Primera entrega: Mapas de Yacimiento en Formaciones Siliciclasticas y lenticulares (Mapas Isopacos)

Nota Importante: Los gráficos, imágenes y métodos han sido desarrollados por el autor. Su uso es exclusivamente con fines académicos y se prohíbe el uso en trabajos posteriores sin consentimiento previo.

Mapas de Yacimiento en Formaciones Siliciclasticas y lenticulares

Primera entrega: Mapas Isopacos


Autor: Aldo Sardelli  Msc-Geologo
Revisado: Eugenia Sardelli Geologo-Especialista

1.- Introducción:

El principal objetivo de un mapa de yacimientos es representar los volúmenes de hidrocarburos presentes en una determinada área dentro de una unidad estratigráfica. En este se representa, en un plano bidimensional, la estructura geológica, la intercepción de las fallas presente y los eventos sedimentológicos ocurridos en dicha unidad estratigráfica. 


Para la lectura o interpretación apropiada de un mapa de yacimientos, este debe contener todos los elementos necesarios que permita inferir con mayor certidumbre la situación actual del subsuelo cartografiado, dentro de los cuales se incluyen: contornos estructurales e isópacos, fallas, límites estratigráficos, información básica del pozo, etc. En el presente trabajo se muestran las técnicas apropiadas para generar, de manera efectiva, un modelo de reservas que permita la cuantificación más asertiva de las reservas totales representadas en el modelo geológico interpretado. Es importante acotar que el uso de metodologías no adecuadas o mal aplicadas pueden conllevar a un cálculo incorrecto de reservas en situaciones particulares, como por ejemplo en el caso de depósitos de areniscas (sin hidrocarburo) intercaladas en una unidad estratigráfica impregnada de hidrocarburo, los contactos de fluidos hidrocarburo-agua, entre otros. Adicionalmente, el modelo de reservas resultante permitirá precisar el tipo de explotación que se empleará para un buen manejo del yacimiento. 

2.- Premisas para presentar mapas unificados.

El objetivo principal de una caracterización de yacimientos es cuantificar el hidrocarburo presente en una unidad estratigráfica determinada y su distribución, lo cual permitirá evaluar la forma óptima para su recobro y por consiguiente obtener un beneficio económico. Sin embargo, antes de explicar la metodología a emplearse es importante mencionar las premisas a considerar: 

1.- La coalescencia no es una limitante; esta puede o no estar presente.

2.- Las intercalaciones de depósitos de areniscas saturadas con agua y depósitos de areniscas con hidrocarburo no representan una limitante. Esta metodología permite excluir estos depósitos saturados con agua de la cuantificación.

3.- La profundidad de los contactos de agua-petróleo no es una limitante; estos recobran su función de límite de acumulación en los modelos unificados. 

4.- El tipo de hidrocarburo debe ser similar en toda la columna estratigráfica a cartografiar.

5.- La presencia de gas, dependiendo de su ubicación dentro de la cuenta, representa una limitante.

6.- Siempre es aconsejable definir las unidades estratigráficas en base a estudios estratigráficos para mantener una coherencia de la correlación estratigráfica con respecto a la cuenca de sedimentación. 

3. Metodología

3.1 Mapa Isopaco unificado (suma de arenas)

Para cartografiar una unidad estratigráfica con intercalaciones de depósitos de areniscas y orientaciones de sedimentación particulares, es preciso establecer la extensión lateral de dichos depósitos y conocer, por medio de análisis petrofísicos convencionales, la presencia de hidrocarburo en dicha unidad (Figura 1). Es importante destacar que este procedimiento no remplaza el modelo petrofísico que se genera para evaluar las propiedades de la roca y los fluidos presentes.

Una vez definida la geometría de los depósitos de areniscas tanto lateral como verticalmente, se debe evaluar el procedimiento o la estrategia de mapeo a emplearse la cual dependerá a su vez de la geometría de los depósitos. Dentro de las geometrías a emplease destacan: areniscas coalescentes, separadas, con extensión lateral o con extensión lateral corta, las cuales se muestran en las siguientes figuras y que fueron generadas y validadas a partir de información real.

