Importancia de cartografiar los límites de fluidos en un yacimiento de hidrocarburo.

Importancia de cartografiar los límites de fluidos en un yacimiento de hidrocarburo.

Por MSc Aldo Sardelli

Esquema de relacion Espesor-Profundidad

     Cuando los fluidos están en movimiento van ocupando los espacios disponibles, sin ningún orden establecido, pero al encontrar una barrera, ese tránsito se corta y empieza un acomodo, ocupando todo el espacio posible. Al final tienden a estabilizarse formando una superficie libre en los espacios sin barrera. Esto se puede observar en un tanque cuando vertemos agua en su interior, esta ira al fondo adoptando la forma del tanque y las paredes impidiendo que se derrame y permitiendo la acumulación, pero en el espacio sin barreras, es decir en la parte superior forma una superficie libre horizontal, incluso si el tanque está inclinado.
    En los fluidos presentes en un medio poroso ocurre lo mismo. Desde su génesis las rocas sedimentarias contienen agua atrapada en los poros o por otros factores externos; en rocas ígneas o metamórficas la presencia es debida a migración de los fluidos. Con respecto a gas o petróleo, su presencia se debe a la llegada desde su lugar de generación en una roca madres, los cuales son expulsados e inician un proceso de migración, interactuando con el agua circundante y entre ellos.
    Una vez iniciado el proceso migratorio, los fluidos van avanzando por canales preferenciales hasta alcanzar barreras o trampas que facilitan su depositación y conforman un yacimiento. La llegada de los fluidos no nativos a la trampa, es de manera desordenada y una vez llena se inicia un proceso de estabilización donde intervienen factores como la densidad y viscosidad de los fluidos, la presión, las propiedades de la roca, entre otros.
    Esta estabilización y reacomodo de los fluidos, produce una segmentación estratificada de los mismos, donde, salvo excepciones, los menos densos como el gas irán a la parte superior (si hay presencia), luego el petróleo y finalmente el agua en la parte inferior o buzamiento abajo en la estructura que conforma la trampa. Al igual que el ejemplo del tanque, los fluidos irán concentrándose en la forma de las barreras que conforman la trampa y, donde estas no estén presentes, formarán una superficie libre o contacto. Determinar la profundidad de un contacto es posible a la información obtenida de los pozos, el cual, puede ser visto o estimado, dependiendo de si los pozos lo registraron.
Tomando como referencia el concepto de la página Energy Glossary1, que define un contacto como:

“La interface que separa los fluidos de densidades diferentes presentes en un yacimiento. Usualmente se asume la existencia de contactos horizontal, si bien en ciertos yacimientos existen contactos inclinados. El contacto entre los fluidos normalmente es gradual en vez de abrupto y se forma una zona de transición de fluido mixto. Un yacimiento de fluidos mixtos se estratificará según la densidad de los fluidos, con el gas en el tope, el petróleo en el medio y el agua debajo. La producción de fluidos a menudo perturba los contactos de los fluidos presentes en un yacimiento.”

    Es por esto, que para efectos cartográficos y de cálculo volumétrico se asume la horizontalidad de los contactos, salvo, los casos que se demuestre su inclinación. Por tanto, se puede afirmar que existe una estrecha interacción entre el espesor de la roca representado por los isopacos, los elementos de la trampa y la forma de la estructura representada por los contornos estructurales.
    De todo lo antes expuesto se pueden diferenciar dos tipos de elementos de acuñamiento que no son representados de forma normal por los isopacos, como lo son: la cuña de fluidos para representar los contactos entre fluidos y la cuña de falla para representar la interacción del plano de la falla con respecto al yacimiento. Ver figura1.

 “Acuñar es definir la arena neta como arena neta petrolífera o gasífera”

 

Figura1. Representación cartográfica de los tipos de cuñas. (a) Cuña en la falla, (b) cuña en zona de contacto gas-petróleo y (c) cuña en la zona de contacto de agua-petróleo.

    Ahora bien, la importancia de determinar los acuñamientos de los fluidos y su adaptación a la trampa, radica en conocer de una manera más exacta los volúmenes de hidrocarburos (gas y petróleo) presente en el modelo de yacimiento. No determinarlos, llevaría a una sobreestimación o subestimación de estos volúmenes, además de, no tener una representación precisa de los fluidos en el mapa.
La roca almacén y su interacción con los contactos de fluidos.
    Con respecto al cálculo volumétrico del gas libre en un yacimiento con presencia de diversos fluidos, el acuñamiento de los isopacos que representan la arena neta gasífera es importante para definir la zona que ocupa la superficie libre (horizontal), ya que, no toda la roca está impregnada de gas, como se puede observar en la figura 2.

Figura 2. Perfil que representa el yacimiento sin considerar el contacto Gas-Petróleo.

    Realizar la representación cartográfica o el cálculo volumétrico sin tomar en cuenta el contacto, claramente ocasionaría un error en la distribución del gas o en la sobre-estimación de su volumen. Para evitarlo, se debe delimitar correctamente la zona de gas y esto solo es posible a través de la cartografía de la cuña de gas como se muestra en la figura 3.

