campo gasifero: estimacion y caracteizacion de reservas
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Campo Gasifero: estimacion y caracteizacion de reservas con registros avanzados
1 Campo Gasifero: caracterizacion y estimacion de
fluidos con registros avanzados
Autores: Ricardo Dominguez, Andres Solís, Sergio Rivera Cruz, Ricardo Hernandez (PEMEX), Juan
Ariza, Emilie Peyret, (Schlumberger)
Categoría Principal: Geociencias
Categoría Secundaria: Desarrollo y Optimización de la Explotación de Campos
2. Resumen
Este trabajo describe la metodología utilizada en la caracterización estática del campo
Gasífero en una etapa inicial de su desarrollo. La caracterización estática se hizo
mediante la integración de datos de registros avanzados como resonancia magnética,
resistividad triaxial y probadores dinámicos en conjunto con la información de registros
convencionales.
La identificación de fluidos con resonancia magnética es posible debido al contraste de
propiedades entre los distintos fluidos que contiene la roca. Los hidrocarburos líquidos
presentan tiempos de relajación cortos y constantes de difusión pequeñas mientras que
los gases tienen tiempos de relajación largos y constantes de difusión largas. Con esta
técnica también es posible determinar la presencia de agua debido a las propiedades
únicas de la misma.
La información del registro de resistividad triaxial arroja mediciones de resistividad
vertical y horizontal de la roca. Esta información permitió identificar arenas laminadas
con bajo contraste en resistividad que presentan alta anisotropía eléctrica. Al utilizar
esta información en conjunto con un modelo de arenas laminadas es posible obtener un
cálculo de saturación representativo de la formación.
El uso de estas herramientas permitió determinar los contactos de fluidos existentes en
un pozo de avanzada, optimizar la toma de información con probadores dinámicos y
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hacer un cálculo de reservas a una etapa temprana del yacimiento para
disminuir la incertidumbre en el diseño de explotación del campo.
3. Introducción
La caracterización de fluidos es clave para el óptimo desarrollo de un campo en etapas
tempranas. Definir el tipo y los volúmenes de fluidos ayuda en todas las etapas de la
explotación de un yacimiento de hidrocarburos.
El campo Gasífero, constituye el proyecto de aceite más importante del Activo de
Producción Veracruz (A.P.V). En el pozo descubridor del campo se encontraron
areniscas de alta porosidad con aceite y gas. Al mismo tiempo se encontraron cuerpos
de arenas laminadas con bajo contraste en resistividad con una distribución de fluidos
similar
En el siguiente trabajo se describe la metodología utilizada para la caracterización y
estimación de fluidos en un pozo de avanzada en el campo Gasífero del activo de
producción de Veracruz. Para la caracterización de fluidos se utilizó la información
disponible de la resonancia magnética adquirida en modo de identificación de fluidos.
Para el análisis de la información de resonancia magnética en modo de caracterización
de fluidos fueron utilizados gráficos de difusión. Estos gráficos fueron obtenidos para las
arenas de interés en el campo. La información de anisotropía eléctrica adquirida con la
herramienta de resistividad triaxial fue utilizada para la identificación de arenas
laminadas. Estos resultados fueron confirmados con datos de probadores dinámicos de
formación y pruebas de producción.
4. Desarrollo del tema
Las técnicas básicas para la identificación de fluidos en yacimientos convencionales
incluyen entre otras: cambios en gradientes de resisitividad y/o cruces entre las curvas
de densidad neutrón. Estos dos métodos se ven fuertemente influenciados por el tipo de
litología presente en el yacimiento, específicamente por el volumen y tipo de arcilla. En
casos como el campo gasífero el contenido de arcilla no permitió una fácil identificación
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del tipo de fluido con las técnicas mencionadas usando registros estáticos
convencionales.
