YACIMIENTO B-6-X.03 CAMPO TÍA JUANA CASO VENEZOLANO Evaluación petrofísica

Evaluación petrofísica

El Campo Tía Juana (del Mioceno) consta de formaciones poco consolidadas con lutitas altamente reactivas, las cuales se hidratan con facilidad, de baja presión y lentes de arena que contienen los acuíferos a presión.

Principalmente, la arena B-6-X consiste en una transición de depósitos deltaicos a los depósitos fluviales, areniscas de grano fino a medio, en ocasiones grueso, muy limpias hacia la parte central, en el tope y base se encuentran intercalaciones de lutitas y limolitas.

En el estudio del yacimiento B-6-X-03 perteneciente a la formación Misoa, es necesario indicar un pozo, al cual se le considera representativo, basado en las características y evaluación petrofísicas de la zona, es decir, de pozos vecinos que me indiquen un espesor prospecto.

En este caso, se referirá a un pozo nuevo, llamado BARRETOS-2, al cual no se ha aplicado ningún tipo de registro, es por ello la importancia de la correlación de registros existentes. Para la definición del modelo petrofísico, se evaluaron algunos de ellos tales como GR (arcillosidad), SP y Resistividad en el Pozo vecino PB-691, así como los registros tipo del yacimiento B-X-6-03, que incluyen registro de densidad-porosidad.

También se utilizaron parámetros obtenidos de un estudio previo para el área del Campo Tía Juana, los cuales fueron los mismos para todas las unidades ya que las diferentes arenas no tienen gran variación y la arcilla no influye mayormente en la porosidad de las mismas. Entre estas características tenemos:

Densidad de la Matriz m = 2.65 gr/cc

Coeficiente de Tortuosidad a = 1

Exponente de Cementación, m =1.8

Exponente de Saturación n = 2.2

Resistividad del Agua de Formación @ 77°F Rw=2.2 ohm-m.

            Con esta data y la ecuación de Archie, es posible obtener la saturación de hidrocarburo, saturación de agua, saturación de hidrocarburo residual y por lo tanto determinar un factor de recobro.

Para el registro tipo del yacimiento, se tomó la información proveniente de 24 núcleos de 24 pozos con cerca de 1500 mediciones de porosidad y 1900 de permeabilidad. Se demostró que la correlación de la permeabilidad versus la porosidad es muy pobre en cada uno de los núcleos disponibles. Por ello, se establecieron dos grupos de correlaciones en función del origen de los sedimentos que conforman la matriz porosa. Las dos ecuaciones resultantes fueron consideradas como herramientas fiables para obtener la distribución del área y tendencias de la permeabilidad, en todos los estratos y zonas del yacimiento. Sobre la base de 55 pruebas de presión capilar por drenaje se obtuvo una correlación de la saturación irreducible del agua en función de la permeabilidad y de la porosidad. A continuación se indican los rangos de algunas propiedades petrofísicas del yacimiento B-6-X-03: La permeabilidad se encuentra en un rango de 63 a 144 mD, la porosidad desde 14 a 15,2% y una saturación de petróleo desde 77,7 % a 85,2%.

De acuerdo a las características petrofísicas determinadas mediante los registros que se corrieron en el yacimiento B-6-X-03, se obtiene un registro tipo que describe de manera general todas las particularidades del reservorio, así como también determinar una secuencia estratigráfica e identificar las arenas prospectivas y mediante correlaciones entre varios perfiles determinar una profundidad del nuevo pozo objetivo planteado.

Basándonos en el registro tipo de la zona objetivo, se identifican en la región perteneciente a la formación Misoa (de edad Eoceno Medio) el miembro B-6-X en el cual con un espesor aproximado de 300 pies es posible establecer o delinear alrededor de 3 zonas altamente prospectivas ya que la respuesta de los registros de Rayos Gamma, Resistividad, Porosidad Neutrón (NPHI) y Densidad (RHOB) presentan un comportamiento que indica la presencia de fluidos en esas zonas.

Es importante mencionar que en la zona correspondiente al yacimiento se presenta una discordancia en el tiempo mioceno-eoceno que produce variación en las características de las arenas del yacimiento en lo que se refiere a espesor y estado de consolidación.

