caracterización petrofísica cuenca neuquen

7/31/2019 Caracterizacin petrofsica Cuenca Neuquen

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El siguiente artculo recibi el premio al mejor

trabajo tcnico del Simposio Evaluacin de

formaciones. Nuevas soluciones para viejos

problemas, presentado en el VI Congreso de

Exploracin y Desarrollo de Hidrocarburos

realizado en la ciudad de Mar del Plata

del 15 al 18 de noviembre pasado.

Petrotecnia abril, 200690 I

Jornadas y congresos

VI Congreso de Exploracin y Desarrollo de Hidrocarburos

Caracterizacin petrofsica

del miembro Troncoso Inferioren el yacimiento Puesto Hernndez,Neuqun, Argentina

Por Andrs Krittiany Claudio Naides

de Petrobras Energa SA


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Introduccin

El yacimiento Puesto Hernndez se

encuentra ubicado en el mbito de

engolfamiento de la Cuenca

Neuquina, cercano al sistema de sierra

Pintada en el borde noreste de la cuen-

ca (figura 1). En el mismo, la columnaestratigrfica se encuentra desarrollada

en forma completa aunque con espe-

sores reducidos por la cercana al

borde de cuenca (2000m contra

6000m en el depocentro) (figura 2).

El miembro Troncoso, que es parte

de la formacin Huitrn (Legarreta,

1985; Legarreta y Gulisano, 1989),

posee una seccin inferior clstica

(denominada informalmente en el

mbito del yacimiento capa H) que

comprende extensos depsitos fluvia-les y elicos, depositados sobre sedi-

mentos marinos de plataforma corres-

pondientes al miembro superior de la

formacin Agrio. Su edad se asigna al

cretcico temprano (aptiano-albiano) y

su depsito se vincula con un perodo

de descenso relativo del nivel del mar.

Estas arenas constituyen uno de los

reservorios ms productivos del yaci-

miento Puesto Hernndez y alcanzan

altas recuperaciones tanto en la etapa

de produccin primaria como bajo

inyeccin de agua.

Por encima de esta seccin clstica y

debido a una rpida trasgresin se

deposita, en un mar hipersalino de una

cuenca cerrada, el miembro (mbro)

Troncoso Superior que corresponde a

un perodo de mar alto. Est constitui-

do principalmente por anhidritas y car-

bonatos asociados de origen evaporti-

co que conforman excelentes sellos

para el entrampamiento de hidrocar-

buros en el mbro Troncoso Inferior.

En el yacimiento Puesto Hernndez

la orientacin de los ejes de mximo

espesor permeable para el mbro

Troncoso Inferior presentan una mar-

cada tendencia E-O. Estos ejes, asocia-

dos a fallas del mismo rumbo, se

corresponden con los campos de

dunas donde se pueden observar

hasta 30m de espesor. La figura 3

muestra un mapa de frecuencias obte-

nido a partir de la ssmica 3D que pre-senta, de forma ntida, estos campos

de dunas. Naides y Barrionuevo

Petrotecnia abril, 2006 I 91

NN

NN

NN

Figura 2. Columna estratigrfica sinttica

de la Cuenca Neuquina, midificada de

Brisson (1996)

Figura 3. Mapa de frecuencias capa H a partir de ssmica 3D con traza de corte A A.

(modificada de informe interno)

Figura 1. Ubicacin del yacimiento Puesto

Hernndez en la Cuenca Neuquina


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(2002), mediante el anlisis de facies

en testigos corona e imgenes de

pozo, reconocen y describen cuatro

facies para el mbro Troncoso Inferior:

fluvial efmero, interduna hmeda,

interduna seca y duna.

La informacin paleogeogrfica

obtenida de la combinacin de mapas

isopquicos y de amplitudes ssmicas,

junto con la interpretacin de facies,

sugieren que los depsitos elicos

consisten en dunas elongadas tipo seif

orientadas en direccin E-O

(Barrionuevo y Naides 2003).