Con la técnica de caracterización de fluidos con resonancia magnética es posible
diferenciar fluidos comúnmente encontrados en yacimientos de interés comercial. Esta
diferenciación se basa en la atenuación de la señal de resonancia magnética (RM)
debido a la difusión molecular de las moléculas de agua, gas y aceite. La difusión
molecular es el movimiento termal aleatorio de las moléculas. La constante de difusión
molecular de una molécula determina la distancia mínima cuadrada que la molécula se
va a mover por unidad de tiempo. La difusión de las moléculas de agua y gas puede ser
descrita por una constante de difusión molecular única (1). Los aceites crudos, por otra
parte, tienen distribuciones de coeficientes moleculares que reflejan la diversidad en
tamaño de sus moléculas. Las moléculas pequeñas y livianas como el metano y etano
son relativamente móviles en la fase de gas y tienen coeficientes de difusión
moleculares que son típicamente de un orden de magnitud más alto que los de las
moléculas de agua. Estos contrastes en las constantes de difusión molecular son
utilizados en las mediciones de RM que son sensibles a los cambios en la constante de
difusión. A partir de estas mediciones es posible estimar la saturación de agua, gas y
aceite (2).
Las diferencias en constantes de difusión molecular afectan las señales medidas por las
herramientas de RM. En rocas saturadas con fluidos existen tres mecanismos
independientes que contribuyen al tiempo de relajación transversal (T2) Estos
mecanismos son: relajación volumétrica, relajación en la superficie de la fase mojante, y
relación por difusión (por ejemplo atenuación) de la señal. La tasa de relajación
volumétrica y la relajación en la superficie son independientes del espaciamiento entre
ecos de los pulsos de radiofrecuencia de la herramienta. La tasa de difusión por
atenuación, por otra parte es proporcional al producto de la constante de difusión y del
espaciamiento entre ecos. Este espaciamiento puede ser cambiado en cada medición
de RM. Mediante la adquisición de paquetes de mediciones de RM variando el
espaciamiento entre pulsos las señales provenientes del aceite, agua y gas son
atenuadas a diferentes velocidades debido a las diferencias en los coeficientes de
difusión molecular. Estos principios son ilustrados de manera esquemática en la figura 1
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en la que un paquete de datos de difusión que contienen 3 mediciones de RM
con diferentes espaciamientos de pulso para una roca saturada con aceite de
viscosidad intermedia y salmuera. Para pulsos con espaciamientos muy cortos la
atenuación por difusión es casi nula y las señales del aceite y el agua no se pueden
separar. A medida que el espaciamiento entre aumenta la señal del agua sufre una
mayor atenuación que la señal del aceite debido a que el coeficiente de difusión del
agua es alrededor de 10 veces mayor que el del aceite (2).
Las formaciones integradas por secuencias finas de arena y arcilla pueden contener
cantidades significativas de hidrocarburos. Ejemplos de estos sistemas se encuentran
en depósitos turbidíticos, ambientes fluviales y facies distales en depósitos deltáicos. La
respuesta de las herramientas de resistividad inductivas convencionales en este tipo de
formaciones está dominada por las rocas que presentan la conductividad más alta, es
decir por las lutitas. Por lo tanto, el contraste de resistividad entre arenas laminadas,
que constituyen el reservorio y las lutitas que proveen el sello es muy bajo. Esto dificulta
la detección de estas arenas y también presenta desafíos al momento de evaluarlas, ya
que en general se subestima el volumen de hidrocarburos.
Una forma de evaluar este tipo de yacimientos es a través de mediciones de anisotropía
eléctrica que presentan las formaciones altamente laminadas. La técnica está basada
en la medición de la resistividad paralela a las laminaciones (resistividad horizontal-Rh)
y la resistividad perpendicular a las laminaciones (resistividad vertical-Rv). Rh está
dominada por la baja resistividad generalmente encontrada en las láminas de arcilla o
limolitas con alto contenido de agua irreducible. Las herramientas inductivas
convencionales miden una resistividad que se aproxima a Rh, sobre todo cuando el eje
del pozo es perpendicular a la estratificación (por ejemplo en pozos verticales y
formaciones de capas planas). Rv es la resistividad medida perpendicular a las
laminaciones, y está dominada por la alta resistividad de las arenas impregnadas por
hidrocarburos ó de laminaciones compactas. Las técnicas de interpretación petrofísica
que hacen uso de la anisotropía, registros de porosidad y la consideración de ciertos
parámetros petrofísicos de la formación permiten obtener un volumen de hidrocarburos
representativo de la formación.
