Como construir un modelo petrofísico,

del poro al perfil

Agosto 2020

Claudio Naides

Agenda

INTRODUCCION

OBJETIVO - WORKFLOW

INFORMACION ADQUIRIDA

ESCALAS E INTEGRACION

DEFINICION PROPIEDADES PETROFISICAS

EJEMPLOS

CONCLUSIONES

Introducción

Que es un Modelo

El concepto de modelo se define como un esquema teórico, generalmente en forma matemática, de un sistema o de una realidad compleja, que se elabora para facilitar su comprensión y el estudio del comportamiento.

Modelo Petrofísico

Un Modelo Petrofísico de un reservorio, es la determinación de cada una de las características particulares que permiten definir los distintos tipos de reservorios con sus propiedades de almacenamiento, fluidos y capacidades productivas distintivas. Es un proceso multidisciplinario de generación, interpretación, calibración e integración de la información geológica y de ingeniería.

Introducción

Modelo Petrofísico

Esta información tiene diferentes orígenes y escalas de análisis, que va desde la escala del poro hasta información de menor resolución, donde el perfil de pozo es el elemento integrador donde se deberán cuantificar estas propiedades para construir el modelo final.

Se deberán también identificar las posibles incertidumbres, desde la adquisición del dato hasta la interpretación misma, para conocer sus incertidumbres y representarlas en el modelo final.

Objetivo Inmediato

Objetivo Mediato

Estrategia de la adquisición de datos en función del uso inmediato (terminación) y/ó mediato (caracterización de reservorio).

Objetivo

Objetivo: inmediato

Interpretar el Pozo para identificar los reservoriospotenciales y definir su terminación.

Evaluar Porosidad, Saturaciones y Permeabilidad.

Petróleo Original

in situ (POIS) N =A * Hu *φ * (1-Sw)

Bo

Gas Original

in situ (GOIS) N =A * Hu * φ * (1-Sw)

Bg

A=Area Hu= Espesor útilPhi= PorosidadSw= Saturación de AguaBo= Factor de Volumen para petróleoBg= Factor de Volumen para gas.

Objetivo: mediato

Modelo de Permeabilidad para evaluar la capacidad productiva de un reservorio.

Flujograma

Información

Disponible

Datos Directos Datos Indirectos

Geología Petrofísica

Facies RCAL (Phi-K)

Perfiles de Pozo

Modelo Porosidad-Permeabilidad

SCAL (PcHg-IR-FF-Kr,etc

Interpretación (VCL-Phi-Sw)Parámetros de Archie

Litologías

Ajuste Corona Perfil (Phi)

Swi - Rock Types

Ajuste Corona Perfil (Sw – Permeabilidad)

Modelo Final Pozos

Selección de cut offs y cálculos volumétricos

Facies con Imágenes de Pozo

Flujograma

Determinar los pozos claves (key wells) para calibrar el modelopetrofísico, estos se seleccionaran en función a su información y a sudistribución areal.

POZOS CLAVES

Adquisición de la Información:

Datos Directos: Datos de Pozo

Adquisición de la Información:

Datos Directos: Datos de Pozo

Cutting

Cromatografía

Testigos Laterales/Rotados

CoronaEstudios Geológicos

Estudios Geoquímicos

Estudios Geomecánicos

Estudios PetrofísicosAnálisis de Petrofísica Básica (RCAL)

Análisis de Petrofísica Especial (SCAL)

Estudios Especiales

Sedimentología

Fracturas

Facies

TOC

Reflectancia de la Vitrinita

Pirólisis

Scracht Test-UCS-Young y Poisson

Litologías

Cromatografía

Geoquímica

Adquisición de la Información:

Datos Indirectos: Perfiles de Pozo

Adquisición de la Información:

Datos Indirectos: Perfiles de Pozo

Eléctricos Acústicos Nucleares Evaluadores de

Formación

Conductivo

Resistivo

Microresitivo

Dieléctrico

1- Registro Open Hole (OH)2- Registro Cased Hole (CH)3- Registro Logging while Drilling (LWD )