Las diferencias entre la produccin

de petrleo y los pronsticos de recu-

peracin secundaria llevaron a realizar

una revisin completa de la caracteri-

zacin petrofsica que redefini el

modelo petrofsico preexistente, en

funcin del comportamiento dinmi-

co del reservorio, de forma tal de

representar la distribucin vertical de

permeabilidades, incorporar la infor-

macin geolgica actualizada y recal-

cular el petrleo original in situ (POIS).

A partir de la experiencia de haber

recalculado una gran cantidad depozos, por tener un nuevo modelo

geolgico y petrofsico, se gener una

herramienta verstil que permite reali-

zar de forma automtica todos los

pasos necesarios para reinterpretar los

perfiles de pozos cada vez que se pro-

duzcan modificaciones en alguno de

los parmetros de interpretacin.

Metodologa

La figura 4 muestra el flujograma

que sintetiza la secuencia del trabajo

realizado.

Definicin de petrofaciesEl aumento del conocimiento geo-

lgico producto de la obtencin de

dos nuevas coronas que atravesaron la

secuencia completa en los pozos PH-

1236 y PH-1242, no consideradas en

el modelo petrofsico anterior, las

observaciones en afloramientos, las

correlaciones regionales y los anlisis

de perfiles de imgenes, sumados a la

informacin de las coronas preexis-

tentes y a la de otros yacimientos cer-

canos permitieron incrementar elconocimiento que se tena sobre la

geologa y la distribucin vertical de

facies (vase Naides y Barrionuevo

2002; Masarik 2002; Barrionuevo

2002 y Barrionuevo y Naides 2003).

En el trabajo de Naides y Barrionuevo

(2002), los autores realizaron el anlisis

de facies con perfiles ajustados a coronas

y definen cuatro de ellas: duna, interdu-

na seca, interduna hmeda y fluvial.

Mediante cross plots definen el setde

curvas que mejor representan a cada

una de estas facies. Las curvas son: fac-

tor fotoelctrico (PEF), densidad


Figura 5. Corte estructural A A que muestra la correlacin de petrofacies.

Obsrvese el aumento de espesor de la petrofacies Duna (ver figura 3).

Figura 4. Flujograma de trabajo esquemtico.


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(RHOB), potasio, thorio y uranio.

Como muy pocos pozos poseen el

mencionado setde curvas completo y

las facies de interduna hmeda e

interduna seca tienen un comporta-

miento similar desde el punto de vista

petrofsico y dinmico (figura 5), se

agruparon las cuatro facies originales

en tres petrofacies que pudieran extra-

polarse al resto del campo. El concep-

to de petrofacies vincula la ingeniera

de reservorios, en cuanto a cmo las

propiedades petrofsicas influyen en el

comportamiento de la produccin,

con la geologa en la comprensin de

la gnesis y la prediccin a travs de

la determinacin de facies.

Las petrofacies definidas son:

duna (D), interduna (ID) y fluvial

(Fl) (figura 5). Dentro de estas petro-

facies se pueden encontrar intercala-

ciones de otras facies, cuerpos deduna de poco espesor dentro de la

petrofacies Fl o niveles de ID dentro

de la petrofacies D, que no influyen

en el comportamiento productivo

general (figura 6).

Heterogeneidades verticalesLas heterogeneidades verticales

observadas en los perfiles de trnsito

de fluido (figura 7), corroboradas por

las fuertes canalizaciones que se pro-

dujeron en algunos pozos (figura 8),

no estaban reflejadas en las interpre-

taciones previas, por lo que se buscla mejor manera de representarlas.

Para esto se aplic un mtodo que

permiti definir unidades de flujo

con datos de corona, que relaciona la

capacidad de almacenamiento con la

capacidad de flujo de forma estrati-

grfica (figura 9) (Gunter et al. 1997).

Este mtodo mostr diferentes pen-

dientes en la grfica que se correlacio-

nan con las facies descritas por coro-

na. Como muestra la figura 9, dentro

de los puntos que corresponden a laduna superior pueden observarse

heterogeneidades. Por otro lado, tam-

bin se observa que la facies fluvial y

duna inferior presentan pendientes

similares, lo que permiti agruparlas.