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El campo Gasífero, constituye el proyecto de aceite más importante del Activo
de Producción Veracruz (A.P.V). En el pozo descubridor del campo se encontraron
areniscas de alta porosidad con aceite y gas. Al mismo tiempo se encontraron cuerpos
de arenas laminadas con bajo contraste en resistividad con volúmenes comerciales de
hidrocarburos.
Al realizar el diseño de los pozos de avanzada para delimitar la extensión de los
cuerpos productores existía incertidumbre acerca de la distribución de fluidos en las
arenas de interés debido a la presencia de fallas estructurales (Figura 2).
En el pozo Gasifero-1 en su arena principal denominada MM-10 se pudo determinar un
contacto gas/aceite. Al observar los registros de densidad y neutrón se observa un
ligero cruce que se puede considerar como indicador de gas, el registro de resistividad
de inducción no muestra un cambio en el contenido de fluidos de esta arena (Figura 3).
Para el análisis de la información de resonancia magnética en modo de caracterización
de fluidos fueron utilizados gráficos de difusión. En los gráficos de difusión se grafican
las mediciones de difusión molecular contra tiempo de relajación. Los fluidos livianos
como el gas se ubican hacia la parte derecha y hacia arriba debido a que su difusión es
alta y los tiempos de relajación son altos. Los hidrocarburos líquidos se ubican hacia la
parte media de la gráfica su punto de ubicación depende de la viscosidad del
hidrocarburo. La figura 4 muestra el grafico de difusión para el tope de la arena MM-10
en este grafico se puede observar el punto de gas hacia arriba y hacia la derecha de la
gráfica indicando la presencia de hidrocarburos en fase gaseosa. Al compararlo con el
grafico de difusión de la base del intervalo hacia la base no se observa la presencia de
hidrocarburos en fase gaseosa en este intervalo solo se identifican hidrocarburos en
fase liquida. En este intervalo no se identificó la presencia de agua. Esta distribución de
fluidos se pudo confirmar con flujos del probador dinámico de formaciones y con la
respectiva prueba de producción del pozo.
Al realizar el diseño del pozo de avanzada Gasifero-41 existía incertidumbre acerca de
la distribución de fluidos en las arenas de interés debido al contacto gas/aceite que se
encontró en el Gasífero-1. En la figura 6 se puede observar el set de registros tomado
en el pozo Gasifero 41. Al observar el registro de resistividad hacia la base de la arena
principal se observa un gradiente de resistividad indicando la presencia de agua, sin
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embargo, el volumen de arcilla hacia esta parte aumenta con relación las arenas
superiores. Al observar el registro de densidad neutrón se observa un pequeño cruce lo
que puede señalar la presencia de hidrocarburos en fase gaseosa según las técnicas
convencionales. Sin embargo al realizar los gráficos de difusión para esta arena se
observó que la arena contenía hidrocarburos en fase liquida y hacia la base la
presencia de agua libre.
Para la detección de arenas de baja resistividad se utilizó la información de anisotropía
eléctrica obtenida con la herramienta de resitividad triaxial. Estos datos fueron utilizados
como entrada a un modelo de láminas delgadas para realizar el cálculo de saturación
de hidrocarburos. La información de anisotropía eléctrica permitió no solo detectar
arenas de baja resistividad sino que permitió hacer un cálculo de saturación de agua
representativo de la formación y aumentando el espesor neto impregnado en algunos
casos hasta el 400 %.
5. Observaciones y Conclusiones
Las mediciones con registros avanzados como resonancia magnética y registros de
resistividad triaxial ayudan a un mejor entendimiento de la distribución de fluidos en
yacimientos complejos.
Con el uso de la información de propiedades estáticas y dinámicas del yacimiento es
posible realizar la planificación y optimizar el tiempo de vida de los yacimientos.
