BLOQUE CHACHAHUEN NORTE POZO YPF.MdN.Chu.es-22 ANÁLISIS DE FACIES REGISTRO DE GAMMA RAY

GARCÍA, MICAELA; D'ELIA, LEANDRO; LÓPEZ, MANUEL; FRANZESE, JUAN R.; BUCHER JOAQUÍN

2019-01-01/2020-01-24

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Exploración y desarrollo de hidrocarburos

Energia-Hidrocarburos

La exploración y desarrollo de hidrocarburos involucra inversiones de alto riesgo, principalmente debido a la incertidumbre del conocimiento geológico del subsuelo. Las preguntas que se deben resolver en una etapa Exploratoria son: ¿hay hidrocarburos? ¿dónde están? ¿Cuánto hay?Por su parte en una etapa de Desarrollo son: ¿cómo sacamos el hidrocarburo? ¿Cómo modelar un reservorio altamente heterogéneo? ¿Dónde inyectamos el agua, polímeros y/o vapor para poder barrer el hidrocarburo remanente? ¿En qué lugar va a incrementarse la presión producto de esa inyección? ¿Por qué hay pozos no productivos entre pozos productivos? ¿por qué hay diferentes estratigrafías entre pozos cercanos? ¿Por qué se pierde volumen de petróleo en capas no perforadas? ¿por qué hay diferencias de impregnación dentro de un mismo estrato? ¿De qué manera eficiente podemos mejorar la producción? ¿Por qué no hay hidrocarburos en sectores con buena petrofísica? etc. Todas estas incertidumbres están directamente relacionadas al conocimiento geológico del reservorio sobre el cual se basen las inversiones exploratorias y/o de desarrollo. Cuanto mejor grado de certeza tenga la caracterización geológica del reservorio, menor grado de incertidumbre y riesgo tienen las inversiones, lo que se traduce en menores costos para el negocio. De esta manera, hay un gran valor comercial en determinar las facies sedimentarias, geometrías y dimensiones del reservorio; así como también la presencia de barreras permeables, diferencias de cementación, etc. Que hacen a las heterogeneidades internas del reservorio. El estudio y caracterización de estas heterogeneidades se vuelven aún más importantes en una etapa de desarrollo de campos maduros cuando se evalúan proyectos de EOR (Enhanced Oil Recovery). El desarrollo de las técnicas CIRA (Caracterización Integral de Reservorio Aflorante) constituyen un producto tecnológico novedoso. Estas técnicas innovadoras incluyen Sedimentología de Alta Resolución (SAR), Modelado Digital de Afloramientos para fotogrametría (MDA) y Perforaciones Superficiales Detrás del Afloramiento (PSDA) o técnica (OBO - Outcrop Behind the Outcrop). Estas tecnologías se encuentran en la frontera del conocimiento y fueron aplicadas por primera vez recientemente en los depósitos Triásicos del TIBEM de España los cuales son los análogos aflorantes de los Reservorios TAGI (Argelia). Un integrante de los geocientistas que van a desarrollar este proyecto estuvo involucrado en el desarrollo de estas tecnologías novedosas. El principal desafío para resolver es poder traducir toda la información tridimensional de los homólogos de afloramiento a información unidimensional de subsuelo (Coronas, Perfiles e Imágenes de pozo). Muchas veces los geólogos de superficie utilizan lenguajes y descripciones tridimensionales que son muy valiosas, precisas y novedosas, pero de imposible aplicación y correlación con el subsuelo. Principalmente, porque lo datos que se utilizan en ambos casos son diferentes, de esta manera el desarrollo y aplicación de las técnicas CIRA intenta colaborar para llegar a ese entendimiento a través de la homogenización de los datos. Metodológicamente este proyecto pretende una Caracterización de Integral de los Reservorios Aflorantes utilizando: i) Sedimentología de Alta resolución (SAR) y Modelado Digital de Afloramiento (MDA). Con estas técnicas se determinan y parametrizan las facies sedimentarias, geometrías, heterogeneidades y dimensiones del reservorio; así como también la presencia de barreras permeables, diferencias de cementación, etc. Y finalmente con las ii) Perforaciones Superficiales detrás del Afloramiento (PSDA) se traduce como se ven cada una de esas heterogeneidades del reservorio en datos de subsuelo: perfiles de rayos gamma (espectral y natural), potencial espontáneo, sónico y en imágenes de pozo (ABI y OBI), así como también como se ven los testigos coronas obtenidos del afloramiento. Con este flujo de trabajo se obtiene una caracterización geológica de reservorio en afloramiento, y se detectan cuáles son y como se ven en subsuelo las características diagnósticas del Reservorio tanto en las coronas como en perfiles eléctricos e imágenes de pozo. Los hidrocarburos pesados (de bajo grado API) y particularmente los del sector de borde de Cuenca Neuquina representa actualmente un desafío exploratorio para YPF SA. En el caso puntual de los hidrocarburos pesados de borde de Cuenca Neuquina poseen tres rasgos distintivos: i) el primero y principal radica en la imposibilidad de obtención de datos sísmicos (2D o 3D) debido a la presencia superficial de los basaltos del campo volcánico de la Payunia. De manera que la exploración se realiza ?a ciegas?, siendo la caracterización de homólogos/análogos de afloramiento el único recurso disponible. ii) el segundo rasgo distintivo es que el hidrocarburo presente es pesado y la explotación sólo podría realizarse mediante la inyección de vapor a fin de bajar la viscosidad y iii) la tercer característica es la presencia de homólogos de afloramiento de los reservorios a menos de 40 kilómetros de distancia. Este caso de estudio resulta ideal para desarrollar por primera vez las técnicas CIRA de Caracterización Integral de Reservorios Aflorantes y su aplicabilidad a proyectos de EOR.