacífico sufrió sucesivos cambios a lo largo de su historia
dando como resultado una compleja distribución de sedimentos que incluyen sucesiones
40
continentales y marinas. La tectónica está caracterizada por períodos extensionales y
compresivos que afectaron esos paquetes sedimentarios generando trampas estructurales,
estratigráficas y combinadas que controlan la ocurrencia de los yacimientos de
hidrocarburos. A su vez, es posible subdividirla en tres grandes sectores según sus
características morfoestructurales: Faja plegada (área andina), el área del Engolfamiento
neuquino y el área de Plataforma (Figura10), los cuales se describen a continuación.
Figura 10.Cuenca Neuquina. Rasgos Morfoestructurales.
Área de Faja Plegada: se caracteriza por una intensa deformación de la cobertura con
amplios anticlinales y sinclinales elongados, afectados por fallas de flancos, de
arrumbamientos hacia el Sur. Los reservorios aparecen superpuestos de sistemas petroleros
distintos, con fuerte soterramiento de los mismos, lo que implica pérdidas de propiedades
primarias (porosidad y permeabilidad).
Área de Engolfamiento o Centro de Cuenca: se encuentra limitado al noreste por el tren
estructural El Caracol – Charco Bayo y al sur por el flanco norte de la Dorsal de Huincul,
con la que presenta un límite transicional. La Dorsal de Huincul es un lineamiento
estructural de escala regional que tiene una extensión de más de 270 km con orientación E-
O. La actividad tectónica a lo largo de esta zona durante el Jurásico y Cretácico controló la
41
sedimentación del margen sur de la cuenca Neuquina. En la zona de transición entre el
Engolfamiento y el flanco norte de la Dorsal de Huincul existen estructuras como las de
Lindero Atravesado y Río Neuquén (Figura 13). El registro sedimentario en este sector es
completo y de espesor importante, aunque posee una gran problemática relacionada con las
variaciones de la presión y la calidad de los reservorios.
Área de Plataforma: los depósitos de plataforma tienen gran importancia económica ya
que muchos de los campos petrolíferos más grandes del mundo aparecen en carbonatos de
plataforma. En este ambiente se depositan además calcilutitas y arcillas, barreras y barras
de arenas limpias, calizas y dolomías. Esta área no presenta la problemática relacionada con
los criterios antes establecidos.
La Cuenca Neuquina comienza a desarrollarse a partir del Jurásico Inferior y los
depósitos que la rellenan pueden subdividirse en tres grandes ciclos sedimentarios: "Ciclo
Jurásico", "Andino" y "Riográndico" (Figuras 11 y 12).
Figura 11. Cuenca Neuquina. Columna estratigráfica generalizada (se señalan en rojo las
formaciones Lajas y Punta Rosada).
42
Figura 12. Cronoestratigrafía. Corte SO-NE desde la Dorsal de Huincul hacia la zona de plataforma
(Cruz etal, 2002).
El relleno correspondiente a la primera etapa (Triásico Superior), el Ciclo Precuyano
(Gulisano, 1981) o Grupo Precuyo, involucra una serie de unidades litoestratigráficas
depositadas sobre diferentes sectores de la cuenca en depocentros aislados (Formaciones
Lapa, Piedra del Águila, Sañicó y Cordillera del Viento, entre otras). Se trata de un ciclo
continental desarrollado sobre un sustrato ígneometamórfico del Paleozoico Superior (Fm.
Huechulafquen, Fm. Colohuincul) o sobre una secuencia volcánica del Pérmico Superior-
Triásico Inferior (Grupo Choyoi). Estas rocas poseen características petrofísicas que
aparentemente dificultarían su producción (capas discontinuas, arcillosas, con baja
permeabilidad, etc.), sin embargo, se explotan gas seco, condensado y petróleo en
yacimientos de la cuenca (25 de Mayo-Medanito, Co. Bandera Profundo, Cupen Mahuida,
Loma Negra).
El segundo episodio de sedimentación (Jurásico Inferior-Jurásico Superior) registra
depósitos denominados Secuencia o Ciclo Jurásico (Ciclo Loteniano-Chacayano de
Groeber, 1946). Esta Secuencia está conformada por el Grupo Cuyo (formaciones Los
Molles, Loma Negra/Lajas, Punta Rosada, Challacó, Tábanos) y el Grupo Lotena
(formaciones Lotena, La Manga, Barda Negra y Auquilco).
La primera transgresión marina, Grupo Cuyo Inferior (Fm. Los Molles), está
caracterizada por depósitos con alto contenido de materia orgánica, pelíticos, margas y
43
arcilitas negras con niveles arenosos, intercalados con episodios turbidíticos. La siguen dos
ciclos progradantes que constituyen el Grupo Cuyo Superior, formaciones Lajas y Punta
Rosada. La Formación Lajas está formada por areniscas finas a medias, con niveles
carbonosos de origen deltaico. Las Formaciones Challacó/Punta Rosada están formadas por
depósitos fluviales: areniscas finas, gruesas a muy gruesas y conglomerados. Probada la
capacidad generadora de la Fm. Molles, dentro de este grupo se definen los sistemas
petroleros Molles-Lajas y Molles-Punta Rosada. Las sedimentitas del ciclo Cuyano
Superior contribuyen con un gran porcentaje de la producción de gas, petróleo y
condensado de la Cuenca. La mayoría de los yacimientos ligados a estas secuencias se
encuentran en el Área de la Dorsal de Huincul.
Está fuera del alcance del presente trabajo realizar una pormenorizada descripción del
relleno de la Cuenca Neuquina, por lo que sólo se mencionarán las unidades suprayacentes
al Grupo Cuyo objeto de este estudio (Figuras 11 y 12).
El Grupo Cuyo está separado del Grupo Lotena (Jurásico Superior), suprayacente, por
una discordancia angular de carácter regional. En este ciclo no se registran depósitos de
Cuenca Marina profunda, es un ciclo regresivo. El ambiente depositacional es
predominantemente carbonático (formaciones Barda Negra y La Manga) y de facies
clásticas de borde de cuenca (Fm. Lotena). La Fm. Auquilco, predominantemente
constituida por evaporitas, marcó la desecación de esta cuenca.
Al fin de este período regresivo, por encima de una discordancia regional se depositan
las rocas del Cretácico Inferior que se agrupan en el Ciclo Ándico (Groeber, 1946) (Figura
11). Este gran ciclo comprende las rocas mayormente marinas del Grupo Mendoza, así
como también las rocas de ambientes transicionales a continentales del Grupo Rayoso. El
Gr. Mendoza comienza con la Fm. Tordillo, de origen continental (abanicos aluviales,
principalmente reservorios de petróleo y areniscas eólicas, en general, reservorios de gas).
Continúa el Gr. Mendoza inferior, representado por un gran evento transgresivo-regresivo
en una cuenca marina con fondo euxínico y depósitos de plataforma carbonática y
terrígena, formaciones Catriel, Sierras Blancas, Quintuco, Loma Montosa y Vaca Muerta.
A este evento le sigue el Grupo Mendoza superior y Grupo Rayoso (Figuras 11 y 12) con
potentes espesores y fuertes variaciones faciales desde depósitos continentales de tipo
44
fluvial hasta marino marginales (carbonáticos, evaporíticos) y distales. Zavala (2000)
reconoce en estos sedimentos al menos seis secuencias depositacionales.
Suprayace el Ciclo Río Grándico (cretácico superior, terciario inferior), conformado por
el Grupo Neuquén, netamente fluvial, que se caracteriza por un importante desarrollo de
cuerpos arenosos, y el Grupo Malargüe, que representa un ambiente marino marginal y de
plataforma somera, seguido de areniscas continentales epiclásticas y piroclásticas.
Finalmente, se sobrepone el Terciario Medio-Superior, o Terciario Orogénico, que está
representado por niveles psamíticos y pelíticos con intercalaciones de areniscas
conglomerádicas y conglomerados, que en algunos sectores de la cuenca se intercalan con
niveles de origen volcánico e intrusivo.