El registro de resonancia magnética nuclear permite identificar y cuantificar el tipo de
fluido que está presente en la roca y determinar la presencia de agua libre.
Las mediciones de anisotropía eléctrica y las técnicas de análisis en arenas laminadas
permiten un de reservas representativo del yacimiento.
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7. Referencias
1. R. Freedman, N. Heaton.”Fluid Characterization using Nuclear Magnetic Resonance
Logging”. PETROPHYSICS, VOL. 45, NO. 3 (MAY-JUNE 2004); P. 241–250.
2. Kleinberg, R., and Vinegar, H., 1996, “NMR properties of reservoir fluids”: The Log
Analyst, vol. 37, no. 6, p. 20–32.
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Tablas y Figuras
Figura 1.Esquema de las mediciones de difusión para un yacimiento de agua y
aceite. El decaimiento inducido por la difusion o el decaimiento de la señal es
proporcional al producto del cuadrado del espacimiento del pulso (TE) y la
constante de difusión de la molecula del fluido. A medida que el espaciamiento
del pulso aumenta el decaimiento de la señal de agua es mayor que el de las
moléculas de aceite debido a que el coficiente de diusion de las moléculas de
agua es mayor.
Espacimiento de pulso TE 1
Agua
Aceite
TE 2
TE 2 TE 3
Velocidad de decaimiento
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Figura 2 : Imagen sísmica Gasifero-1 y Gasifero-41 que muestra una
discontinuidad lateral en las arenas de interés entre el pozo Gasifero 1 y Gasifero-
41.
Gasifero-41 Gasifero-1
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Figura 3. Registro compuesto Gasifero 1. Carril 1: Rayos gama, carril 4
resistividad de inducción, carril 5 anisotropia de resistividad, carril 6: densidad
neutrón, carril 7: gradientes mdt, carril 8: saturación de hidrocarburos, carril 11:
distribución T2, carril 12: permeabilidad estimada.
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Figura 4. Gráfico de difusión para el tope de la arena MM-10 en gasífero-1 mostrando la
presencia de gas en la parte superior derecha del gráficos de difusión.
Figura 5. Gráfico de difusión para la base de la arena MM-10 en gasífero-1 mostrando la
presencia de aceite en la parte media y a la derecha del gráficos de difusión.
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Figura 6. Registro compuesto Gasífero 1. Carril 1: Rayos gama, carril 2
profundidad, carril 3 resistividad de inducción, carril 4 anisotropía de resistividad,
carril 5: densidad neutrón, carril 6: porosidad resonancia magnética, carril 7:
permeabilidad resonancia magnética, carril 8: fluido libre/fluido irreducible
resonancia magnética, carril 9: distribución porosidad resonancia magnetica,
carril 10: distribución T2, carril 11: saturación de hidrocarburos convencional.
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Figura 7. Gráficos de difusión mostrando la distribución de fluidos encontrada en el pozo
Gasífero41. Hacia la cima de la arena se encontraron hidrocarburos en fase liquida.
Hacia la base se pudo identificar una zona de transición hacia la zona de agua libre.
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Figura 8. Deteccion de arenas de baja resistividad en el campo gasífero. Al observar la
información de anisotropía acústica (carril 4) se observa que es relativamente alta al compararla
con la anisotropía en las arcillas inferior y superior. En el carril 10 y carril 13 se muestra la
saturación calculada de manera convenciona y en el 13 se muestran el calculo de espesor neto
con el modelo de laminas delgada. Mostrando un aumento del pay que se ilusta a bajo en la
figura.
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Autores y contactos:
Pemex:
Ricardo Domínguez, ([email protected]), Tel: 2299283582
Andres Solís, ([email protected]), Tel: 2291298268
Sergio Rivera Cruz, ([email protected]), Tel: 2291453886
Ricardo Hernandez, ([email protected]), Tel:
Schlumberger:
Juan Ariza, ([email protected]), Tel: 7821028071
Emilie Peyret, ([email protected]), Tel: 2299039638