VSP

Sónico

Sónico Onda

Completa

Imagen

Gamma Ray

Densidad

Neutrón

Resonancia

Magnética

Perfil

Litogeoquímico

Fm Tester

Modular Fm

Tester

Fuente:

Carlos Torres Verdín

Adquisición de la Información:

Datos Indirectos: Perfiles de Pozo

Escalas de Información adquirida

y estudiada

1 m 103 10610-310-6

Estudios de

Cuenca

Superficies

Sísmicas

VSP

Geología

Geofísica

Ingeniería

de Reservorios

Petrofísica

Perforación y

Completación

Perfiles de

Pozo

Ensayos de

Presión

Ensayos de

Pozos

Descripción geológica

TR - Corona

DRX – FRX

CD-CT Scan

RCAL - SCAL

Análisis de imagenes

SEM-FIB SEM-CT Scan

Escalas de medición y resolución relativa de estudios de caracterización

Modificado de:

Jackson and Tomutsa, 1991

Porosidad = Volumen de poros

Volumen total de la muestra

Φ = V poros

V muestra

Vm

Vp

Matriz m

Poro

1 - φ

φ

Porosidad

Intergranular Intragranular

Vugular-MóldicaFractura

Tipos de Porosidad en Shales

1 – Porosidad en la fracción no arcillosa.

2 – Porosidad en la fracción arcillosa.

3 – Porosidad del kerógeno.

kerógeno

Matriz Inorgánica:arcillosa yno arcillosa

Permeabilidad

Tight

Baja K

Moderada K

Alta K

Shale

Co

nven

cio

nal

No C

on

ven

cio

nal

La saturación de una formación es la fracción de su

volumen poroso que ocupa el líquido considerado.

Si en los poros de una roca solo existe agua, en ese caso

se considera que dicha formación tiene Sw=100 %.

En una formación, la Sw nunca va a llegar a cero, siempre

va a tener una fracción de agua capilar, que es la Swi.

La saturación puede ser obtenida a partir de ensayos sobre

coronas y a través de perfiles de pozo.

Saturación

Ejemplos – Casos de estudios

MODELO PRETROFISICO PREDICTIVO APLICANDO EL CONCEPTO DE

UNIDADES HIDRAULICAS DE FLUJO

MODELO PRETROFISICO PREDICTIVO APLICANDO EL CONCEPTO DE UNIDADES HIDRAULICAS DE FLUJOEN LA FORMACION SPRINGHILL,EN

UN AREA DE LA CUENCA AUSTRAL,

ARGENTINA J. Lauri, J. Traverso, C. Naides. V Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 2002 IAPG.

Litofacies

Correlación K-PHI

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

PHICOR_nobp %

KG

CO

R_n

ob

p m

D

Motivación

UNIDADES DE FLUJO

Correlación K-PHI - SCI Campo Indio

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

PHICOR_nobp %

KG

CO

R_

no

bp

mD

UFLU 1

UFLU 2

UFLU 3

UFLU 4

UFLU 5

UFLU 6

UFLU 7

ZONA RESERVORIO

K =

1014 (FZImedio)2

3

(1 - )2 (6)

Tam

año d

e G

rano

Cre

c. Sec. Cuarz

o

Crec. Sec. Cuarzo & Arcillas Arc

illa

s

Gla

uconita

Modelo de Permeabilidad

D T

R H O B

N P H I

Cap as de En trad a

Cap as O cu ltas

Cap a d e S a l id a

F ZI _ S

V C L

S F L

Metodología de extrapolación

Pozo de Entrenamiento

Pozo de Extensión

CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN RESERVORIO CLÁSTICO

INTEGRANDO INFORMACIÓN DE CORONAS Y PERFILES

Ejemplos – Casos de estudios

Análisis de Facies del Miembro Troncoso en la Zona de Rincón de Los Sauces, Neuquén, Argentina. C. Naides, M. Barrionuevo. V Congreso de

Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 2002 IAPG.

CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DEL MIEMBRO TRONCOSO INFERIOR EN EL YACIMIENTO PUESTO HERNÁNDEZ, NEUQUÉN, ARGENTINA. A.

Krittian, C. Naides. VI Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 2005 IAPG.

CORONAS

AFLORAMIENTOS

IMAGEN DE POZO

PERFILES

Se reconocen estructuras

diagnósticas de facies eólicas y fluviales.

Se identifican estructuras

y patrones de dip que

definen facies eólicas y

fluviales en imágenes.

Con Perfiles seleccionados (PEF-DEN-NGS) se

infieren las facies identificadas previamente a

través de un “análisis discriminante no paramétrico.

Se caracteriza cada facies petrofísicamente.

Flujograma del Modelo de Facies

Descripción de Facies con

Corona y Perfil de Imagen Pozo

PH-1236 MiembroTroncoso

0 0.5 1

933.0

935.5

938.0

940.5

943.1

945.6

948.1

950.6

953.1

955.6

958.1

960.7

963.2

965.7

968.2

970.7

973.2

975.7

978.3

DE

PT

H

Facies Estimadas con PEF-

DEN-NGS Pozo PH-1236

Miembro Troncoso

0 0.5 1

933.0

935.5

938.0

940.5

943.1

945.6

948.1

950.6

953.1

955.6

958.1

960.7

963.2

965.7

968.2

970.7

973.2

975.7

978.3

DE

PT

HAnhidrita

Duna

Duna

Interduna

Húmeda

Anhidrita

Duna

Duna

Interduna

Húmeda

Fluvial

Efímero

Fluvial

Efímero

Entrenamiento

Modelo de Facies con perfiles

Fluvial

Efímero

Descripción de Facies con

Perfil de Imagen Pozo PH-1336

Miembro Troncoso

0 0.5 1

806.0

808.6

811.2

813.8

816.4

819.0

821.6

824.2

826.8

829.4

832.0

834.5

837.1

839.7

842.3

844.9

847.5

850.1

852.7

DE

PTH

Facies Estimadas con PEF-

DEN-NGS Pozo PH-1336

Miembro Troncoso

0 0.5 1

806.0

808.6

811.2

813.8

816.4

819.0

821.6

824.2

826.8

829.4

832.0

834.5

837.1

839.7

842.3

844.9

847.5

850.1

852.7

DE

PTH

Test

Anhidrita

Duna

Interduna

Húmeda

Fluvial

Efímero

Anhidrita

Duna

Interduna

Húmeda

Fluvial

Efímero

Corte E-W

Corte N-S

Distribución de Facies

PETROFÍSICACOMPORTAMIENTO

PRODUCTIVO

FACIES

PETROFACIES

Interpretación y

reinterpretación

automática de perfiles

- Salinidad del agua de Fm

- Modelo de Phi y Sw

-Swi-Sor

-Valores de corte

Modelo de

Permeabilidad

NUEVA CARACTERIZACIÓN

PETROFÍSICA DEL MIEMBRO

TRONCOSO INFERIOR

Flujograma Modelo Petrofísico

Unidades de flujo

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Capacidad de almacenamiento

Cap

acid

ad

de f

lujo Duna Superior

Inter duna

Duna inferior

Fluvial

Interduna Húmeda + Interduna seca

(Gunter et. al., 1997)

DUNA

INTERDUNA

FLUVIAL

DUNA

DUNA

DUNA

FLUVIAL

FLUVIAL

INTERDUNA

INTERDUNA

Petrofacies

DISTRIBUCION DE TAMAÑOS DE GARGANTAS PORALES

CAPA H

0.01

0.1

1

10

100

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Saturación de Fase Mojante (% V.P.)