De igual forma se agruparon las inter-

dunas hmedas y las interdunas secas

ya que, como muestra el grfico, pre-

sentan caractersticas similares.

A fin de corroborar los resultados

obtenidos se aplic, sin discretizar por

facies, el mtodo de Dysktra y Parson

(Dykstra y Parsons 1995) con el que se

obtuvo un ndice de 0,9, lo que refleja

una gran heterogeneidad. Sin embar-

go y al utilizar el mismo mtodo pero

Figura 6. Facies interpretadas de corona a partir de las cuales se definieron las petrofacies.

Figura 7. Perfil de trnsito de fluido del pozo PH-1337. Ntese que el 95% de la inyeccin

entra en la formacin en un espesor inferior a 5m.


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para cada petrofacies definida (D, ID y

Fl), el ndice baja considerablemente a

valores entre 0,7 y 0,5.

A partir de las observaciones realiza-

das se definieron leyes de permeabili-

dad (K)-porosidad efectiva (Phi) para las

tres petrofacies: D, ID y Fl (figura 10).

El modelo de permeabilidad con el

que se contaba antes de la realizacin

de este trabajo consideraba toda la

capa H con una sola ley, por lo que

los perfiles interpretados mostraban

una permeabilidad muy homognea

en todo el espesor de la capa con

valores entre 30 y 100mD. Las nuevas

leyes K-Phi muestran claramente con-

trastes de permeabilidad importantes

(figura 11). A modo de ejemplo se des-

tacaron las permeabilidades resultan-

tes para 24% de porosidad (figura 10),

las cuales varan entre 28mD en la ID

a 470mD en la D. Estos contrastes de

permeabilidad se ajustan al comporta-

miento productivo observado en el

campo (canalizaciones, ensayos sin

entrada, etc.). La correlacin entre las

permeabilidades obtenidas con estas

leyes y las permeabilidades de corona

puede observarse en la figura 11.

Salinidad del agua de formacinLas diferencias entre la producciny los ensayos de la capa H al este del

yacimiento respecto de la del oeste

(figura 12) hacan dudar de las satura-

ciones interpretadas. Mientras en el

oeste la produccin de agua es la espe-

rada, en el este, aun con POIS mayor

y petrofacies similares, los pozos pro-

ducen con un corte de agua mayor al

pronosticado.

En la zona este, inicialmente se

analizaron pozos con produccin

monocapa sin inyeccin de agua (PH-

301; PH-173 y PH-1231), los cuales

producan petrleo con agua de salini-

dad variable entre 20.000 y

25.000ppm (figura 13).

El mapa de isosalinidades existente

para la capa H presentaba un gradien-

te de salinidades desde 40.000ppm al

este hasta 120.000ppm al oeste. La

informacin de los tres pozos permi-

Figura 8. PH-439 e inyectores asociados, curvas de produccin e inyeccin de los pozos asociados. Vase la fuerte declinacin del petrleo en laetapa de secundaria.

Figura 9. Unidades de flujo de la corona PH-1236 (informacin adicional en Gunter et al., 1997)


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ti alertar sobre la necesidad de rees-

tudiar la distribucin de las salinida-

des dentro de esta capa.

Por otro lado, se mapearon los

ensayos de capa H de todos los pozos

previos al comienzo de la inyeccin

de agua. Este mapa mostr una clara

tendencia de aumento de la salinidad

hacia el oeste y la escasez o ausencia

de ensayos superiores a 25.000ppm al

este del yacimiento (figura 14).

Para confirmar la tendencia de

aumento de salinidad hacia el oeste se

representaron, en grficos de doble

entrada semilogartmicos, la resistivi-

dad profunda (RT) y elgamma ray

(GR) de arcillas (figura 15). Para ello

se utilizaron pozos claves con salini-

Figura 10. Leyes K/Phi de las tres petrofacies. Se destac como ejemplo la porosidad de 24% para mostrar los contrastes de permeabilidad.

