Fases de Caracterización

El proceso de caracterización de yacimientos no se limita a una etapa particular del ciclo de vida de un yacimiento; puede estar presente en la etapa de desarrollo, producción como en delineación. Por supuesto, el grado de certidumbre va depender de la calidad y cantidad de los datos disponibles. Es un proceso dinámico que se mueve dependiendo de la información geológica que se va incorporando durante el ciclo de vida del yacimiento.

                                    Entonces, porque la caracterización de yacimientos:

Cuando se habla de caracterización de yacimientos, en la industria petrolera hay un lenguaje común y básicamente se centra en las fases de caracterización, específicamente: Fase I (Modelo de Datos), Fase II (Modelo Estático y Modelaje Estocástico), Fase III (Modelo Dinámico y Simulación Numérica de Yacimientos) y Fase IV (Modelo de Negocios). Es conveniente precisar que muchos especialistas consideran la etapa inicial del Modelo Dinámico como la parte la Fase II.

Para tal fin, se requiere del aporte de conocimientos previos y habilidades de profesionales de diferentes disciplinas, asociadas a la explotación de hidrocarburos, tales como: geología, geofísica, petrofísica, geoquímica, ingeniería de yacimientos e ingeniería de producción, entre otros. Por lo que, el resultado de la caracterización del yacimiento, es el modelo geológico que mejor represente el comportamiento estático y dinámico del yacimiento en el marco de los datos, tecnología y recurso humano calificado. En la Figura 1, se resume la esencia principal del proceso de caracterización de yacimientos con base en las diferentes fases y múltiples aplicaciones en el ámbito subsuelo superficie que permite:

• Reducir la incertidumbre en los planes de explotación.
• Incrementar las Reservas de hidrocarburos
• Maximizar el recobro final de las reservas
• Minimizar la declinación de producción
• Maximizar el Potencial de Producción
• Incrementar el porcentaje de éxito de las campañas de perforación y  rehabilitación de pozos.
• Maximizar la creación de valor

Figura 1. Fases de caracterización de yacimientos

La Fase I contempla la etapa principal e implica la definición de los objetivos, alcances, debilidades, fortalezas e incertidumbre del estudio mediante la evaluación y diagnóstico de la información del yacimiento, la naturaleza del área y el nivel de desarrollo alcanzado en la explotación de los hidrocarburos. Por lo que, se requiere disponer de información de estudios previos, datos sísmicos, de núcleos, registros de pozos, datos de perforación, análisis de muestras PVT e historia de producción, inyección y presión de yacimiento etcétera. Así como programas geoecnológicos.

En esta etapa se delinean las directrices que van a soportar el modelo de negocios. Es decir, si el Plan de Explotación se soporta con el modelo estático mediante mapas isópacos, isopropiedades, estructural, análisis de ingeniería convencional y balance de materiales o con el modelo de simulación numérica de yacimientos con base en el modelo dinámico y geoestadístico. Esta fase de trabajo es de suma importancia, puesto que especifica la naturaleza del estudio de yacimientos, identifica oportunidades de producción temprana e inclusive factibilidades de negocio, necesidades adicionales de información y grado de certidumbre de los datos.

El producto final de la Fase I, es el modelo de datos sustentado en un proceso de certificación del dato y matriz de certidumbre.  La matriz de certidumbre aplica a los datos sísmico, estratigráfico, sedimentológico, petrofísico, geomecánico, geoquímico y dinámicos. Esta matriz considera datos básicos del yacimiento, parámetros de criterio de experto relacionados con el número de pozos/km² (1), sísmica 2D, 3D/100 km² (100 y 200), número de pozos con registros sísmico (checkshop, VSP y sónico)/100 km² (3). Los criterios de experto para datos de ingeniería y simulación están relacionados al número (Nº) de pruebas PVT/yacimiento (3), permeabilidad relativa y presión capilar/yacimiento (1), Nº de presión de fondo fluyente/pozo (3), porcentaje (%) de pozos con pruebas especiales de presión y registros de saturación (5) y % de reservas recuperables/medición de presión (5). Al final se pondera cuantitativa y cualitativamente  dependiendo de los pesos, cantidad y calidad del dato.

Otras matrices de certidumbre de modelo de datos pueden ser de tipo estratigráfico, sedimentológico, petrofísico y geoquímico que consideran criterios como: número de pozos/km² (1), número de núcleos/30 km² (9), % pozos con muestra de canal y pared (10), % pozos con muestra de agua de formación (10), % pozos con análisis geomecánico (10), número de pozos a muestrear/30 km² (5), % de análisis de relaciones isotópicas c/muestra  (10). Estos criterios, parámetros y pesos dependen de la óptica de cada experto o especialista, por lo tanto, son referencias que se ajustan dependiendo de la naturaleza y particularidad de cada yacimiento. Por supuesto, las matrices de certidumbre, dan una panorámica resumida de una serie de procesos relacionados con la revisión, análisis y validación de los datos, sin embargo, no es suficiente para develar el amplio espectro de incertidumbre que se puede interpretar de los datos.