Como ya se ha dicho en el capítulo de Introducción y Objetivos, en este trabajo nos
centraremos en el tipo de prospectos profundos, asociados a las sedimentitas del Grupo
Cuyo, formaciones Lajas y Punta Rosada, en el Engolfamiento Neuquino, los cuales se
caracterizan por:
Profundidades mayores a los 3500 metros.
Involucran al sistema petrolero Los Molles.
Presentan un régimen de presión superior a 1,4 gr/cm3 (densidad equivalente).
Bajos valores de porosidad y permeabilidad debido al alto grado de soterramiento.
En el ámbito de la Dorsal de Huincul, los yacimientos producen petróleo y gas de los
Grupos Cuyo y Lotena. La Figura 13 muestra las áreas que producen del Grupo Cuyo
Inferior.
45
Figura 13.Dorsal de Huincul y áreas productivas del Gr. Cuyo Inferior (Schiuma et. al. 2002).
3.2 Zona de estudio. Ubicación geográfica, historia de exploración y desarrollo.
La zona de estudio del presente trabajo se encuentra ubicada en el sector sudeste de la
Cuenca Neuquina, dentro de la Provincia del Neuquén, al margen sur del río homónimo. La
Ciudad de Neuquén se ubica a 30 km al noroeste aproximadamente y uno de los
yacimientos más cercanos es Loma La Lata-Sierra Barrosa. En la actualidad, constituye
parte de las áreas de explotaciones hidrocarburíferas correspondientes a Río Neuquén y
Lindero Atravesado (Figura 14). Esto delimita una superficie aproximada de 50 km2 y,
como se observa en la Figura 14, las áreas son colindantes.
Figura 14. Yacimientos Lindero Atravesado y Río Neuquén.
Río Neuquén
46
Resulta de interés el hecho de que ambos yacimientos son productores, y poseen, una
considerable reserva de “tight gas” del Gr. Cuyo (Fm. Lajas y Punta Rosada).
En la provincia de Neuquén, en el yacimiento Río Neuquén en el año 2006, se puso en
marcha el primer piloto exploratorio de tight gas del país en la formación Punta Rosada. Se
realizaron fracturas hidráulicas exitosas con modelos que ya se aplicaban en los Estados
Unidos.
También, los antecedentes de buenos resultados en explotación de gas en Lindero
Atravesado (pozo LA.xp-89), sentaron las bases para el proyecto de desarrollo del Grupo
Cuyo. El pozo LA.xp-89, perforado entre los años 1999 y 2000 y con una profundidad final
de 4216 metros, perforó un espesor total del Gr. Cuyo de 1237 metros, de los cuales 612 m
se encontraban dentro de la formación Punta Rosada, 510 m en la formación Lajas y 115 m
en la formación Los Molles. Se efectuaron trabajos de estimulación hidráulica en las
primeras formaciones antes mencionadas como parte de la etapa de terminación de los
pozos (5 niveles entre 3200 m y 3991 m), siendo en ese momento el primer tratamiento de
fractura masiva del país con 6000 bolsas de agente sostén, con caudales iniciales del orden
de 200.000 m3/d a alta presión (más de 60 Kg/cm2) y una rápida declinación típica de los
niveles fracturados hidráulicamente.
3.3 Formaciones Lajas y Punta Rosada. Características del reservorio: rocas
madre, migración y sello
3.3.1 Geología estructural del área de estudio
La estructura del área de estudio está situada sobre la continuación del Anticlinal de
Río Neuquén, al norte de la Dorsal de Huincul, cuya historia de deformación comienza en
el Triásico Superior /Jurásico Inferior, y finaliza en el plioceno (Mosquera et. al. 2011,
Figura 15).El anticlinal Río Neuquén, está definido como un anticlinal asimétrico con
cierre en cuatro direcciones. En el bloque Norte se presentan pendientes muchos más
pronunciadas que en el bloque Sur, ya que en este último se define un sistema de fallas.
Este sistema de fallas originalmente directas, generadas durante los procesos de apertura
de cuenca, fue posteriormente reactivado durante el Terciario.
47
Figura 15. Mapa de estructuras extensionales Triásico Inferior/Jurásico Superior (Mosquera
et. al. 2011).
El yacimiento Río Neuquén se encuentra ubicado en uno de los anticlinales asociados a
la mega estructura vecina conocida como la Dorsal de Huincul (flanco sur de la Cuenca
Neuquina). La Dorsal constituye el principal rasgo estructural regional y controla el
marco tectónico general (Figura 16).
A. B.
Figura 16. Líneas sísmicas (2D), Yac. Río Neuquén. A. Fallas en flor. B. Horizontalizada a
base Fm. Vaca Muerta (Berdini et. al., 2002).
Por su geología particular, la estructura y evolución de la Dorsal es un tema recurrente
de estudios y controversias teóricas, por lo que no se ahondará en este tema en el presente
trabajo.
48
Una serie de fallas y pliegues de rumbo aproximado E-W, y numerosas reactivaciones
generaron anticlinales o hemianticlinales de orientación similar, dando lugar a estructuras
como las de Sierra Barrosa – Toledo, Barrosa Norte, Lindero Atravesado y Río Neuquén.
Desde el punto de vista del modelo de entrampamiento principal, se reconocen
yacimientos estructurales, con estructuras anticlinales puras o con cierres contra fallas.
3.3.2 Estratigrafía del Grupo Cuyo en el área de estudio
En el sector oriental del área de estudio, son productivas las Fm. Lajas y Punta Rosada
(Gr. Cuyo), Fm. Sierras Blancas y Fm. Quintuco.
La formación Lajas tiene como una de sus principales características la alternancia de
capas pelíticas y psamíticas de espesor variable. Las areniscas son de medianas a finas, de
color gris claro. Ocasionalmente, intercalan escasas areniscas conglomerádicas y
conglomerados. La formación Punta Rosada está dominada por clásticos rojizos gruesos
a medianos, con menos intercalaciones pelíticas, indicativas de una progresiva
somerización.
El área de estudio se ubica en una posición sur-oriental dentro de la zona
morfoestructural denominada Engolfamiento de la Cuenca Neuquina (también Centro de
Cuenca) en coincidencia con el eje de la misma.
Se distinguen dos sistemas petroleros: Molles (Lajas – Punta Rosada), caracterizado
por los hidrocarburos generados por las pelitas de la Fm. Molles que migran a través de
fallas hacia los reservorios de las formaciones Lajas y Punta Rosada y otro conocido
como Vaca Muerta (Quintuco-Lotena-Sierras Blancas-Mulichinco), caracterizado por los
hidrocarburos generados por las pelitas de la Fm. Vaca Muerta y entrampados en las
formaciones Quintuco, Sierras Blancas-Lotena y Mulichinco.
En cuanto al estilo de entrampamiento, si bien puede considerarse en todos los casos
que la estructura es el factor primario de entrampamiento, es común encontrarla asociada
con factores secundarios estratigráficos.
Los reservorios del denominado Gr. Cuyo, se componen de areniscas progradantes y
grano crecientes hacia arriba. Son de muy distinta granulometría, de finas a media en la
Fm. Lajas y medianas hasta conglomerados en la Fm. Punta Rosada. Se desarrollan entre
los 200 y 4000 mbbp, con un espesor total cercano a los 1050 m. Están cargadas con gas
seco o casi seco, provenientes de la Fm. Los Molles infrayacente.
49
En el área de Río Neuquén, los sedimentos de las Fm. Lajas y Punta Rosada son el
resultado de una progradación de sedimentos continentales terrígenos sobre el régimen de
depositación marino que caracterizó el ambiente de la Fm. Los Molles. Estos sedimentos
conforman episodios progradantes relacionados al permanente avance de depósitos
proximales sobre aquellos de carácter distal.
La Fm. Punta Rosada está constituida por cuerpos arenosos fluviales mayoritariamente
canalizados que, a partir de la discordancia Intrajurásica, se presentan como depósitos
fluviales más gruesos y de mayor movilidad con régimen entrelazado. El espesor total es
de 900 m.
A partir del análisis de cortes delgados, se estableció que el sistema poral presenta
micro y mesoporos secundarios asociados a una disolución producida por un proceso
diagenético tardío y posterior a la cementación.
