Segunda entrega: Mapas de Yacimiento en Formaciones Siliciclasticas y lenticulares (Contactos)

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

Segunda entrega: Contacto de fluidos


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

En la edición anterior se discutió lo relacionado al tema de los Mapas Isopacos de arena neta petrolífera en formaciones siliciclásticas y lenticulares. En esta nueva edición se discutirá todo lo relacionado a los Contactos de Fluidos, dentro de los cuales destacan: Gas-Petróleo, Gas-Agua o Petróleo-Agua, encontrándose generalmente al agua más profundo que los otros fluidos (petróleo, gas, etc.) por la densidad característica de la misma. Sin embargo, existen excepciones a esta regla como es el caso de la Faja Petrolífera de Orinoco al Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, en donde existen registros de contactos invertidos, es decir, el agua se encuentra más somero que el hidrocarburo (Contacto Agua-Petróleo) asociado a viscosidad del hidrocarburo; sin embargo, este tema no será abordado en esta edición.

Uno de los elementos más importantes al momento de cuantificar la cantidad de hidrocarburo presente en el subsuelo son los contactos de fluidos, los cuales representan límites de yacimientos debido a la diferencia de densidad entre los fluidos presentes. Como resultado, una incorrecta representación de estos en los mapas puede conllevar a un mal cálculo del área del yacimiento y por consiguiente de los volúmenes de hidrocarburo presentes en dicho yacimiento.

Para cartografiar contactos de fluidos para yacimientos representados por un depósito de arenisca y/o varios depósitos de areniscas conectados, los métodos tradicionales de cartografiado de contactos de fluidos proponen proyectar la profundidad del contacto en la estructura, y luego definir el contacto en todo el mapa siguiendo los contornos estructurales. Esto es aplicable cuando la profundidad del contacto es avistada y leída en registro, y con una profundidad de contacto igual en todos los puntos (pozos) donde el contacto este presente. Sin embargo, para el caso de unidades estratigráficas lenticulares esta metodología no es aplicable ya que, considerando que los diferentes depósitos que constituyen una unidad estratigráfica presenten diferentes acumulaciones petrolíferas con contactos de fluidos a diferentes profundidades, se podría generar “sobre estimaciones” de área y errores de cartografiado, y como consecuencia errores en los cálculos de volúmenes de hidrocarburo. Un caso ejemplo de ello es cuando se tienen pozos de agua dentro de un yacimiento.  Recordemos que el mapa de yacimiento con fines de estimación de reservas y plan de desarrollo se realiza a condiciones originales de yacimiento.

La metodología que se presenta en este artículo está basada en las observaciones mencionadas anteriormente, y que propone una modificación del método tradicional. Esta metodología permitirá un cartografiado y una estimación más exactos del área de un yacimiento y del volumen de hidrocarburo presente en el mismo.

Cartografiado de Contactos de fluidos.

La metodología propuesta en este artículo sugiere la consideración de algunos elementos importantes dentro de los cuales destaca el Contacto Original Agua Petróleo – CAPO, el cual puede estar interpretado a diferentes profundidades para cada acumulación de hidrocarburo presente en una unidad estratigráfica. . La Figura 1 muestra un caso didáctico de cuatro acumulaciones de hidrocarburo, distribuidos en tres niveles. Si se quisiera cartografiar el CAPO de la acumulación que se encuentra en el nivel inferior y se utiliza la metodología tradicional, lo que se haría es utilizar el valor de la profundidad del contacto y ubicar esa profundidad en la estructura del nivel superior y ahí definirlo. Haciendo esto se estaría incurriendo en el error de cartografiar un CAPO de un yacimiento con una profundidad “B” referenciado a un nivel A3, en un nivel A1(superior) cuyas acumulaciones presentan una profundidad “A”, Esto generaría una sobreestimación del área por diferencia de profundidad. Como se puede ilustrar en las figuras 02 y 03.

Figura 01. Ejemplos de contactos interpretados a diferentes profundidades dentro de una Unidad Estratigráfica. Sardelli A., 2019

Figura 2. Errores generados al proyectar CAPOs con profundidad a un nivel A3 en el nivel A1. Sardelli A., 2019

Figura 3. Método de cartografiado de CAPO por proyección por coordenadas y comparación con método por profundidad. Sardelli A., 2019

Metodología modificada:

Partiendo de la afirmación de que el CAPO es un límite de acumulación de hidrocarburo o de yacimiento, representado por una línea formada por puntos y que estos esta georreferenciados, es decir, tienen una coordenada X,Y, la metodología propuesta sugiere proyectar este límite hacia el nivel superior (ejemplo: nivel A1), tal y como está ubicado en el nivel original (ejemplo: nivel A3), representándolo como una línea denominada “Limite de Contacto de Fluido” sin una profundidad asociada (Figura 3). Dicho Límite de Contacto de Fluido podría ser representado por la simbología característica del límite arbitrario (Figura 4), aunque no se puede descartar crear una nueva nomenclatura para diferenciarlo de otro limite que pueda encontrarse en el yacimiento.

Figura 4. Vista de perfil y planta de los contactos proyectados y su representación en el mapa. Sardelli A., 2019.

Finalmente y como dato adicional, se sugiere etiquetar el mapa colocando la palabra CAPO, seguido de la profundidad real y el nivel al que pertenece (“CAPO @”). La Figura 5 muestra un mapa isópaco de arena neta petrolífera con los contactos proyectados. Para el caso en el que el contacto quede dentro de nuevo yacimiento unificado, su representación se hace innecesaria, aun cuando este influyó al momento de excluir zonas de agua. 

Figura 5. Mapa Isópaco de arena neta petrolífera con los contactos proyectados y su representación en el mapa. Sardelli A., 2019.

Para la tercera entrega, el tema sera Información de Pozo. Aunque parezca irrelevante, la forma en cómo se coloca la información de pozo en el mapa es de suma importante para su lectura.