Temario
OBJETIVO:
?El objetivo de este curso es describir y establecer metodologías generales para la caracterización estática y dinámica de reservorios basadas en modelos geológicos y en la integración de datos petrofísicos de corona, de pozo, sísmicos, y de producción. Dichas metodologías incluyen (1) la estimación de variables geológicas y petrofísicas que controlan la producción de hidrocarburos, (2) el control de calidad de los datos, (3) procedimientos para la construcción de modelos de reservorio sujetos a simulación y predicción de la producción de hidrocarburos, (4) pruebas de factibilidad, confirmación, y sensibilidad, y (5) el análisis de incertidumbre y valor agregado de las mediciones.
PERFIL DEL PARTICIPANTE:
Geólogos, geofísicos, ingenieros petroleros, y gerentes de planeación, exploración, y producción interesados en la caracterización comercial de reservorios a través del uso integral y eficiente de información geológica, datos de corona, perfiles de pozo, datos sísmicos, e información de producción. Como único antecedente se requiere que el alumno conozca los principios de geología sedimentaria, petrofísica y el análisis de registros de pozo.
CONTENIDO
1. Introducción. Objetivos y alcances del curso. Temario y distribución de tiempos. Presentación de participantes.
2. Nociones y principios básicos de ambientes sedimentarios. Procesos de transporte y depositación de sedimento, deformación tectónica, y diagénesis. Trampas estructurales y estratigráficas de hidrocarburos. Impacto de los ambientes de depositación, la deformación tectónica, y la diagénesis en la continuidad espacial hidráulica de reservorios, en la porosidad, y en la permeabilidad.
3. Nociones y principios básicos de petrofísica: porosidad total y efectiva, permeabilidad, anisotropía de permeabilidad, mojabilidad, presencia de agua irreducible, agua ligada a la arcilla, presión interfacial entre fluidos no miscibles, presión capilar, y permeabilidad relativa. Diferencias relativas entre el comportamiento petrofísico de formaciones de baja y alta porosidad.
4. Conceptos básicos para el análisis de coronas y secciones delgadas. Modelos de flujo de fluidos en espacio poral. Conceptos de tubo capilar, diámetro de garganta, tortuosidad, y relación superficie-volumen. Detección y cuantificación de arcilla y de su disposición estructural en el espacio poral y en la matriz. Relación entre la resistividad eléctrica, la saturación y la porosidad. Efecto de la presencia de arcilla en la resistividad eléctrica de las rocas.
5. Principios básicos de la adquisición e interpretación de perfiles de pozo. Influencia del lodo de perforación. Tipos de herramientas de adquisición de datos, resolución vertical, distancia radial de penetración e influencia de la invasión del lodo de perforación. Control de calidad de perfiles de pozo, daño de formación, detección cualitativa de litología en ambientes clásticos y carbonatados. Detección de rocas porosas y permeables. Cálculo de porosidad y saturación de hidrocarburos con verificación de datos de corona. Cálculo de volúmenes de agua irreducible y permeabilidad. Uso de los perfiles de resonancia magnética nuclear.
6. Uso de los ensayadores de formación para la cuantificación de presión poral, gradientes de fluído, y permeabilidad.
7. Detección y cuantificación de unidades de flujo. Métodos de Winland y Pittman para la estimación de permeabilidad a través de mediciones de presión capilar. Identificación de unidades de flujo con el método de Winland y clasificación basada en los gráficos modificados de Lorenz.
8. Cuantificación de la calidad de producción de unidades porosas. Método de Lorenz. Cálculo de anisotropía de permeabilidad efectiva. Modelos de &ldquo,upscaling&rdquo, para porosidad y permeabilidad.
9. Correlaciones lito- y crono-estratigráficas de registros de pozo. Topes de formación. Modelos de secuencias y para-secuencias usados para determinar la continuidad espacial de unidades litológicas en función de la secuenciación y ausencia de eventos de deposición. Influencia de la compactación mecánica de capas suprayacentes.
10. Uso de datos sísmicos post-apilados para establecer correlaciones lito- y crono-estratigráficas entre pozos.
11. Localización de contactos agua-hidrocarburos y detección de gradientes verticales de saturación de agua debidos a la presión capilar.