3.3.3 Reservorios del Grupo Cuyo en el área de estudio
El Gr. Cuyo es productor de gas seco, siendo su mecanismo de drenaje la expansión
monofásica (depletación). La distribución de presiones en sus niveles portadores de gas
indicaría la existencia de acumulaciones independientes y por ende con sellos locales. Los
reservorios son de baja permeabilidad y con sobrepresión original.
El sistema petrolero del Gr. Cuyo está constituido por las lutitas de la Fm. Los Molles
como roca madre y se interpreta que el gas generado migró verticalmente por
sobrepresión hacia las arenas de tipo “tight” de las Fm. Lajas y Punta Rosada. La trampa
es del tipo “Gas de Centro de Cuenca” y representa una barrera en la permeabilidad
efectiva que es independiente de la estructura o estratigrafía. Esto se origina debido al
sello de presión capilar (en presencia de dos o más fases fluidas) que encuentra el gas en
su migración vertical. Este tipo de entrampamiento otorga potencial a toda el área en
estudio dada la gran extensión areal y continuidad de las formaciones que integran el Gr.
Cuyo en subsuelo (Figura 17).
Cabe destacar, sin embargo, que el agua producida no es de formación, sino que
corresponde a los tratamientos de fractura hidráulica realizados en la terminación de los
pozos. La distribución de fluidos también corresponde al modelo de “Gas de Centro de
Cuenca”; dentro de los pequeños capilares de la Fm. Lajas, el agua suprayace al gas
50
generado en la Fm. Molles infrayacente. En estos sistemas se crean importantes
sobrepresiones.
Figura 17. Línea sísmica OE Yac. Lindero Atravesado. Grupo Cuyo.
Los yacimientos que se explotan en el área son de gas y petróleo. Las Fm. Lajas y
Punta Rosada presentan yacimientos de gas seco en reservorios de muy baja
permeabilidad y sobrepresionados (tight gas sands). Su mecanismo de drenaje es por
expansión monofásica del gas. El entrampamiento es de tipo combinado, con un
componente primario estructural y un componente secundario de fluidos
sobrepresionados.
Los valores de porosidad y saturación de agua fueron calculados por interpretación de
perfiles que fueron ajustados con ensayos de coronas obtenidos de las diferentes
formaciones y niveles productivos.
Los valores de permeabilidad (con valores muy bajos) fueron obtenidos de ensayos de
coronas y en algunos casos de la interpretación de ensayos de recuperación de presión
realizados en los pozos sobre distintas formaciones productivas. El espesor neto fue
obtenido por ensayos de producción y perfiles de pozo.
51
Capítulo 4. Presentación de datos, cálculos y análisis
4.1 Fuente de datos y disponibilidad
Para la caracterización de las formaciones Lajas y Punta Rosada se utilizó la
información de 25 pozos ubicados en la zona sureste del Engolfamiento de la Cuenca
Neuquina, donde se encuentran ubicadas actualmente las áreas de concesión minera de
Lindero Atravesado, Río Neuquén de la provincia del Neuquén. La superficie cubierta por
los pozos constituye un área aproximada de 32 km2 (Figura 18).
Figura 18. Pozos en el área de estudio.
La información disponible en el total de los pozos corresponde principalmente a perfiles
eléctricos en formato LAS (Log ASCII Standard), aunque también existen datos
petrofísicos medidos en laboratorio, topes formacionales e intervalos punzados y
fracturados obtenidos de los legajos de pozos.
A través de un proyecto creado con los pozos en un software de interpretación, se realizó
un control de calidad de la información disponible. Los topes o pases formacionales
determinados para el proyecto se obtuvieron de la descripción de recortes de perforación o
cutting y luego se ajustaron a través de los perfiles eléctricos para correlacionarlos con el
resto de los pozos con perfiles.
52
Se delimita como intervalo de trabajo el correspondiente a las Formaciones Lajas y
Punta Rosada, acotado entre el tope de la Formación Punta Rosada y el tope de la
Formación Los Molles (base de la Fm. Lajas) (Figura 19). De esta manera se descartan los
pozos que no contienen perfiles eléctricos para los intervalos de interés.
Figura 19. Sección de Lajas-Punta Rosada (izquierda) y mapa de espesor total (m) del Gr. Cuyo
(derecha).
Los datos de testigos corona se encontraban disponibles únicamente para 10 pozos
(Tabla 5), incluyendo valores de porosidad y permeabilidad en condiciones in-situ. Se
utilizaron un total de 187 puntos de muestra de testigos (18 muestras por pozo, en
promedio) en un intervalo comprendido entre 2930 y 4050 m, aproximadamente.
Tabla 5. Datos de testigos corona y laterales.
1000
1100
0011
12
00
1200
1300
1250
1200
1150
1100
1050
1000
950
900
LAJAS-PUNTA_ROSADA - ESPESOR_DEL_G_CUYO - indica espesor de las formaciones lajas
METERS
0 462 924 1,386
PETRA 27/06/2016 05:59:44 p.m.
53
Para el caso de las mediciones en el laboratorio sobre testigos corona y/o laterales se
consideran que las mismas fueron realizadas bajo los mismos estándares ya que no se tuvo
acceso a dicha información.
4.2 Metodología de trabajo
Se utilizaron las dos fuentes principales de información primaria antes mencionadas para
la evaluación de los reservorios: perfiles eléctricos y datos de muestras de roca analizados
en el laboratorio (testigos corona y laterales).Ambas fuentes se interpretaron en forma
conjunta para obtener resultados confiables y correlacionados.
Los perfiles se corrigieron y ajustaron a escala, se calcularon volúmenes de arcilla y
porosidades (total y efectiva). Las saturaciones de agua se determinaron por medio de
ecuaciones experimentales y la permeabilidad se interpretó utilizando los datos de
laboratorio. El espesor útil se obtuvo utilizando criterios específicos del reservorio, lo que
se denomina cutoff.
El procedimiento básico de cálculo involucra los siguientes pasos, cada uno de los
cuales se describen en las siguientes secciones:
1) Obtener la porosidad total a partir del perfil de densidad.
2) Calcular el volumen de arcilla a partir del perfil Gamma-ray compensado.
3) Calcular la porosidad efectiva (corregida por arcilla) a partir del perfil de porosidad
total.
4) Calcular la saturación de agua a partir de fórmulas empíricas.
5) Identificar intervalos mineralizados.
6) Determinar la permeabilidad efectiva promedio por medio de datos experimentales.
7) Determinar los intervalos útiles utilizando determinados cutoffs.
54
4.3 Cálculos y resultados
4.3.1 Porosidad efectiva
Análisis de perfiles de pozo
Para la estimación de la porosidad total se utiliza el perfil de densidad (RHOB o
RHOZ), ya que se encuentran disponible para 16 pozos en el área de estudio. Estos
perfiles se normalizan en cada pozo a un valor de referencia, el cual se obtiene de un
histograma compuesto por el total de perfiles de densidad en el intervalo de interés
(Figura 20).
Figura 20. Histograma de pozos múltiples para RHOZ.
El valor de referencia adoptado, el cual se denomina RHOZ_T para el conjunto de los
pozos, es igual a 2,69 g/cm3, y abarca un 97% de los puntos muestreados. La Ec. 25 se
utiliza para realizar esta compensación:
RHOZC = RHOZ × (RHOZ_T
RHOZmax) ............................................................. ……...Ecuación 25
En donde el parámetro RHOZC corresponde al valor resultante del perfil compensado,
RHOZ es el valor leído del perfil de densidad, RHOZ_T es el valor de referencia y
55
RHOZmax es el valor máximo leído del perfil de densidad para cada pozo, como se muestra
en la Figura 21.
Figura 21. Identificación de RHOZmáx, a partir del perfil de densidad.
A partir de este perfil de densidad compensado (RHOZC), se calcula un perfil de
porosidad de densidad (PHID) (Ec. 10), en el cual se considera como densidad de la matriz
(ρma) un valor de 2,71 g/cm3(caliza) y de 1 g/cm3 como densidad del fluido (ρfl).