Figura 11. Comparacin de las permeabilidades interpretadas con el modelo de permeabilidad previo y las permeabilidade interpretadas con el

nuevo modelo a partir de las petrofacies.


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dad conocida con produccin mono-

capa y otros pozos para confirmar la

orientacin del gradiente. Se tom

aproximadamente un metro de arcilla

por debajo de capa H. El aumento de

resistividad de las arcillas puede rela-

cionarse de forma inversa con la sali-

nidad de las capas (informacin adi-cional en Cannon 1995). Con esta

metodologa se confirm el gradiente

ya conocido y que en la zona este del

yacimiento los valores de salinidad

son menores a 30gr/l.

Estos valores de RT de arcillas fue-

ron utilizados en la reinterpretacin

para los clculos de saturacin de agua.

Se tomaron variaciones del RT de arci-

lla entre 2,5 al oeste y 4,5 al este.

Por otro lado, existe un anteceden-

te en un estudio de recuperacinsecundaria para el yacimiento

Desfiladero Bayo, ubicado inmediata-

mente al este del yacimiento Puesto

Hernndez, donde se hace referencia a

la salinidad del agua de formacin. En

el citado estudio se indica una salini-

dad de 18gr/l (Presser 1989). Al utili-

zar los pozos con produccin mono-

capa, ms los datos de ensayos y la

tendencia observada con la resistivi-

dad de las arcillas, as como los datos

conocidos de salinidades en yacimien-

tos vecinos, se defini el nuevo mapa

de isosalinidad (figura 16).

Modelos de porosidady saturacin de agua

Tras haber analizado los datos de

difraccin de rayos X y petrografa de

las coronas se determin que los por-

centajes de arcilla no exceden el 15%,

y que la petrofacies ID es la que

mayor arcillosidad presenta.

La curva que mejor define la arci-

llosidad para esta capa es el GR, ya

que se cuenta con esta curva en todos

los pozos (la curva de SP no est en

todo los pozos y se ve muy afectada

por la salinidad de la formacin y por

el lodo); sin embargo, se prob que

no puede utilizarse una nica lnea

base de arcillas ya que en la mayora

de los pozos existe una tendencia a

aumentar los valores de GR hacia labase de la capa. Por estas razones se

decidi interpretar los pozos y para

Figura 12. Muestra claramente mayor produccin de agua al este, dado que en esta zona

el modelo petrofsico mostraba saturaciones de agua menores que al oeste.

Figura 13. Ejemplo de productor monocapa con salinidad entre 20 y 30g/l.

Figura 14. Mapa de ensayos previos a la inyeccin de agua.


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ello se utilizaron lneas base variables.

Las densidades de matriz (Rhomx)

para el clculo de la porosidad efectiva

se definieron con el promedio de los

valores de corona, en especial los de

ensayos de picnometra. Se obtuvieron

los siguientes valores: Rhomx D: 2.66;

Rhomx ID: 2.7 y Rhomx Fl: 2.68. La

figura 17 muestra la correlacin entre la

porosidad de corona y la porosidad

efectiva interpretada de perfil.

El modelo de saturacin de agua (Sw)

que present un mejor ajuste es el

Simandoux. Los parmetros elctricos

fueron definidos a partir de datos de tes-

tigos corona y corroborados con unpic-

kett plot(figuras 18 y 19). Estos parme-

tros, originalmente definidos por petro-

facies, fueron finalmente promediados

al obtener un nico juego de parme-

tros elctricos para toda la capa H.

Saturacin de agua irreductibley de petrleo residual

En la caracterizacin petrofsica

realizada se incluy el clculo de la

saturacin de agua irreductible (Swi) yla saturacin residual de petrleo (Sor)

con el fin de poder evaluar las satura-

Figura 15. Variacin Oeste Este de la Resistividad de arcillas.

Figura 16. Nuevo mapa de isosalinidad para capa H en el yacimiento Puesto Hernndez


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ciones de agua respecto de la calidad

del reservorio y as poder determinar

el rango mvil de agua e hidrocarbu-

ros (figura 20).