Para tener una idea de la importancia de la Fase I, como ejemplo se puede hacer mención a los siguientes casos:

Los yacimientos de hidrocarburo Costa Afuera tienen una característica particular, la cual está  representada por el predominio de  trampas mixtas (estructurales y estratigráficas) y en estos casos no es suficiente la caracterización estructural. Al revisar la información sísmica, ya se puede vislumbrar hacia donde se debe orientar los esfuerzos en la Fase II, considerando posiblemente caracterización sísmica con atributos convencionales y especiales mediante un estudio de factibilidad técnica que permita delinear las trampas y condicionar la simulación de propiedades petrofísicas y litológicas en el modelo geoestadístico. Pero también es cierto que en algunas ocasiones la información sísmica y datos de pozo no está en condiciones como para realizar atributos especiales, tales como: impedancia relativa, probabilidad de arena con petróleo o gas, siendo la alternativa de plan de trabajo, los atributos sísmicos convencionales tipo amplitud RMS o impedancia acústica.

Una situación un poco más extrema, se puede dar cuando se plantea considerar la caracterización sísmica para realizar estudios de conectividad lateral en unidades estratigráficas con espesor menor de 50 pies, aún cuando la resolución sísmica vertical  es de 70-100 pies. Este ejemplo corresponde a las unidades estratigráficas CUB EM y CUB EI del campo Mejillones, CUB E Superior y CUB E inferior del campo Dragón, ambos campos Costa Afuera del oriente de Venezuela.

Otro caso, se relaciona con la construcción de un modelo petrofísico de alta resolución o modelo roca-fluidos, ambos basado en tipos de roca, creando expectativas de baja incertidumbre, cuando la realidad es que no se dispone de análisis de tamaño de garganta de poro, porosidad y permeabilidad  en muestras de núcleos. Para estos modelos solo queda una alta incertidumbre porque estarían  soportados únicamente con registros de pozo y correlaciones matemáticas.  Lo que implica un importante impacto en la estimación del volumen de hidrocarburo y perfiles de producción.

Usted puede imaginar y mencionar muchos otros casos o situaciones, pero la verdad es que en este tópico,  lo que se quiere dar a entender, es que todas estas dudas o interrogantes, deben ser respondidas en la Fase I, en una tormenta de ideas de los equipos multidiscipliarios,  asegurando el plan de trabajo acorde con los datos disponibles y por consiguiente, asignar el recurso humano, programas geotecnológicos, espacio físico y asesoría técnica especializada. 

La Fase II contempla la representación gráfica de los parámetros de ubicación, distribución, forma y variaciones internas de los elementos litológicos y fluidos en condiciones originales que conforman el área de estudio, basado en el procesamiento de la información geológica y de yacimiento en 1D y 2D, que se traduce en el  modelo estático y finalmente la integración en el  modelo estocástico 3D y parte del modelo dinámico. En este punto de trabajo es de suma importancia la disponibilidad de información sísmica 3D y 4D (si aplica), atributos sísmicos convencional y especial (si aplica), así como disponibilidad de plataformas geotecnológicas, capacidad de cómputo y nuevas tendencias de análisis estadístico con lógica difusa y redes neuronales. 

La Fase III se asocia básicamente al modelo dinámico y simulación numérica de yacimientos; y es la etapa en donde se realiza el análisis convencional del yacimiento, en el cual se describe el movimiento de los fluidos partiendo del modelo estático e integrando el análisis de datos dinámicos (historia de producción, presión e inyección), datos de muestras PVT, composición de los fluidos, permeabilidades relativas, presión capilar para definir: mecanismos de producción, validación de los volúmenes de hidrocarburo, eficiencia  de extracción y reservas totales.

Finalmente, la Fase IV asociada a la Gerencia del Activo, la cual está orientada a conceptualizar el Modelo de Negocio o Plan de Explotación soportado con el modelo estático, análisis convencional o modelo geoestadístico, modelo dinámico y simulación numérica de yacimientos. Por supuesto, hoy en día en la industria petrolera la misión es maximizar la producción de hidrocarburos optimizando costos de producción. Por lo tanto, esto exige Planes de Explotación con mayor grado de certidumbre soportada con simulación numérica de yacimientos y la participación de varias organizaciones, tales como: Planificación, Presupuesto, Infraestructura, Perforación, Yacimientos, Ingeniería y Construcción, etcétera.