Caracterización y evaluación de la producción de yacimientos matriciales y yacimientos fracturados

Caracterización y evaluación de la producción de yacimientos matriciales y yacimientos fracturados

Caracterización de yacimientos utilizando información estática y dinámica:

La caracterización de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un modelo geológico del yacimiento (estructuras y propiedades físicas) basado en la integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de ingeniería con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo.

La información que suministra el modelo estático es la unidad de flujo la cual pueden contener más de un tipo de litología, que son correlacionables y pueden hacerse mapas a escala entre pozos.

Para completar la caracterización también se usan medios dinámicos que detectan y evalúan los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento. Las herramientas usadas son las pruebas de presión, datos de producción, registros de producción, entre otras.

La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación de un modelo estático inicial basado en información previa. Dicha información  se consigue a partir de la interpretación de datos sísmicos 2D y 3D,

El análisis de los registros eléctricos se basa en la aplicación de algoritmos para estimar las propiedades físicas (permeabilidad y porosidad). Luego se integran la modelación geológica, el análisis de registro y la información de análisis de laboratorio usando una metodología de evaluación. Esta integra la información estática disponible y utiliza la determinación cuantitativa de la litología de la roca, textura, composición, sistema poral, arcillas y otros minerales sensibles.

En caso de no existir datos de producción en el campo, el modelo estático inicial se usa como información de entrada en la aplicación de métodos volumétricos para estimar el potencial del yacimiento con el objetivo de determinar si es o no rentable su explotación, evaluando las zonas potenciales de producción.

Debido a que la información geológica previa en la que se basa el modelo estático inicial del yacimiento proviene de la interpretación de datos estáticos, este modelo sólo puede ofrecernos una aproximación inicial imprecisa de las características del área en estudio.

Características básicas del comportamiento de producción para yacimientos fracturados

   1. Ausencia de la Zona de Transición.

                       La zona de transición no se encuentra presente en los yacimientos naturalmente fracturados, en los casos donde la matriz es de muy baja permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de la presión capilar no ocurren en la zona intergranular o porosa de la matriz, gracias a la ausencia de desplazamiento de fluidos a través de ella.

   2. Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la tasa.

                        En un yacimiento fracturado la caída de presión en las cercanías de los pozos productores es pequeña cuando se compara con el alto diferencial de presión en esas mínimas zonas en los casos que no existen las fracturas, debido a la baja permeabilidad de la matriz. Consecuente a que el flujo de fluido hacia los pozos en un yacimiento fracturado ocurre solo a través de la red de fracturas debido a que los bloques de la matriz únicamente alimentan a las fracturas con fluido.

3.      Patrón de Declinación de Presión.

                        Esto indica que por cada unidad de petróleo producida, la tasa de declinación de presión es realmente baja cuando se trata de un yacimiento fracturado saturado. Esta ventaja que presentan los yacimientos fracturados, es consecuencia de los mecanismos de producción adicionales que se desarrollan en estos yacimientos. En el caso especifico de producción bajo el punto de burbujeo, un aumento sustancial del recobro es el resultado de un mecanismo de producción conocido como “drenaje gravitacional por gas” que se desarrolla por la segregación del gas liberado al despresurizar el yacimiento.

4.      Relación Gas-Petróleo

                        En los yacimientos fracturados la relación Gas-Petróleo contiene una función menor en cuanto a la producción, debido a la baja presión que presentan los espacios porosos de las fracturas, y como consecuencia el gas libre logra segregarse rápida y fácilmente hacia zonas superiores de la fractura y del yacimiento en lugar de fluir hacia los pozos productores.

            En los yacimientos naturalmente fracturados se presenta una pequeña incongruencia relacionada con la producción, debido a que hay yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos y es  que estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción declina rápidamente.

Casos Históricos (Campos Análogos) comparando producción entre yacimientos matriciales y yacimientos fracturados.

Las dos clases más comunes de rocas recipientes son las areniscas y los carbonatos. El tipo de yacimiento matricial se caracteriza por poseer como roca recipiente a las areniscas, mientras que los yacimientos fracturados por tener a las rocas carbonáticas, tales como las calizas y las dolomitas.

Yacimientos Matriciales:

Las arenas de borde son depósitos de arenas de playa que forman una discordancia angular al ser depositados por una transgresión marina en el tope de una secuencia de estratos inclinados próximos a la costa.

Los campos de la costa oriental del lago, son buenos ejemplos de yacimientos en arenas de borde, es decir, yacimientos matriciales. El campo Tía Juana (tierra) está ubicado entre las ciudades de Cabimas y Lagunillas en la costa oriental del Lago de Maracaibo. Se encuentra dividido en dos campos: Tía Juana Principal y Tía Juana Este. Desde el punto de vista del yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (POES mayor de 11 MMMbn) que cubre una superficie de más de 39.000 acres, donde se han perforado cerca de 2700 pozos, de los cuales más de 1800 todavía se encuentran activos.