Para la determinacin de Swi se

realiz una correlacin por facies

entre la obtenida de testigos

corona y Swi obtenida a partir de

ensayos de permeabilidad relativa

agua-petrleo (Krow) y presin capilar

por el mtodo de inyeccin de mercu-

rio (Pchg) en muestras de coronas. Con

el fin de obtener valores consistentes

de Swi a partir de las Pchg se determi-

n, por facies, un valor de corte de

dimetro de garganta poral tomado a

partir de la correlacin de la

vs. Swi obtenida de Krow (figura 21).

Con las permeabilidades relativas

de estas mismas coronas se defini

una ley para calcular el Sor.

Una vez determinadas las correla-

ciones de Swi y Sor por petrofacies se

gener una nica ley que contempla

las variaciones de estas propiedades

segn las petrofacies definidas (figu-

ras 22 y 23).

Figura 17. Correlacin corona perfil, PH-124 Fig. 1242.

Figura 18. Pickett plotdel pozo PH-0529. En rojo se marcaron los puntos con saturacin de petrleo + agua y en azul los puntos

con mayor saturacin de agua.


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Valores de corte (cut offs)Para definir el cut offde porosidad

para el clculo de los espesores

permeables se utiliz el mtodo de

Scribner y Engineer (Scribner, M. K. y

Engineer, R. 1984) con los datos de

tres coronas (PH-1236; PH-1242 y PH-

1356) (figura 24). El cut offdetermina-

do fue de 10%.

Como criterio adicional al valor de

corte de porosidad se defini un cut off

de saturacin de agua a ser utilizado

en el clculo del POIS que, en lugar de

utilizar un valor fijo, emplea la curva

calculada de Sor. De esta forma se con-

sideran en el clculo las caractersticas

petrofsicas de la roca representadas en

la . Esto permite estimar en

forma ms precisa los espesores tiles

que se consideraron en los clculos

volumtricos (figura 20).

Interpretacin automticade perfiles

Luego de analizar la problemtica de

la capa y obtener los parmetros nece-

sarios se resolvi la reinterpretacin de

los perfiles de capa H, para lo cual se

seleccionaron 598 pozos que cuentan

con las curvas bsicas para realizar la

interpretacin y que cubren prctica-

mente toda el rea del yacimiento.

Los continuos avances del conoci-

miento, el intensivo plan de perfora-

cin para los prximos aos, la futura

obtencin de coronas y el posible

reprocesamiento de la informacin

existente con metodologas diferentes

hicieron que surja como una necesidad

la flexibilidad en las interpretacio-

nes, para lo cual se busc la manera

de reinterpretar los perfiles en forma

Figura 19. Perfil del pozo PH-529 interpretado con los nuevos parmetros. En el track de la densidad, se marcaron las dos zonas tomadas

del pickett. En rojo, la zona de petrleo + agua y en azul la zona de agua.

Figura 20. Perfil interpretado del pozo PH-503, punzado y dato del ensayo. En el track5, litologa y porosidad. En el track4 se observa

la distribucin de los fluidos. En gris Swi, en verde Sor, en marrn petrleo mvil y en celeste agua mvil. En el track4 se puede observar el

aumento del rango mvil en los intervalos de mayor porosidad.


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Figura 21. Ejemplo del ajuste de los puntos de PChg mediante valores de corte en el tamao de garganta poral. Ver muestra 1-6-30, sta tiene

ensayos de Krel y de PC, con la Swi obtenida a partir del ensayo de Krel se obtiene el valor de corte en el tamao de garganta poral (lneas verdes)

que se utiliza en el resto de las muestras. Estos valores se obtuvieron por facies. Ver como se ajusta la ley Swi/Raz (K/Phi) con esta metodologa.

Figura 22. Ley de Swi. Figura 23. Ley de Sor.


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rpida y eficiente en caso de cambiar

uno o ms datos. Para lograr esto se

utiliz una herramienta del progra-

maPower LogdenominadaPower

Batch, que permite realizar automti-

camente, en uno o ms pozos, una

secuencia predeterminada de opera-

ciones (figura 25).