Diá

met

ro d

e ga

rgan

ta p

oral

(mic

rone

s)

1-5-32

1-11-11

1-9-19

1-6-30

Swi (Pc) = 0.215

Swi (Krel) = 0.26

10

15

20

25

30

35

40

0.10 1.00 10.00

Muestra 1-6-30

Raiz K/Phi

Datos de Krel

Datos de Pc (Hg)

Ley Swi/ . Ajustada con Krel*/ PhiK

*/ PhiK

10

15

20

25

30

35

40

0.10 1.00 10.00

Muestra 1-6-30

Raiz K/Phi

Ley Swi/ . Sin ajustar

Datos de Krel

Datos de Pc (Hg)

*/ PhiK

*/ PhiK

Modelo de Swi

UNA SOLA LEY KPHI

10md 100md

DUNA

INTERDUNA

FLUVIAL

TRES LEYES KPHI

10md 100md

Modelo de Permeabilidad

CUT OFF Porosidad PH-0439, PH-0471, PH-0529 y PH-0429

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3

PHI

PH

I A

cu

mu

lad

a

PHI: 10,1

Fig. 25: determinación de cut off mediante porosidades interpretadas de perfil

CUT OFF Porosidad PH-0439, PH-0471, PH-0529 y PH-0429

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3

PHI

PH

I A

cu

mu

lad

a

PHI: 10,1

CUT OFF Porosidad PH-0439, PH-0471, PH-0529 y PH-0429

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3

PHI

PH

I A

cu

mu

lad

a

PHI: 10,1

Fig. 25: determinación de cut off mediante porosidades interpretadas de perfil

%sum(K*H) / K

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0,01 0,10 1,00 10,00 100,00 1000,00

K

%s

um

(k

*H

)

K Mínima = 0,5 mD

K Media = 0,6 mD

K Máxima = 0,8 mD

% Sum (K*H)/K

%Sum

(K*H

K

%sum(phi*H)/K

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0,01 0,10 1,00 10,00 100,00 1000,00K

%s

um

(p

hi*

H)

% Sum (phi*H) Mín = 10

% Sum (phi*H) Med= 12

% Sum (phi*H) Máx= 13

K Mínima = 0,5 mD

K Media = 0,6 mD

K Máxima = 0,8 mD

% Sum (phi*H)/K

%Sum

(phi*

H

K

%sum(phi*H) / phi

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 5 10 15 20 25Phi

%su

m(p

hi*

H)

% Sum (phi*H) Mín = 10

% Sum (phi*H) Med= 12

% Sum (phi*H) Máx= 13

Cut Off Porosidad

Phi Mín = 9,7 %

Phi Med = 10,2 %

Phi Máx = 10,4 %

% Sum (phi*H)/phi

Phi

%Sum

(phi*

H

Método Scribner - EngineerValores de corte (cut off)

Perfiles normalizados

Operaciones (Calculo de Sw y Phi, cálculo de K, cálculo de Swi y Sor)

BASES DE DATOS (rw, rmf, temp, etc.)

Correlación

Petrofacies

Power Batch Perfiles Interpretados

Modelo Petrofísico en todos los pozos

Metodología tradicional

1

Metodología Utilizada

1

- Porosidad, Saturación, Permeabilidad, Swi y Sor

- 3 Petrofacies

- 600 Pozos

Modelo Petrofísico en todos los pozos

SPE 121313

Petrophysical Analysis Method to Identify "Sweet Spots" in Tight Reservoirs: Case Study from Punta Rosada Formation in Neuquen Basin, Argentina

C. Naides.

ANALISIS PETROFISICO PARA IDENTIFICAR SWEET SPOTS EN UN

RESERVORIO TIGHT GAS

Adquisición y Control de calidad de los datos

Interpretar propiedades petrofísicas: Porosidad y Saturación

Determinar espesores de arenas totales

Determinar Indice de volumen de gas

Determinar Rock TypesIdentificar Sweet Spots

Flujo de Trabajo

Propiedades Petrofísicas

Net Sand Pay (NSP)

Gas Index Volume (GIV)

Net Reservoir (Hk)

DISTIBUCION DE TAMAÑOS DE GARGANTAS

PORALES

0

5

10

15

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

Diámetro de garganta poral (micrones)

Po

rce

nta

je d

e v

olu

me

n p

ora

l

inva

did

o

Distribución de Bines (3780 mts.)