Figura 01. Modelos ilustrativos de distribución de roca almacén en la zona a cartografiar. Sardelli 2019

La roca almacén puede estar representada por diferentes patrones, dentro de los cuales destacan: coalescente (Figura 1a) compuesto (Figuras 1b y 1c). En el caso de los modelos o patrones compuestos, la geometría de los depósitos puede cambiar tanto lateral como verticalmente, es decir, presentar un patrón coalescente en la parte sur del depósito y lenticular hacia el norte y/o viceversa. La Figura 1b muestra un ejemplo en que los depósitos están dispuestos de manera coalescente en la parte inferior de la unidad estratigráfica y lenticular hacia el tope, mientras que la Figura 1c muestra un deposito dispuesto de manera coalescente hacía el tope y lenticular hacia la base. Otro patrón característico es el definido por la coalescencia de varios depósitos dispuestos a lo largo de una unidad estratigráfica con lentes separados lateralmente, como se muestra en la Figura 1d. Por otra parte, hay depósitos que presentan una estratigrafía lenticular con depósitos de areniscas en toda el área, como es el caso que se muestra en la Figura 1e, y otros donde la continuidad lateral es limitada sin depósitos de areniscas en medio de la unidad estratigráfica como se ilustra en la Figura 1f.

El mapa final será el resultado de la suma de todos los depósitos presentes en la unidad estratigráfica (Figura 2). Independientemente de la información empleada para realizar estos mapas, bien sea considerando la suma de los depósitos definidos o partiendo de la información de pozo, uno de los detalles más importante a considerar es la geometría de los depósitos sedimentarios, es decir, la forma en la cual están distribuidos lateral y verticalmente, lo cual permitirá cartografiar o mapear dichos depósitos con mayor precisión. Es importante resaltar que, en la actualidad, existen softwares especializados que permiten un manejo automatizado de todos estos procedimientos; sin embargo, la calidad de los resultados finales dependerá del conocimiento técnico aplicado por el especialista. 

Figura 02. Proyección de toda la arena neta petrolífera de los niveles A1, A2 y A3 a un plano A1-3. Sardelli 2019

Analizando a detalle el principio de “suma de las areniscas contenidas en una unidad estratigráfica” es importante conocer el proceso de suma y contorneo de mapas unificados, el cual comienza con la suposición de los niveles estratigráficos (Figura 3). Esto se realiza uniendo puntos coincidentes con coordenadas geográficas X,Y, y luego sumando el valor obtenido para cada uno, obteniendo así un valor “unificado” (Figura 4). Luego, se aplica el principio de contorneo para obtener las curvas de iso-valores o isópacos para cada nivel estratigráfico que conforma la unidad estratigráfica bajo estudio. Finalmente, se genera un mapa isópaco total sumando todos los mapas isópacos obtenidos por nivel estratigráfico. 

Figura 03. Proyección de todos los niveles petrolíferos en la Unidad Estratigráfica cartografiada. Sardelli 2019.

Figura 04. Principio usado para la construcción de los isopacos del mapa unificado. Sardelli 2019.

Para la ejemplificación de esta metodología se usarán los siguientes nombres hipotéticos: A1, A2 y A3 (Figura 5). La geometría final del yacimiento estará definida por todos los límites externos de cada una de las acumulaciones individuales, la cual, desde una vista en planta, estaría representada por la “sombra” del área de petróleo superpuesta. La Figura 6 muestra el mapa isópaco total del yacimiento producto de la suma de los depósitos de areniscas presentes.

Figura 05. Isopacos que representa toda la arena neta petrolífera contenida en la unidad estratigráfica cartografiada. Sardelli 2019.

Figura 06. Mapa Isopacos final que representa toda la arena neta petrolífera contenida en la unidad estratigráfica cartografiada. Sardelli 2019.

En próximos artículos hablaremos de :

-Cartografiado de Contactos de fluidos.

-Información de Pozo