El registro de rayos gamma detecta los minerales radioactivos presentes en las formaciones los cuales se acumulan mayormente en lutitas y arcillas por lo que la respuesta del perfil será alta para este tipo de litología, por el contrario zonas de arena se identifican por repuestas bajas del perfil de rayos gamma, además los perfiles de densidad y neutrón ayudan a determinar la porosidad, y los mismos se basan en la emisión de una onda electromagnética capaz de interactuar con la formación (a través de sus átomos) permitiendo así conocer la densidad de la formación (para el caso del perfil de densidad) y el contenido de hidrógeno (perfil neutrónico), y que basándonos en estas lecturas es posible determinar la porosidad del yacimiento mediante ecuaciones matemáticas que las relacionan y las correcciones correspondientes.

Retomando el tema concerniente al yacimiento y la zona en estudio, y de acuerdo a lo mencionado, podemos observar o delimitar con claridad entre 3 y 4 zonas prospectivas de donde podemos identificar respuestas bajas del perfil de rayos gamma (presencia de arena) y entrecruzamiento de las curvas del perfil densidad y perfil neutrónico (presencia de fluidos, lo que genera que las lecturas de porosidad para ambos perfiles sean similares), sin olvidar también a los perfiles de resistividad que nos ayudan a certificar aún más la presencia de  un fluido con alta resistencia al flujo de corriente que pudiera ser agua dulce o petróleo. Además las 4 zonas de arenas identificadas en el registro tipo están delimitadas por capas intercaladas de lo que sugieren ser lutitas, debido a la alta respuesta del perfil de rayos gamma. Ahora bien de las 4 zonas prospectivas identificadas, la más prometedora es la que se encuentra a una profundidad aproximada de 6850 pies a 6940 pies dado que es la que mayor espesor provee y además tiene las características, que como ya se mencionaron, indican con cierta claridad la presencia de un fluido en esa zona.

En vista del análisis anteriormente presentado la profundidad estimada para la perforación del pozo BARRETOS-2 se puede establecer en un intervalo que va de 6890 a 6900 pies de profundidad. Es importante mencionar también que, de acuerdo a las características del registro tipo de la zona se logró identificar un contacto agua-hidrocarburo a una profundidad estimada de 6930 pies de profundidad, dicha profundidad es determinada en base a la interpretación realizada a las curvas de los perfiles de Resistividad principalmente en donde el incremento de los valores de esta propiedad de la formación son un indicador claro de la posible presencia de hidrocarburos en la zona prospectiva, así como también en el registro de porosidad donde se observa una leve variación en el índice de hidrógeno, dando así un valor de 80 pies de espesor, aproximadamente,  de arena neta con potencial acumulación de hidrocarburos.

Cabe destacar que, los parámetros petrofísicos son la llave de entrada a las estimaciones de reservas. Generalmente, ninguno de estos parámetros es medido directamente del yacimiento, cada uno es inferido de mediciones a núcleos o muestras y/o varias mediciones hechas durante la perforación mediante registros, lo que implica una incertidumbre en esos parámetros inferidos, como se presenta en el registro tipo del yacimiento B-6-X-03.

Los parámetros petrofísicos inferidos incluyen porosidad, saturación de fluido y espesor neto, los cuales son usados para el cálculo de volúmenes de fluidos. La permeabilidad es otro de dichos parámetros, usada en varias maneras para la predicción de productibilidad y también hay cierto grado de incertidumbre. A medida que se profundiza, las más básicas mediciones, tienen asociada una incertidumbre que puede ser extremadamente importante para la estimación de reservas. Es trabajo del petrofísico dar la mejor respuesta técnica con una indicación de las incertidumbres asociadas con la respuesta. Todas las consideraciones y  métodos de cálculo pueden ser totalmente documentadas, con el fin de que otros petrofísicos puedan duplicar el resultado. Por ello, es indispensable tomar en cuenta que existe una gran incertidumbre al localizar el pozo BARRETOS-2 ya que nuestras consideraciones y decisiones se han basado en demostraciones y pruebas físicas de pozos vecinos así como de la interpretación de la información a la que se ha tenido alcance.