El cálculo de las reservas se basa en un área de 39.429 acres, un valor promedio para el espesor de la arena de 130 pies.Los resultados oficiales indican un POES de 11.114 MMbn, un factor de recobro del 25% y 1002 MMbn de reservas remanentes. (información del 31/12/1996)

El campo Tía Juana fue descubierto en el año 1928. Desde entonces hasta 1959, la producción promedio fue de 75 Mbppd en frío, acumulando 418 MMbn provenientes de 900 pozos. Actualmente, el campo produce unos 80 Mbppd.

Otro ejemplo de yacimiento matricial es el Campo Motatán, se encuentra ubicado ocho kilómetros al sureste de Mene Grande, sobre el mismo alineamiento fallado. El extremo sur está en el Estado Trujillo. La estratigrafía del campo Motatán se conoce mediante los pozos perforados. MOT-3D llego hasta 15.927 pies en la Formación Misoa.

El pozo descubridor, Motatán-2 produjo 1.440 B/D de las arenas de Misoa. La producción actual se obtiene en el domo Sur de la arena basal de la Formación Paují (22° API), y de las arenas de la Formación Misoa (21-24° API) en los domos Norte, Centro y Sur. En el domo Norte no se encuentra la arena inferior de Paují.

Yacimientos Fracturados:

La caliza es una roca común en el registro de las antiguas rocas sedimentarias. Esto se debe a que el carbonato de calcio (CaCOO3) es segregado como conchas por muchos animales que viven en los océanos.

El campo La Sibucara el fue perforado en febrero de 1927 la Venezuela Oil Concessions Limited (Shell), terminó la perforación del pozo Sibucara-1, ubicado por geología de superficie cuatro kilómetros al oeste de Maracaibo. El S-1 produjo gas (15 MMpcd), y fue abandonado igual que otros tres pozos que investigaron el Eoceno sin resultado positivo. El pozo S-5, perforado hasta 13.451 pies en 1949, descubrió la acumulación en las Calizas del Cretáceo (5.300b/d). Siguieron diez pozos de avanzada, que llegaron hasta el subsuelo de la ciudad de Maracaibo (S-14 y S-15). En relación a su producción el campo tiene una sola zona productora, las calizas del Cretáceo. Ha producido más de 40 millones de barriles en solo cuatro pozos. El S-5 sobrepasó los 26 millones de barriles de crudo cretácico (36° API). La producción de gas ha sido considerable.

Otro ejemplo de un yacimiento fracturado es el campo Mara Oeste está ubicado al noroeste de Maracaibo, a unos 8 km del campo Mara, desde 1951 produce petróleo pesado subsaturado de 15°API proveniente del Cretácico. Teniendo en cuenta que el yacimiento Cretácico DM–115 es fracturado y heterogéneo y las propiedades de las rocas se encuentran afectadas de un alto grado de incertidumbre, se han hecho varias revisiones de las reservas. La última fue realizada en agosto de 1995, y arrojó los siguientes resultados: El petróleo original en sito es de 503 MMbn, con un factor de recobro de un 15%, manteniendo unas reservas permanentes son 47.7 MMbn.

La producción acumulada del yacimiento es de 27,8 MMbn de petróleo, 3,9 MMbn de agua y 7,2 MMMpcn de gas. Actualmente el yacimiento produce 6,6 Mbppd.

Pozo S-5 descubrió acumulación de calizas cretácicas  produjo 5.300 B/d

Los crudos que se producen en yacimientos matriciales y fracturados  pueden ser livianos, medianos, pesados y/o extrapesado dependiendo de la estructura geológica en la cual se formó. Basándome en los yacimientos antes mencionados se puede concluir que los yacimientos matriciales poseen una mayor cantidad de acumulación de hidrocarburos, así como también un mayor factor de recobro al momento de su explotación.

Así mismo, los pozos perforados en los yacimientos fracturados produjeron mayor cantidad de hidrocarburo que los perforados en los yacimientos matriciales sólo al  momento de su descubrimiento, ya que las fracturas en estos casos aumentaron la permeabilidad del hoyo, lo cual acarrea que la producción no se logre mantener en el tiempo solo aplicando mecanismos de producción secundarios con lo cual se ve disminuido su factor de recobro. 

Referencia:

-          http://industriasenergeticas.com/CARYAC.pdf

-          “Nontechnical Guide to Petroleum Geology, Exploration, Drilling and Produccition” de Norman J. Hyne, 1995. Traducido por: Prof. Orlando Méndez, 2001

-          Wec Venezuela 1997. Evaluación de pozos. Schumberger. Capitulo 2.

-          http://www.pdvsa.com/lexico/camposp/cp031.htm

-          http://www.pdvsa.com/lexico/camposp/cp017.htm