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

0.1 1 10 100

DISTIBUCION DE TAMAÑOS DE GARGANTAS

PORALES

0

5

10

15

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

Diámetro de garganta poral (micrones)

Po

rce

nta

je d

e v

olu

me

n p

ora

l

inva

did

o

Distribución de Bines

0

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

0.1 1 10 100

Rock Types

Pzados Pta Rosada RT 1

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

0.1 1 10 100

RT 1RT 3 No reservorio

Pzados Pta Rosada RT 2

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

0.1 1 10 100

RT 2RT 3 No reservorio

Rock Types

(Hk nrm + RT 1nrm + RT 2 nrm – RT 3 nrm + GIV nrm)

SSI = Sweet Spot IndexHk nrm = Thickness normalized of Net Reservoir RT 1 nrm = Normalized Rock Type 1RT 2 nrm = Normalized Rock Type 2RT 3 nrm = Normalized Rock Type 3GIV nrm = Normalized Gas Index

5SSI =

Interval Qg Mm3 % PLT Hk nrm %RT1

nrm

%RT2

nrm

%RT3

nrm

Gas Index Vol.

nrm

MiddlePR 10 3.8 0.73 0 0.63 0.63 0.67

MiddlePR 3.5 1.3 0.26 0 0.525 0.73 0.86

MiddlePR 5 1.9 0.16 0.68 0.40 0.37 0.60

MiddlePR 7.5 2.9 0.48 0.10 0.93 0.29 1

MiddlePR 17.5 6.7 0.18 0 0.75 0.52 0.79

MiddlePR 7.5 2.9 0.40 0.32 0 1 0.68

MiddlePR 12.5 4.8 0.45 0 1 0.29 0.755

MiddlePR 7.5 2.9 0.73 0 0.45 0.80 0.745

MiddlePR 51 19.4 0.225 0.79 0.58 135 0.85

MiddlePR 11.5 4.4 0.39 0.13 0.52 0.65 0.76

MiddlePR 30 11.4 0.31 1 0.17 0.37 0.79

MiddlePR 31.5 12 0.40 0 0.66 0.61 0.89

LowerPR 54 20.6 0.585 0.60 0.26 0.56 0.86

LowerPR 2 0.8 1 0.17 0.55 0.59 0.54

LowerPR 3 1.1 0.53 0 0.33 0.91 0.73

LowerPR 7 2.7 0.58 0.20 0.77 0.37 0.95

Sweet Spots (SSI- Sweet Spot Index)

1- Sweet Spot (SSI) Area3- Good SSI Area &Low Gas Production

2- Bad SSI Area &Low Gas Production

Sweet Spots (SSI- Sweet Spot Index)

Conclusiones

La definición de los objetivos, en función del estado del campo es importante para la estrategia de toma de datos. En otras palabras fase exploratoria, de delimitación, desarrollo o gerenciamiento se deberán tener programas de adquisición acordes para cada uno de ellos.

Definir los estudios de Laboratorio (Geología, Petrofísicos, Geoquímicos, Geomecánicos) en la escala necesaria y en el orden correspondiente para lograr la mejor caracterización.

Integrar toda la información (cuali y cuantitativa) para el modelo petrofísico inicial.

Generar un modelo predictivo con el ajuste Roca-Perfil a partir de los “key wells” y extrapolar al resto de los pozos para poder lograr el modelo petrofísico con menor incertidumbre.

Agradecimientos

Agradezco a la comisión de la SPE Argentina, por la invitación y a Pampa Energía por permitirme presentar hoy en este Webinar.

claudio.naides@pampaenergia.com