12. Relación entre las propiedades elásticas y petrofísicas de las rocas. Concepto de impedancia acústica y elástica. Diferencia entre la reflectividad y la impedancia. Modelo de Biot-Gassman. Cálculo de la sensibilidad de la impedancia acústica y elástica a variaciones de porosidad y saturación de agua. Importancia de los modelos de simulación numérica de la respuesta sísmica para llevar a cabo los análisis de factibilidad.
13. Uso de datos sísmicos post-apilados para la cuantificación de variaciones espaciales de litología, porosidad, y saturación de agua. Diferencia entre las propiedades acústicas de una interfase entre capas y las de una capa. Límites de resolución vertical de los datos sísmicos post-apilados. Problema de &ldquo,tuning&rdquo, o interferencia de dos interfases separadas a una distancia menor a la resolución vertical de los datos sísmicos. Influencia del espesor de capa y la presencia de arcilla. Control de calidad de los datos sísmicos postapilados. Uso y abuso de atributos sísmicos para la detección y cuantificación de variaciones espaciales de litología, porosidad, espesor de capa, y saturación de agua.
14. Inversión de datos sísmicos post-apilados. Diferencias prácticas entre atributos sísmicos y datos de inversión, ventajas y desventajas. Análisis de factibilidad sísmica y petrofísica. Control de calidad del proceso de inversión sísmica.
15. Uso de datos sísmicos pre-apilados para la cuantificación de variaciones espaciales de litología, porosidad, espesor de capa, y saturación de agua. Uso de atributos sísmicos AVO de interfase para la detección directa de hidrocarburos. Influencia del espesor de capa y de la presencia de arcilla.
16. Inversión de datos sísmicos pre-apilados. Ventajas y desventajas en relación con los atributos AVO. Análisis de factibilidad sísmico y petrofísico para la inversión de datos sísmicos pre-apilados. Simulación numérica de los datos sísmicos pre-apilados y evaluación del intervalo angular necesario para medir variaciones de reflectividad en función del ángulo. Control de calidad de la inversión de datos sísmicos pre-apilados.
17. Conversiones tiempo-profundidad de datos sísmicos y construcción de modelos celulares de reservorios limitados espacialmente por fallas y horizontes interpretados en los datos sísmicos. Control de calidad.
18. Métodos geostadísticos para la construcción de modelos celulares de propiedades petrofísicas de reservorio. Concepto de variograma, histograma, e interpolación tipo kriging. Diferencia entre la simulación estocástica y la interpolación tipo kriging. Uso de los métodos denominados co-kriging para realizar interpolaciones petrofísicas entre pozos guiadas por correlaciones lineales con atributos sísmicos.Análisis de incertidumbre y pruebas de correspondencia y sensibilidad.
19. Inversión geoestadística para construir modelos celulares de reservorio entre pozos que satisfacen los datos sísmicos post- y preapilados. Análisis de incertidumbre y pruebas de correspondencia y sensibilidad.
20. Ingreso de cubos de propiedades petrofísicas en simuladores de reservorio tipo ECLIPSE. Diseño de mallas de simulación de producción. Pruebas numéricas de precisión. Estabilidad capilar de la distribución espacial de fluidos previa a la simulación. Balance de masa. Sostenimiento y abatimiento de presión poral primaria Análisis de las propiedades de los fluidos con respecto a presión, volumen, y temperatura. Análisis sistemático numérico de los esquemas de producción para determinar cuáles son los factores geológicos, petrofísicos, y las propiedades de fluidos que condicionan el comportamiento dinámico y la producción del reservorio. Mecanismos de recuperación secundaria. Análisis de factibilidad para la inyección de agua o bióxido de carbono como formas de recuperación secundaria. Colocación óptima de pozos&rdquo,infill&rdquo, y de avanzada.
21. Monitoreo de condiciones dinámicas de producción: presión poral, corte de agua, etc.
22. Método sistemático para la corroboración de los modelos celulares de reservorio, de propiedades petrofísicas, y de propiedades de fluidos basado en la predicción de producciones acumuladas y de abatimiento de presión poral. Análisis global de incertidumbre y valor agregado de mediciones adicionales.
23. Resumen y conclusiones.
24. Evaluación final y cierre