PHID = ρma−RHOZC
ρma−ρfl .............................................................................. …….Ecuación 10
Como se mencionó anteriormente, esta porosidad total corresponde a la porosidad
efectiva junto al efecto de las arcillas, el cual se puede cuantificar a través del volumen que
ocupa la arcilla en la roca (Volumen de arcillas, Vsh).
El volumen de arcillas se estima como una relación lineal, ya que es la más utilizada
para este tipo de litologías, por medio del índice de arcillas (GRI), a partir del perfil de GR.
Sin embargo, dado que estos perfiles eléctricos fueron obtenidos en formato LAS y se
desconoce si han sufrido algún proceso luego de su adquisición, se decidió compensarlos
según la metodología de S. Cluff y R. Cluff (2004). Con esto, se busca que la respuesta de
56
los perfiles sea similar para intervalos de arenas limpias e intervalos arcillosos en el área de
interés. De este modo, se ajustan y compensan los perfiles de GR (Ec. 26) en un intervalo
entre arenas limpias y arcillosas, definido con un histograma de pozos múltiples del perfil,
en la zona de estudio (Figura 22).
GRC =(GR−GRsd)(GRshT−GRclT)
GRsh−GRsd+ GRclT ............................................... ……...Ecuación 26
El término GRclT corresponde al valor de arenas limpias obtenido en el histograma de
pozos múltiples (65 API), GRshT es el valor observado para intervalos arcillosos (228
API), y los parámetros GRsd y GRsh son los valores de GR observados en un histograma
individual por pozo para arenas limpias y arcillas, respectivamente, como se puede apreciar
en el ejemplo de la Figura 23.
Figura 22. Histograma de pozos múltiples para el perfil GR en la zona de interés.
57
Figura 23. Histograma individual de pozo para el perfil GR. Se observa a la derecha el perfil en
profundidad.
El volumen de arcillas final se calcula según la siguiente ecuación:
𝑉𝑠ℎ =𝐺𝑅𝐶−𝐺𝑅𝑐𝑙𝑇
𝐺𝑅𝑠ℎ𝑇−𝐺𝑅𝑐𝑙𝑇 ................................................................................ ……...Ecuación 27
El perfil generado a partir de este valor posee ciertas anomalías en la formación, con
valores de GR mayores al seleccionado para arcillas. Por lo tanto, el perfil de Vsh alcanza
valores que pueden sobrepasar la unidad, y se ajusta a los límites entre 0 y 1.
Por último, se obtiene un perfil de porosidad de densidad efectiva (PHIDE) como sigue:
PHIDE = PHID.(1-Vsh) ........................................................................ ……..Ecuación 28
Análisis de datos medidos en laboratorio
Los datos de mediciones de porosidad en coronas y testigos laterales de pozo fueron
analizados desde el punto de vista estadístico (Figura 24). Los valores medidos en
laboratorio se distribuyen en un rango desde 0,33% hasta 14,65% de porosidad efectiva
estándar. Los valores más frecuentes se encuentran entre el 6% y 9%, con un promedio de
6,58%.
58
Figura 24. Distribución de porosidad estándar.
Los datos de testigos corona adquiridos en el laboratorio en condiciones estándar se
llevaron a condiciones de reservorio o de confinamiento (NOBP) en todos aquellos pozos
que no contaban con este dato. Para esto, fue necesario obtener una ecuación que
correlacione la porosidad en condiciones estándar y en condiciones de reservorio (4000 psi)
(Ec. 29), a través de un gráfico de dispersión entre ambos valores (Figura 25).
Figura 25. Gráfico de porosidad a 4000 psi vs estándar, a partir de datos de testigos corona.
𝐩𝐡𝐢 𝐍𝐎𝐁𝐏 = 𝟎, 𝟗𝟔𝟒𝟑 × 𝐩𝐡𝐢 𝐒𝐓𝐃 + 𝟎, 𝟎𝟎𝟒𝟑 ................................... Ecuación 29
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
Frec
. Rel
ativ
a
Rango de porosidad, %
Distribución de porosidad estándar
y = 0,9643x - 0,0043R² = 0,9944
0
0,02
0,04
0,06
0,08
0,1
0,12
0,14
0,16
0 0,05 0,1 0,15 0,2
PH
I 40
00
psi
(v/
v)
PHI STD (v/v)
Porosidad estándar vs NOBP
59
Según esta relación, la porosidad estándar promedio de 6,58% se ve reducida en un 10%
en condiciones de reservorio, lo cual equivale a una porosidad in-situ promedio de 5,92%.
La porosidad in-situ de las muestras presenta valores máximos de 13,7%, con un promedio
de 6% (Figura 26).
Figura 26. Distribución de porosidad in-situ.
Los datos de porosidad de laboratorio se comparan con los obtenidos a partir del perfil
de porosidad efectiva (PHIDE), a través de la información de un pozo (en condiciones de
reservorio) y los valores de porosidad efectiva estimados por el mismo perfil (Figura 27).
El coeficiente de correlación lineal (R) se utiliza como una medida de la relación lineal
entre dos variables y, en este caso, el valor del cuadrado del coeficiente (R2=0,719) indica
un alto grado de correlación lineal. A partir de la figura, se observa que existe una
correlación entre ambos valores, lo que valida el cálculo de porosidad efectiva.
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3Fr
ec. R
elat
iva
Rango de porosidad, %
Distribución de porosidad in-situ
60
Figura 27. Comparación entre valores de porosidad efectiva obtenidos con perfil y de testigos.
Se confecciona un mapa de iso-porosidad (Figura 28) para el intervalo completo
(“gross”) para conocer cómo se distribuye este parámetro. Se consideran todos los pozos
con valores de porosidad promedio calculados a partir de los perfiles obtenidos y valores
promedio por pozo de datos medidos en laboratorio (Tabla 6).
Figura 28. Mapa de iso-porosidades efectivas (v/v), a partir de perfiles.
y = 1,0664x + 0,0026R² = 0,7199
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
0%
2%
4%
6%
8%
10
%
12
%
14
%
PH
I N
OB
P L
ab
PHIE log
Phi lab vs. Phi log (pozo Nq.LA-1)
61
Pozo PHIE avg (v/v) Prof. media del
intervalo (m)
Nq.LA-1 0.068 3537
Nq.RN-9 0.058 3412.13
Nq.LA-2 0.074 3575
Nq.LA-7 0.056 3500
Nq.LA-18 0.052 3599
Nq.LA-17 0.048 3587.07
Nq.LA-22 0.053 3563
Nq.LA-8 0.039 3588.5
Nq.LA-25 0.051 3675.5
Nq.LA-9 0.052 3683.5
Nq.LA-29 0.036 3611
Nq.LA-15 0.032 3594
Nq.LA-13 0.056 3644
Nq.LA-3 0.069 3599
Nq.LA-4 0.044 3559.5
Nq.LA-6 0.055 3639.5
Nq.LA-28 0.042 3545
Tabla 6. Valores de porosidad efectiva promedio por pozo según intervalo.
4.3.2 Saturación de agua
Para el cálculo de la saturación de agua a partir de perfiles se utiliza la ecuación de
Archie (Ec .3):
𝑆𝑤 = (𝑎 𝑅𝑤
𝑅𝑡𝜙𝑚)
1/𝑛
…………………………………..……………………………Ecuación 3
Donde:
Sw = saturación de agua, fracción
ϕ = porosidad, fracción
a = exponente de tortuosidad de Archie
m = exponente de cementación de Archie
n = exponente de saturación de Archie
Rw = resistividad del agua de formación, ohm.m
Rt = resistividad de la formación, ohm.m
Los valores del exponente de cementación (m), de saturación (n) y el índice de
tortuosidad (a) se establecieron en base a los valores establecidos por Archie para
estructuras porales en areniscas tight (Tabla 3). También pueden determinarse a través de
métodos de análisis especiales de testigos, pero no existen datos disponibles de este tipo.
62
m = 2
n = 2
a = 1
La ecuación 3 fue adaptada a partir de estas variables en función de parámetros
conocidos con el fin de simplificar el cálculo, lo que resulta en la siguiente ecuación (Ec.