Figura 3. Perfil que representa el yacimiento considerando el contacto Gas-Petróleo.

      En relación al contacto agua-petróleo, las consideraciones y principios son similares, no toda la roca en la zona de superficie libre está impregnada de petróleo, claramente por debajo del petróleo se encuentra una porción de agua que debe ser excluida del cálculo volumétrico y permitir una correcta representación de la distribución de los fluidos, ya que, omitir un acuñamiento traería valores sobreestimados, como se puede observar en la figura 4.

Figura 4. Perfil que representa el yacimiento sin considerar el contacto Agua-Petróleo.

Cartografiar la cuña que indica la superficie libre entre el agua y el petróleo llevará a una mejor estimación volumétrica, además de indicar la correcta distribución de los fluidos en el yacimiento como objetivo principal de un mapa. Figura 5.

Figura 5. Perfil que representa el yacimiento considerando el contacto Agua-Petróleo.

    En las figuras 4 y 5, se puede evidenciar, al igual que en el contacto agua-petróleo, que en la parte buzamiento arriba, en el contacto gas-petróleo se debe incluir la porción por debajo del gas y que es parte de la zona de petróleo establecida gracia al cartografiado de la cuña de gas. De no incluirse, se estaría subestimando el volumen en la zona de petróleo.
    Esto evidencia la importancia de la estimación de los contactos de fluidos y su correcto cartografiado en los mapas isopaco-estructural donde se representan los yacimientos. Existen muchas consideraciones a tomar en cuenta al graficar una cuña, relacionados directamente con los elementos que conforman la trampa y su interacción con los contactos. Figura 6.

Figura 6. Modelos de yacimientos acuñados.

    Finalmente, si existen dos fluidos comerciales, por ejemplo, gas y petróleo, a diferencia de un contacto entre un fluido comercial y uno no comercial, por ejemplo, petróleo y agua; se deben considerar los isopacos del fluido buzamiento abajo después de la cuña de gas, aunque esos isopacos traspasen la zona de gas, es importante ya que ese volumen de roca por debajo del gas está impregnado de petróleo. Esto se puede observar en la siguiente figura 7.

Figura 7. Representación de la zona de petróleo por debajo de un contacto Gas-Petróleo.

La roca almacén y su interacción con la falla
    Otro elemento que está presente en la cartografía es la representación de la porción de yacimiento por debajo de la traza de la falla o cuña de falla. Esta depende del espesor-calidad de la arena contentiva de hidrocarburo y de la inclinación del plano de falla.
    Su visualización en los mapas depende de la escala y como se dijo anteriormente la inclinación del plano de falla y el espesor-calidad de la arena yacimiento. En muchos casos, graficarla no es posible debido a la escala en la cual se está trabajando el mapa y su volumen no representa grandes aportes en el volumen total.
    Es importante recordar que la roca en las proximidades a las fallas ha sufrido un proceso de cizallamiento que generan cambios en la roca y se denominan rocas de fallas las cuales se pueden clasificar en dos series de rocas de deformación en relación con las zonas frágil y dúctil, que representan tipos extremos dentro de una serie intermedia muy amplia: la serie cataclástica y la serie milonítica respectivamente. Todo esto, por lo general genera alteración de la calidad de la roca yacimiento en las zonas próximas a la falla y que de representar importancia debe ser considerado.
En la figura 1, se muestra todos los tipos de acuñamientos posibles en un yacimiento, incluyendo el de cuña de falla, para representar la porción de yacimiento en la sombra del plano de falla. Su cartografiado viene regido por la interacción entre el plano de falla y las líneas isopacas que representan la roca. Para ello, se debe ahondar más en los planos de fallas y la graficación de las trazas de falla. Lo importante a tener en cuenta con respecto a la cuña de falla, es la escala de mapa, la inclinación de la falla, el espesor y calidad de la arena yacimiento para determinar la importancia de los volúmenes de hidrocarburo que puedan estar asociados a ella.


Conclusiones:
•    El acuñamiento de los isopacos en yacimientos con contactos de fluidos es necesario para evitar errores en la distribución de los fluidos en la cartografía y los cálculos volumétricos.
•    La cuña representa la superficie libre entre dos fluidos.
•    La cuña es la relación entre los espesores, el valor del contacto y la profundidad, estos 3 elementos definen los cierres de los isopacos en la zona de contacto o cuña.
•    Por debajo de la cuña de gas, existe una porción de roca impregnada de otro fluido que de ser comercial debe ser incluido.
•    Los isopacos en la cuña siempre deben estar representados, aunque los isopacos no lleguen a la zona de cuña.
•    Si existe una falla en la zona de cuña esta influye en el trazado de los cierres isopacos, comportándose igual que los contornos estructurales.
•    Acuñar los isopacos de un yacimiento es transformar la arena neta en arena neta comercial, es decir, roca totalmente impregnada de hidrocarburos.
•    En una estructura anticlinal, el acuñamiento se realiza por cualquier parte donde coincida el contacto, los valores de profundidad y los valores de isopacos.

1 https://glossary.slb.com/es/terms/f/fluid_contact