Los perfiles de los pozos fueron car-

gados a un proyecto dePower Logy se

generaron zonas (que se corresponden

con las petrofacies) de los 598 pozos

en donde se cargaron todos los datos

de entrada de cada pozo y de cada

zona. Posteriormente se crearon las

Figura 24. Grficos del mtodo Scribner-Engineer para determinar el cut offde porosidad de la capa H.


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operaciones de interpretacin indivi-

duales (clculos de Sw, Phi, Swi, Sor,

K, etc.) y en elPower Batch se dispusie-

ron las mismas segn el orden estable-

cido en el que deben ejecutarse.

De esta forma, si se quiere cambiar

un pase o cualquier otro parmetro,

slo hace falta hacer el cambio una

vez, ejecutar elPower Batch y se rein-

terpretan las tres petrofacies de la

capa H de forma automtica en uno o

varios pozos a la vez.

Conclusiones

Las cuatro facies identificadas en el

mbro Troncoso Inferior mediante

coronas, imgenes y perfiles

(Naides y Barrionuevo 2002) se

agruparon en tres petrofacies para

la caracterizacin petrofsica: D, ID

y Fl (figura 6).

Se defini un setde parmetros de

interpretacin para cada una de

estas petrofacies (modelo de clculo

de porosidad, de saturacin de

Figura 26. Parmetros petrofsicos por petrofacies.

Figura 27. Comparacin de POIS.

Figura 25. Flujo de trabajo con Power Batch.


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Petrotecnia abril 2006 I 105

agua, leyes de saturacin de agua

irreductible y de saturacin de

petrleo residual) (figura 26).

Se obtuvieron modelos individuales

de permeabilidad por petrofacies

(figura 11) que muestran un grado

importante de heterogeneidad en el

Troncoso Inferior (hasta de dos rde-nes de magnitud en algunos casos).

La permeabilidad estimada con estos

modelos explica mejor el comporta-

miento dinmico de la inyeccin de

agua observado en el campo.

Se gener un nuevo mapa de isosali-

nidades que muestra un gradiente de

salinidades con un rango de oeste a

este de 140 a 20gr/l (figura 16).

Se determin un valor de corte de

porosidad de 10% y se decidi utili-

zar la curva calculada de Sor comocut offde Sw para el clculo de los

espesores tiles.

Se recalcul el POIS en cada una de

las petrofacies definidas. El cambio

ms grande se observa en la petrofa-

cies Fl (antes H inferior). El nuevo

POIS es aproximadamente 23%

menor al anterior (figura 27). La

nueva distribucin del POIS por

petrofacies y la caracterizacin de las

heterogeneidades verticales permitir

realizar mejores pronsticos de pro-

duccin e inyeccin de agua. El

nuevo POIS permitir que el factor

de recuperacin est ms acorde al

esperado para el modelo geolgico

definido, adems de provocar cam-

bios en la estrategia de desarrollo.

Todos los pozos con sus respectivos

pases, parmetros de interpretacin

y leyes de Swirr, Sor y K-Phi fueron

cargados en un softdonde se gene-

r una herramienta que permite

reinterpretar de forma automtica

los pozos (Power Batch). Con esta

herramienta se aceleran considera-

blemente los tiempos de interpreta-

cin y permite reinterpretar pozos

o grupos de pozos de forma auto-

mtica ante cambios en la correla-

cin de los cuerpos, o en los par-

metros de interpretacin.

Sobre la base de esta caracteriza-

cin petrofsica se gener un nuevo

modelo esttico y dinmico con elcual se plantea la estrategia de opti-

mizacin del desarrollo del campo.

Agradecimientos

A Petrobras Energa SA por permitir

la publicacin de este trabajo. A los ge-

logos Andr Picarelli y Miguel Pedrazzini

por la lectura crtica y las correcciones

de este artculo. Al ingeniero Guillermo

Albiza, por su apoyo continuo y susoportunas sugerencias y a los gelogos

Martn Olmos y Fabin Gutirrez por la

lectura crtica del trabajo. Adems se

agradece la colaboracin del gelogo

Augusto Silva Telles.

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