30):
𝑆𝑤 = √(𝑎
Φm) [𝑅𝑚𝑓
10(
−𝑆𝑃0,65+0,24𝑇
)𝑅𝑙𝑒í𝑑𝑎
]𝑛
……………………………………………Ecuación 30
Donde:
Sw = saturación de agua, fracción
Rmf = resistividad del filtrado del lodo, ohm.m
Rleída = resistividad leída del perfil de resistividad AT 90, ohm.m
Φ = porosidad efectiva o PHIDE, fracción
SP = lectura del perfil SP, mV
La resistividad del agua de formación (Rw) (Ec. 31) se calculó en función de la lectura
del perfil SP y de la temperatura de formación T (la cual se convierte a °F) (Ec. 32),
considerando un valor de Rmf constante (obtenido del encabezado del perfil SP de un pozo):
𝑅𝑤 = 𝑅𝑚𝑓
10(
−𝑆𝑃0,65+0,24𝑇
) ………………………………………………………….Ecuación 31
𝑇(°𝐹) = 1,8 𝑇(°𝐶) + 32 ………………………………………………….Ecuación 32
Rmf = 0,11 ohm.m
La salinidad en la zona se asumió constante, lo que da lugar a un conjunto de cálculos
muy simplificados y reproducibles.
La saturación de agua promedio obtenida por pozo mediante perfiles se resume en la
siguiente tabla (Tabla 7), y arroja un valor promedio general de 67,3%:
63
POZO Sw
Nq.LA-8 0,745
Nq.LA-30 0,697
Nq.LA-4 0,758
Nq.LA-19 0,414
Nq.LA-29 0,618
Nq.LA-13 0,689
Nq.LA-14 0,678
Nq.LA-9 0,733
Nq.LA-23 0,701
Nq.LA-18 0,695 Tabla 7. Saturación de agua a partir de perfiles.
La saturación de agua por pozo a partir de datos de testigos corona abarca un rango de
26 al 57%, con un promedio del 42% (Figura 29).
Figura 29. Histograma de saturación de agua.
La saturación de agua se correlaciona con la porosidad, ya que en los análisis de testigos
corona, se observan saturaciones de agua promedio menores en rocas con mayor porosidad
(Figura 30).
64
Figura 30. Relación entre saturación de agua (Sw) y porosidad (ϕ).
En la siguiente imagen se representa la distribución de saturación de agua promedio
(Figura 31) en el área de estudio.
Figura 31. Mapa de saturación de agua (v/v).
y = -3,9511x + 0,668R² = 0,3958
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1
Satu
raci
ón
de
agu
a
Porosidad
Sw vs φ
Nq.RN-17
Lineal (Nq.RN-17)
65
4.3.3 Indicador de intervalos mineralizados
Indicador de presencia de gas
El fenómeno de invasión del lodo de perforación hacia la formación provoca quela
saturación de gas presente sea baja en la zona cercana al pozo, por lo que el cruce entre los
perfiles de densidad y neutrón (el más comúnmente utilizado) presenta una baja efectividad
como indicador de gas (María et al, 2014).
El perfil de resistividad profunda tiene una mayor profundidad de investigación que el
perfil neutrón (Figura 32), por lo tanto, se utiliza el cruce entre el registro de resistividad
profunda y porosidad efectiva como método indicador de presencia de intervalos gasíferos
(Figura 42).
Figura 32. Profundidad de investigación según tipo de perfil (Cátedra Petrofísica y Perfilaje 2013,
UNCo).
Indicador de roca mineralizada (Método cualitativo gráfico de estimación de roca
mineralizada)
El espacio poral ocupado por hidrocarburos (en este caso, gas) corresponde al espacio no
ocupado por agua de formación y, al conocer la saturación de agua (Sw), se determina
indirectamente la saturación de gas en la formación (Sg), a través de la diferencia entre estas
magnitudes.
La saturación de agua, según la ecuación modificada de Archie (Ec. 3), es igual a:
𝑆𝑤 = √𝐹×𝑅𝑤
𝑅𝑡………………………………………………...…………………..Ecuación 33
66
Si se asume que la roca está 100% saturada con agua de formación (Sw=1) y que
F=1/∅2, la resistividad aparente del agua de formación (Rwa) estará dada por:
𝑅𝑤𝑎 =𝑅𝑡
𝐹= ∅2 × 𝑅𝑡……………………………...……………………….……Ecuación 34
Por lo tanto, si Rwa es mayor a la resistividad del agua de formación (Rw), la primera
sería un buen indicador de la presencia de hidrocarburos.
La resistividad del agua de formación (Rw) para el intervalo se puede considerar como
igual a 0,02 ohm.m, a 190ºF (Schiuma et al, 2002). Si se asume que se obtienen caudales
comerciales de gas cuando la saturación de agua es menor al 50% y que Rt=Rw=0,02
ohm.m, la resistividad Rwa deberá ser mayor a 0,08 ohm.m para indicar la presencia de gas
(Ec. 35).
𝑆𝑤 = √𝑅𝑤𝑎
𝑅𝑡≤ 0,5 .................................................................................. ……….Ecuación 35
𝑅𝑤𝑎 ≥0,02
0,52 = 0,08 𝑜ℎ𝑚. 𝑚
A partir de lo definido antes, se elaboró un crossplot entre la resistividad de agua
aparente (Rwa) y la porosidad efectiva (PHIE), como puede observarse en la Figura 33. El
método se basa en discriminar gráficamente todos aquellos intervalos que superen un valor
de Rwa de 0,08 ohm.m (equivalente a una saturación de agua inferior a 50%) y de porosidad
efectiva de 0,06 v/v (6%).
67
Figura 33. Crossplot entre Rwa y porosidad efectiva.
Los puntos por debajo de estos valores de referencia se corresponden con los intervalos
clásticos que carecen de saturación de hidrocarburos en condiciones comerciales.
4.3.4 Permeabilidad
La permeabilidad no fue estimada directamente de los perfiles como parte de este
trabajo. Sin embargo, se utilizó un conjunto de datos de testigos corona para evaluar la
permeabilidad en condiciones estándar de laboratorio y con esfuerzos de confinamiento o
NOBP (al igual que los datos de porosidad).
La distribución los valores de permeabilidad medidos en condiciones de reservorio tiene
un máximo de 0,82 mD. Los valores más frecuentes se encuentran entre 0,001 y 0,005 mD,
con un promedio de 0,017 mD (Figura 34), alrededor de dos órdenes de magnitud menor de
los que se encuentran en muchos reservorios convencionales.
68
Figura 34. Distribución de permeabilidad in-situ.
Con los datos de permeabilidad de testigos también se obtuvo una correlación entre
permeabilidad y porosidad, pero la interacción resulta muy compleja en estos reservorios de
baja permeabilidad. Esto se observa en la gran dispersión alrededor de las líneas de
tendencia, por lo que una ecuación de regresión debe utilizarse con precaución. Aun así, se
observa un comportamiento de incremento de permeabilidad con el aumento de porosidad
(Figura 35).
Figura 35. Relación entre permeabilidad (k) y porosidad (ϕ) in situ.
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
Frec
. Rel
ativ
a
Permeabilidad (k) in-situ - [mD]
Distribución de permeabilidad in-situ
y = 0,0002e34,077x
0,00001
0,0001
0,001
0,01
0,1
1
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16
K in
-sit
u (
mD
)
PHI in-situ (%)
Relación K-PHI
Relación K-PHI Exponencial (Relación K-PHI)
69
4.3.5 Espesor útil
Por lo general, el espesor útil o net pay se determina a través del uso de valores de corte
de parámetros petrofísicos aplicados a los perfiles calculados con el objetivo de eliminar
intervalos que no son de interés comercial. Sin embargo, la determinación de estos valores
de corte contribuye a una de las más grandes fuentes de incertidumbre (Fekete et al., 2015).
El valor de corte del volumen de arcilla (Vsh) determina los espesores de areniscas que
son definidos como reservorio neto luego de aplicar un valor de corte de la porosidad
efectiva. Finalmente, la saturación de agua define el espesor útil neto con hidrocarburos.
