Flujo de trabajo para la integración de los conceptos de electrofacies-litofacies-unidades de flujo y tipos de rocas en la construcción de modelos geológicos y dinámicos de simulación de reservorios

SOTOMAYOR J., G. JALFIN, J. PRIETO Y E. BELLOSI

Mar del Plata

Congreso; 6° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos; 2005

Instituto Argentino del Petróleo y Gas

Uno de los problemas que normalmente enfrentan los modelos de simulación dinámica de reservorios es contar con ecuaciones que reflejen adecuadamente las características del reservorio a partir de los datos de pozo. En el pasado los ingenieros trabajaban sin que exista un modelo geológico y el resultado de la simulación se basaba sólo en el grillado de mapas 2D (estructurales al tope de los principales reservorios, net/gross, arena neta, etc.). Simulaciones dinámicas más robustas resultan de incorporar la heterogeneidad de los reservorios desde modelos geológicos 3D que combinan la interpretación de las facies, ambientes de depositación, estructura, etc. a partir de  los datos de perfiles de pozo, testigos corona,  sísmicos y análogos de afloramientos. La previa captura de la heterogeneidad (tendencia y orientación de las propiedades petrofísicas) continuidad y geometría de los reservorios dentro de modelo geológico proporciona una mejor  base para la interpretación dinámica del comportamiento de los fluidos en el modelo de simulación numérica. Adicionalmente, diferencias de criterio en el tratamiento de los datos de reservorios genera discrepancias entre geólogos e ingenieros. En ocasiones, esto obliga a la utilización de factores de corrección (i.e. multiplicadores sobre las permeabilidades) que hacen que los ajustes alcanzados por los ingenieros en la interpretación de las unidades de flujo no coincidan con las logradas por los geólogos en sus definiciones de facies. En el presente trabajo se muestra un flujo de trabajo que permite combinar satisfactoriamente ambos puntos de vista honrando esencialmente los datos de pozo. Es oportuno señalar que es necesario contar con la mayor cantidad de información básica de pozo (testigos corona, cuttings, mudlogs, conjunto de perfiles eléctricos, etc.) para erigir un modelo geológico conceptual a través de la definición de las distintas facies y sus asociaciones. Sobre los datos de pozo se  identifican las litologías que constituyen los reservorios contrastándose luego ésta interpretación con las litofacies observadas en los testigos corona. A partir del conjunto de datos de pozo se  obtienen las “n” electrofacies presentes en cada reservorio, mediante redes neuronales. Estas electrofacies se integran con las litofacies agrupándose hasta satisfacer un número adecuado que describa las relaciones de facies sedimentarias que mejor describen el ambiente de depositación. Datos de porosidad, permeabilidad, presión capilar (PC) y de producción se analizan para encontrar las unidades de flujo que componen cada reservorio. Las unidades de flujo se comparan buscándose una equivalencia con las asociaciones de electrofacies previamente integradas con las  litofacies, generándose así la tipificación de rocas (rock types=RT) que caracterizan en su totalidad al reservorio en cuestión. Finalmente, el modelo de saturación de agua (Sw) para cada RT se logra a partir las curvas de PC graficándose la relación Sw versus altura sobre el contacto de agua libre (hFWC) resultante de a cada una de los RT. El flujo ha sido exitosamente aplicado en la caracterización de varios campos con producción de crudos pesados alojados en reservorios clásticos de muy altas permeabilidades (>5000 mD) y grandes variaciones verticales en la salinidad de agua de formación, sin información de superficie pero con un modelo análogo conceptual.