La metodología que se tuvo en cuenta para determinar el espesor útil para el intervalo en
estudio tiene en cuenta los siguientes atributos:
1) Volumen de arcilla (Vsh)
2) Porosidad efectiva de la roca (PHIDE)
3) Saturación de agua (Sw)
4) Indicador de roca mineralizada (Rwa)
Para los cutoffs utilizados en este trabajo, se adoptó como referencia los valores
comunes utilizados en reservorios del tipo tight sand, como el de S. Cluff y R. Cluff
(2004).
En el primer punto, Vsh, se llegó a un valor de cutoff a partir de repetidas pruebas hasta
alcanzar el valor que más se ajusta en el intervalo, el cual corresponde a areniscas
reservorio cuando el volumen de arcilla es menor al 40%. Este cutoff es un tanto más
conservador que el utilizado en el trabajo de S. Cluff y R. Cluff (2004), el cual es de 50%.
Con respecto a la porosidad, se adoptó un valor de corte del 6% (Schiuma et al, 2002),
ya que por encima de este valor se considera a la roca un potencial reservorio. Por otra
parte, de acuerdo con la relación K-phi (Figura 35), corresponde una permeabilidad de 0,08
mD (aproximadamente), la cual, según S. Cluff y R. Cluff (2004), no representa intervalos
con producciones de interés económico a pesar de que sea estimulada.
Los intervalos que contienen gas se identifican como aquellos donde la saturación de
agua (Sw) es menor al 50%, cutoff utilizado en el yacimiento Jonah-Pinedale (reservorio
70
Lance) de EE.UU., el cual se toma como referencia (S. Cluff y R. Cluff, 2004). Además, se
agrega como condición el indicador de zonas mineralizadas, mencionado anteriormente con
un valor de corte de Rwa mayor a 0,08 ohm.m.
Luego, se identifica el espesor neto con hidrocarburos para cada pozo con los perfiles
mencionados. En la sección de la Figura 43 se puede apreciar que estos intervalos se
distribuyen en todo el espesor de Lajas y Punta Rosada, con mayores espesores en la zona
basal.
Cada intervalo varía su espesor con valores que alcanzan los 15 m, sin embargo, el 80%
de los intervalos tienen espesores de hasta 3 a 5 m (Figuras 36, 37, 38 y 39).
Figura 36. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los intervalos
se encuentra por debajo de los 4 m.
71
Figura 37. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los intervalos
se encuentra por debajo de los 3,5 m.
Figura 38. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los intervalos
se encuentra por debajo de los 1,5 m.
72
Figura 39. Distribución de intervalos útiles según su espesor por pozo. El 80% de los intervalos
se encuentra por debajo de los 3 m.
A continuación, se representa la distribución del total de los espesores útiles en el área
de estudio (Figura 40), es decir, la suma de cada intervalo hallado.
Figura 40. Distribución de espesores útiles (m) en el área de estudio.
De manera similar al mapa de porosidad efectiva del Gr. Cuyo (Figura 28), en la
siguiente figura se representa la porosidad efectiva promedio para los espesores útiles
200
200
25
0
25
0
250
00
3
300
003
400
375
350
325
300
275
250
225
200
175
150
125
100
Intervalo Lajas-Punta Rosada_Total Pay Thickness
METERS
0 478 956 1,434
PETRA 27/06/2016 06:05:01 p.m.
73
anteriormente obtenidos (Figura 41). Se consideran los espesores útiles mayores a 30 cm,
según se puede observar en el gráfico de la Figura 31.
Figura 41. Distribución de porosidad efectiva (v/v) para los espesores útiles.
Finalmente, para un intervalo específico en uno de los pozos analizados, se muestran los
perfiles utilizados en la metodología para el cálculo de porosidad efectiva, junto con los
perfiles para la determinación del espesor útil (Figura 42).
90.0
0 . 1
0.1
1.0
0.120
0.115
0.110
0.105
0.100
0.095
0.090
0.085
0.080
Phie - Net Pay. Intervalo Lajas - Punta Rosada
METERS
0 478 956 1,434
PETRA 27/06/2016 06:16:28 p.m.
74
75
Figura 42.Plot final, en donde se observan, en el siguiente orden, los perfiles calculados:
resistividad aparente (Rwa), porosidad efectiva (PHIE), volumen de arcilla (Vsh) y espesor útil (net
pay), tracks 3, 4, 5 y 6, respectivamente, junto con los perfiles de GR, SP (track 1) y el cruce de
porosidad efectiva densidad-resistividad (track 2), junto con los intervalos punzados.
76
Figura 43. Corte estructural NO-SE, para el intervalo Lajas-Punta Rosada en el área de estudio, para
5 pozos, donde se indican los intervalos productivos o útiles en color violeta (profundidad relativa
al tope intervalo Lajas-Punta Rosada).
4.4 Resumen de las principales características de los reservorios
CARACTERISTICA RESERVORIOS
Form. productora Lajas – Punta Rosada
Litología Areniscas y conglomerados
Niveles productivos 6 - 12
Profundidad mayor a 3500 mbbp
Porosidad promedio 6 %
Permeabilidad promedio 0,001 – 0,005 mD
Saturación de agua 42 %
Espesor útil promedio 265 m
Tipo de fluido esperado Gas seco
Tabla 8. Resumen: características principales de los yacimientos (valores aproximados).
77
4.5 Estimación del GOIS - Montecarlo
Para la estimación del gas original in-situ (GOIS) se utilizó el método probabilístico
conocido como “Montecarlo”, que tiene en cuenta la distribución de probabilidad de cada
variable de la ecuación volumétrica para dicho cálculo. La ecuación para determinar el
GOIS (Ec. 22) es:
GOIS = A ̅h̅Φ̅(1−Sw̅̅ ̅̅ )
Bg……......................................................................................Ecuación 22
Donde:
A̅= área de drenaje, m2
h̅ = espesor promedio del reservorio, m
Φ̅= porosidad promedio, fracción
Sw̅̅̅̅ = saturación de agua promedio, fracción
Bg = factor volumétrico de formación del gas, m3/m3
Se consideraron los datos obtenidos de los cálculos de perfiles, histogramas, análisis
estadísticos y mapas. A efectos del cálculo, se tuvo en cuenta el volumen (V, m3) del
reservorio que resulta de multiplicar el área superficial (valor constante) por el espesor útil
del mismo, según la siguiente ecuación (Ec. 23):
GOIS = V̅Φ̅(1−Sw̅̅ ̅̅ )
Bg………………………………………………………………Ecuación 23
Para el caso del factor volumétrico de formación y saturación de gas, la distribución se
consideró uniforme para todos los pozos y, ante la falta de datos complementarios, se
asumen los siguientes valores:
Bgi = 0,00409 m3/m3
Sg=58 %
El área de estudio se considera constante, ya que no existen máximos ni mínimos a lo
largo del reservorio y no se conocen con precisión los límites del mismo.
78
A = 31980000 m2
El resto de las variables (volumen y porosidad) poseen una distribución log normal, con
los siguientes parámetros y distribuciones (Figuras 44 y 45, respectivamente):
ESPESOR ÚTIL µ = 265 m σ = 45,34
Figura 44. Distribución de espesor útil.
POROSIDAD EFECTIVA µ = 9,4856% σ = 0,41
Figura 45. Distribución de porosidad efectiva.
Los resultados obtenidos se listan a continuación:
RECURSOS P10 P50 P90
MMm3 248700 202500 158000
TCF 8,8 7,2 5,6
79
Valor medio de recursos: 2,031.1011 m3 = 203100 MMm3 = 7,18 TCF
Valor esperado de recursos: 2,035.1011 m3 = 203500 MMm3 = 7,19 TCF
En función del área considerada equivalente a 32 km2 aproximadamente, se obtienen los
recursos que resultan por km2, según:
P10 P50 P90
RECURSOS
(m3/km2) 7771875000 6328125000 4937500000
Valor medio de recursos: 6346875000 m3/km2
Valor esperado de recursos: 6359375000 m3/km2
4.6 Análisis de datos de estimulación hidráulica y producción
Para el conjunto de pozos seleccionados en el proyecto, se confeccionó una tabla que
relaciona los datos de historia de producción (caudal de gas inicial, producción acumulada
al 1er año y su correspondiente declinación en dicho periodo), junto con los datos de
estimulación hidráulica (número de etapas de fractura, altura del intervalo fracturado,
volumen de agua y número de bolsas de arena utilizadas en la estimulación).
En base a los datos de producción, se construyeron histogramas con los cuales, a través
del análisis de distribución de frecuencias, se obtuvieron los siguientes resultados:
El 42% de los pozos estimulados comienzan su producción a un caudal inicial
máximo que varía entre 150 Mm3/d y 250 Mm3/d, mientras que el restante 58% lo
hacen a un caudal inicial mínimo que se encuentra entre 50 Mm3/d y 150 Mm3/d
(Figura 46). El valor más frecuente se encuentra entre 50 y 100 Mm3/d.
80
Figura 46. Caudal de gas inicial, en diferentes rangos de valores.
Los valores de producción acumulada varían entre un máximo de 30 MMm3 y 50
MMm3 para el 35% de los pozos y con un mínimo de entre 0 Mm3 y 30.000 Mm3
para el 65% de los pozos restantes (Figura 47).
Figura 47. Producción acumulada en el primer año.
0%
38%
19%
27%
15%
[0-50] [50-100] [100-150] [150-200] [200-250]
Q inicial (Mm3/d)
Caudal de gas inicial
4%
38%
23% 23%
12%
[0-10000] [10000-20000] [20000-30000] [30000-40000] [40000-50000]
Acumulada 1° año (m3)
Acumulada 1° año
81
Por último, la declinación que sufren en el primer año de su puesta en producción,
el 23% de los pozos posee una caída producción de entre 0% y 160%. En el 77% la
producción tiene una declinación muy abrupta de entre 160% y 400% y el valor más
frecuente se encuentra entre el 160% y 240% (Figura 48).
Figura 48. Declinación porcentual en el primer año de producción.
El pozo tipo fue obtenido como el promedio de la tasa de producción mensual de cada
uno de los pozos, tomando como referencia de tiempo inicial la fecha de puesta en
producción y su declinación durante los posteriores doce meses.
En la figura 49 se representa la declinación de la producción en el tiempo para el primer
año de la puesta en producción, junto con la curva del pozo tipo obtenido para el conjunto
de pozos.
8%
15%
46%
23%
8%
[0-80] [80-160] [160-240] [240-320] [320-400]
Declinación 1° año (%)
Declinación 1° año
82
Figura 49. Declinación de la producción vs. pozo tipo (Mm3/d).
En función de la información disponible de las estimulaciones hidráulicas realizadas en
los pozos seleccionados, en promedio, se obtuvieron los siguientes valores de interés:
Como promedio general, los pozos se estimularon con 9 (nueve) etapas de fractura
y con un espesor estimulado de 370 m aproximadamente por pozo.
El volumen de agua necesaria para la estimulación ronda los 4000 m3 por pozo,
mientras que la arena de fractura (agente sostén) utilizada por pozo es, en promedio,
de 20.246 bolsas.
1,00
10,00
100,00
1000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Mm
3 /d
ía
Meses
Producción al 1° año vs. Pozo tipoLA-28
LA-20
LA-30
LA-24
LA-11
LA-3
LA-10
LA-4
LA-9
LA-27
LA-26
LA-13
LA-21
LA-29
POZO TIPO
83
Capítulo 5. Conclusiones y consideraciones finales
La determinación de recursos de gas en los reservorios tight es una tarea compleja y
requiere del conocimiento de las propiedades petrofísicas, que fueron evaluadas a lo largo
de este trabajo:
Porosidad
Volumen de arcilla
Saturación de fluido
Permeabilidad
Espesor útil
La porosidad es una de las variables más importantes en la evaluación de recursos
hidrocarburíferos ya que describe el espacio poral disponible para el almacenamiento de
fluido, como el gas de los reservorios en las formaciones Lajas y Punta Rosada. Por ello
resulta necesario obtener datos de porosidad confiables en base a perfiles de pozo para
llevar a cabo una estimación precisa del volumen poral efectivo. La correlación entre
porosidad y saturación de fluido debe modelarse a fin de establecer su impacto en la
estimación de los recursos in-situ, así como la relación que existe entre la porosidad y
permeabilidad para analizar la producción de gas de los reservorios.
El análisis petrofísico basado en perfiles de pozos permite evaluar los reservorios de
tight gas y conocer las propiedades petrofísicas antes mencionadas en toda su extensión
vertical. Los ensayos de testigos corona y/o laterales para determinar estas propiedades en
laboratorio pueden arrojar resultados no representativos de las zonas de interés pero, a su
vez, resultan muy importantes para correlacionar los valores in situ con los resultados de
perfiles de pozo obtenidos en este trabajo.
Se considera importante destacar algunas características que ya fueron mencionadas y
que fueron tenidas en cuenta al momento de la caracterización:
Los antecedentes de los pozos hacen posible desarrollar los recursos no
convencionales en el área, a fin de incrementar la producción de gas.
El análisis combinado de perfiles de pozo y datos petrofísicos de laboratorio
permiten una correlación detallada para la caracterización de los reservorios.
84
La utilización de datos de producción y cantidad de fracturas hidráulicas sirven
como herramientas para optimizar el desarrollo.
Conclusiones
Fundamentalmente, fue posible reunir la información disponible para llevar a cabo la
caracterización, contar con estimaciones de parámetros petrofísicos para determinar un
volumen de recursos in-situ y analizar las características más importantes de la producción
y terminación de pozos de “tight gas”. Por lo tanto, se puede concluir que la metodología
utilizada para la caracterización resulta satisfactoria, aunque compleja ya que comprende
una gran cantidad de parámetros. Sin embargo, también son necesarios integrar otras
disciplinas que exceden el alcance de este análisis.
A continuación, se listan las conclusiones respecto a las propiedades de los reservorios
en el área de estudio:
1) Los valores de porosidad efectiva obtenidos a partir de perfiles y las porosidades de
testigos obtenidas en laboratorio presentan resultados semejantes. Este grado de
correspondencia se cuantificó a través del coeficiente de correlación obtenido de
0,719 (Figura 27). En las muestras de testigos corona, la porosidad para los
intervalos estudiados presentó valores entre 6% y 9%, con un valor promedio del
total de los pozos analizados de 6,6%.
2) Los valores hallados de porosidad efectiva para los intervalos de interés oscilan
entre 6% y 12%. Mientras que la reducción de la misma bajo esfuerzos de
confinamiento resultó en aproximadamente un 10%. El mapa de iso-porosidades
efectivas promedio (Figura 28) no revela una tendencia en particular de este
parámetro.
3) Los valores de saturación de agua punto a punto obtenidos a partir de perfiles
mediante el uso de ecuaciones fueron altos en relación a los valores medidos en el
laboratorio para los pozos analizados (pero coincidieron en un promedio para todo
el intervalo), por lo cual no fue posible ajustar el modelo y extrapolarlo a los demás
pozos del área de estudio. Por tal motivo, se utilizó un indicador de gas, a través del
cruce de perfiles resistividad profunda y porosidad efectiva a partir del perfil de
85
densidad, junto con un indicador de intervalos mineralizados a través del cálculo de
la resistividad de agua aparente.
4) La estimación de la saturación de agua presenta ciertas incertidumbres, por ello, se
utilizó un perfil de resistividad de agua aparente (Rwa) con valor de corte de 0,08
ohm.m para la identificación de intervalos saturados con gas. Los intervalos
identificados se contrastaron con los intervalos punzados en aquellos pozos donde
se encontraba disponible dicha información, observándose que estos espesores
identificados coinciden con los intervalos punzados. Esto nos da la pauta de que la
metodología utilizada es confiable. Sin embargo, es necesario el estudio de la
mecánica de la roca y el análisis de las potenciales fracturas hidráulicas.
5) A partir de los datos de laboratorio se pudo determinar, en líneas generales, que la
saturación de agua se incrementa con la disminución de la porosidad (Figura 30).
6) La metodología aplicada permitió, a partir de los perfiles resistividad profunda y
densidad, identificar de forma eficiente los intervalos mineralizados, evitando la
cuantificación de aquellos con baja capacidad de flujo.
7) La relación entre porosidad y permeabilidad de las muestras de testigo corona
(Figura 35) muestra cierto grado de dispersión y depende mucho de los esfuerzos de
confinamiento, aunque se observa un incremento de la permeabilidad con el
aumento de porosidad. Esta relación ayudó a determinar y/o confirmar el valor de
cutoff de porosidad utilizado para la estimación del espesor útil ya que para valores
de porosidad de 6% corresponden valores en el orden de los 0,08 mD. Según S.
Cluff y R. Cluff (2004) para estos valores de permeabilidad la roca no produce
caudales rentables aún estimulada a través de fracturas hidráulicas.
8) Los intervalos útiles hallados (net pay) se corresponden con los intervalos punzados
y fracturados (Figura 42) de la zona basal de la formación, de modo que se valida la
metodología aplicada. Sin embargo, existen intervalos útiles en la zona superior con
potencial productivo, que no han sido estimulados y que requieren de otros estudios
para proponer su terminación (punzados y estimulación).
9) El mapa de distribución de espesores útiles no indica un patrón definido, aunque
sirve para obtener una idea rápida del espesor útil en los diferentes pozos del área de
estudio.
86
10) Los datos de producción y flujo de gas acumulado, junto con los resultados hallados
de saturación de agua, porosidad efectiva al gas y espesor útil indican que los
intervalos de muy poco espesor (como se observa en los perfiles) representan un
gran porcentaje de la capacidad de flujo del pozo.
11) A pesar de las limitaciones en cuanto a la disponibilidad de datos, se logró obtener
un modelo petrofísico coherente para la estimación del volumen de arcilla (Vshale),
porosidad total y efectiva y saturación de fluidos.
12) Los cálculos realizados utilizando los parámetros antes nombrados, sobre una
superficie de 32 km2, permiten estimar recursos (GOIS) del aproximadamente 6
TCF (P90).
Consideraciones a tener en cuenta
Las formaciones Lajas y Punta Rosada, que integran la parte superior del Gr. Cuyo,
son diferenciables estratigráficamente, pero constituyen parte de un mismo proceso
de depositación. Por lo tanto, en el análisis de perfiles se consideran como un solo
intervalo de interés y no se hace distinción entre los mismos.
Las areniscas tight poseen un componente arcilloso y la relación entre arcillosidad y
permeabilidad, por lo general está pobremente caracterizada. También se debe tener
en cuenta que el perfil GR provee estimaciones razonables de Vsh si todos los
materiales radioactivos en la formación son parte de las arcillas y no de las
areniscas, como el feldespato potásico.
Las estimaciones de porosidad a través de perfiles de pozo presentan una buena
correlación con los datos de laboratorio; sin embargo, se desconocen las
metodologías de los análisis de laboratorio.
La permeabilidad al gas en condiciones in-situ corregida por efecto Klinkenberg, o
deslizamiento del gas, no fue analizada como parte de este trabajo ya que no había
datos de ensayos disponibles, lo cual puede influir en los resultados obtenidos para
este parámetro, junto con otros factores. Esto se puede ajustar con el aporte de un
mayor número de datos de pozos que se reciban a medida que se desarrolla el área.
Los valores de saturación de agua exhiben un alto grado de incertidumbre, lo cual
exige un análisis más exhaustivo para la definición de los parámetros petrofísicos
87
“m”, “n” y “a” junto con un estudio de sensibilidad de los mismos. También así,
para determinar la presencia de arcillas que, eventualmente, podrían influir en el
cálculo de saturación. Para esto se requiere un mayor grado de adquisición de
coronas, y los estudios correspondientes a las mismas, así como perfiles de pozo
para correlacionar.
La estimulación por medio de fractura hidráulica es característica de este tipo de
reservorios y, a medida que la tecnología relacionada con la misma mejora, es
posible estimular rocas cada vez más compactas a caudales comerciales, por lo que
el criterio de espesor útil tiende a cambiar con el tiempo.
En reservorios no convencionales se recomiendan flujos de trabajo como el
propuesto por Rushing et al (SPE 114164) para el rock typing de areniscas tight, el
cual integra elementos geológicos a gran escala en conjunto con las propiedades
físicas de la roca. Los componentes esenciales del proceso incluyen la
identificación, especificación y comparación de tres tipos de roca o rock types:
depositacionales, petrográficas e hidráulicas. Dada la complejidad de este proceso,
el mismo no fue utilizado como parte de este trabajo.
88
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92
ANEXO
Información disponible de pozos (PARTE 1).
POZOS CALIPER SP GR DENSIDAD NEUTRON RESISTIVIDAD SONICO
Nq.LA-1 x x x x
Nq.LA-2 x x x x
Nq.LA-3 x x x x
Nq.LA-4 x x x x x x
Nq.LA-5
Nq.LA-6 x x x x x x
Nq.LA-7 x x x x x
Nq.LA-8 x x x x x x
Nq.LA-9 x x x x x
Nq.LA-10 x x x x
Nq.LA-11 x x
Nq.LA-12
Nq.LA-13 x x x x x x
Nq.LA-14
Nq.LA-15 x x x x x x
Nq.LA-16 x x x x x x x
Nq.LA-17
Nq.LA-18 x x x x x x
Nq.LA-19 x x x x
Nq.LA-20
Nq.LA-21 x x
Nq.LA-22 x x x x x x x
Nq.LA-23 x x x x x x
Nq.LA-24
Nq.LA-25 x x x x x x x
Nq.LA-26 x x x x x
Nq.LA-27 x
Nq.LA-28 x x x x x x
Nq.LA-29 x x x x x x
Nq.LA-30
Nq.LA-31
Nq.LA-32
Nq.RN-1
Nq.RN-2 x x x x
Nq.RN-3 x x x x
Nq.RN-4
Nq.RN-5 x x
Nq.RN-6
Nq.RN-7
Nq.RN-8 x x x x
Nq.RN-9 x x x x x x
Nq.RN-10
Nq.RN-11
Nq.RN-12
Nq.RN-13
Nq.RN-14
Nq.RN-15
Nq.RN-16
93
Información disponible de pozos (PARTE 2).
POZOS PETROFISICA PRESION TOPES ENSAYOS FRACTURAS PUNZADOS
Nq.LA-1 x x x x
Nq.LA-2 x x
Nq.LA-3 x x x
Nq.LA-4 x x
Nq.LA-5 x x x
Nq.LA-6 x x x
Nq.LA-7 x x x x x
Nq.LA-8 x x x
Nq.LA-9 x x x
Nq.LA-10 x x x
Nq.LA-11 x x x
Nq.LA-12 x
Nq.LA-13 x x x
Nq.LA-14 x x x
Nq.LA-15 x x x
Nq.LA-16 x x x x
Nq.LA-17 x x x x
Nq.LA-18 x x x
Nq.LA-19
Nq.LA-20 x x x
Nq.LA-21 x x x
Nq.LA-22 x x x x
Nq.LA-23 x x x x x
Nq.LA-24 x x x
Nq.LA-25 x x x x x
Nq.LA-26 x x x
Nq.LA-27 x x x
Nq.LA-28 x x x
Nq.LA-29 x x x
Nq.LA-30 x x x
Nq.LA-31 x x x
Nq.LA-32 x
Nq.RN-1
Nq.RN-2 x
Nq.RN-3 x
Nq.RN-4
Nq.RN-5 x
Nq.RN-6
Nq.RN-7 x x
Nq.RN-8 x x
Nq.RN-9 x
Nq.RN-10 x
Nq.RN-11 x x
Nq.RN-12 x
Nq.RN-13 x x
Nq.RN-14 x x
Nq.RN-15 x x
Nq.RN-16 x x
94
Existe y buena calidad
Parcial y/o calidad intermedia
No existe y/o baja calidad
x
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