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NUEVO MODELO PETROFÍSICO OPTIMIZADO MEDIANTE EL USO DE INDUCCIÓN TRIDIMENSIONAL. CASO DE ESTUDIO EN ÁREA GRIMBEEK - CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE Néstor Acosta 1 , Daniel Astesiano 1 , Miguel D’Onofrio 2 , Benito Saavedra 2 1: YPF S.A. [email protected], [email protected] 2: Baker Hughes Argentina. miguel.d’[email protected], [email protected] ABSTRACT *O MJHIU PG UIF QSPCMFNBUJD IJHI XBUFSTBUVSBUJPO WBMVFT JO PJMCFBSJOH MBZFST XJUI WFSZ MPX XBUFS DVU B QFUSPQIZTJDBM NPEFM SFWJFX XBT DPOEVDUFE XIJDI JODMVEFE BO BOBMZTJT PG BMM BQQMJDBCMF WBSJBCMFT BOE QBSBNFUFST 5IJT FYIBVTUJWF SFWJFX MFE UP UIF DPODMVTJPO UIBU UIF QPTTJCMF FYQMBOBUJPO UP UIJT QSPCMFN NBZ MJF JO UIF TFEJNFOUBUJPO NPEFM PG UIF BSFB 5IF HFPMPHJDBM NPEFM PG UIF (SJNCFFL BSFB MPDBUFE JO UIF OPSUI nBOL PG UIF (PMGP EF 4BO +PSHF #BTJO TIPXT SFTFSWPJST XJUI BMUFSOBUJOH TFEJNFOUBSZ GBDJFT PG DPBSTFUPmOFHSBJOFE TBOETUPOFT 5IF TUVEJFT PG UIFTF GBDJFT JOWPMWFE DPSF TBNQMFT XFMMCPSF JNBHFT BOE /.3 MPHT PG XFMMT JO UIF BSFB 5IF QSFTFODF PG WFSZ mOFHSBJOFE TBOETUPOF GBDJFT XJUIJO QSPEVDUJWF TBOE CPEJFT NBZ CF DBVTJOH B ESPQ JO SFTJTUJWJUZ NFBTVSFNFOUT BDRVJSFE XJUI DPOWFOUJPOBM JOEVDUJPO UPPMT 0O UIF CBTJT PG UIFTF HFPMPHJDBM TUVEJFT PO SFTFSWPJS TFEJNFOUBUJPO UIJT QBQFS QSFTFOUT B QSPQPTBM UP PQUJNJ[F UIF DVSSFOU QFUSPQIZTJDBM NPEFM UISPVHI UIF JOUSPEVDUJPO PG UIF SFTJTUJWJUZ BOJTPUSPQZ DPODFQU JO SFTFSWPJST PG UIF BSFB 5IJT DPODFQU NBZ FOBCMF BEKVTUJOH PG UIF TBUVSBUJPO DBMDVMBUJPOT CZ VTJOH SFTJTUJWJUZ PG QSPEVDUJWF TBOETUPOF GBDJFT FYDMVEJOH UIF JOnVFODF PG OPOQSPEVDUJWF mOF TBOETUPOF GBDJFT PG UIF SFTFSWPJS 5IVT UIF BDDVSBDZ PG PSJHJOBM PJMJOQMBDF FTUJNBUFT CBTFE PO % NPEFMJOH BOE EZOBNJD TJNVMBUJPOT PG QSPEVDUJPO NBZ CF JNQSPWFE INTRODUCCIÓN Sobre la base de un modelo petrofísico basado en registros convencionales, el cual sustenta herramientas de modelado tridimensional, se presenta una alternativa de optimización del mismo, basado en el análisis del modelo geológico de sedimentación del área, en el uso de registros de inducción tridimensional e imágenes resistivas de pozo. Las características de sedimentación en el área imprimen heterogeneidades internas que afec- tan directamente las medidas de los registros de pozo. Por otro lado, estas particularidades se vinculan a las respuestas de distintos escenarios de simulación dinámica. 189 VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos Simposio Evaluación de Formaciones: Expandiendo el conocimiento de las rocas y sus fluidos IAPG Instituto Argentino del Petróleo y el Gas

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NUEVO MODELO PETROFÍSICO OPTIMIZADO MEDIANTE EL USO DE INDUCCIÓN TRIDIMENSIONAL. CASO DE ESTUDIO EN ÁREA GRIMBEEK - CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE

Néstor Acosta1, Daniel Astesiano1, Miguel D’Onofrio2, Benito Saavedra2

1: YPF S.A. [email protected], [email protected]

2: Baker Hughes Argentina. miguel.d’[email protected], [email protected]

ABSTRACT

INTRODUCCIÓN

Sobre la base de un modelo petrofísico basado en registros convencionales, el cual sustenta

herramientas de modelado tridimensional, se presenta una alternativa de optimización del mismo,

basado en el análisis del modelo geológico de sedimentación del área, en el uso de registros de

inducción tridimensional e imágenes resistivas de pozo.

Las características de sedimentación en el área imprimen heterogeneidades internas que afec-

tan directamente las medidas de los registros de pozo. Por otro lado, estas particularidades se

vinculan a las respuestas de distintos escenarios de simulación dinámica.

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VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de HidrocarburosSimposio Evaluación de Formaciones: Expandiendo el conocimiento de las rocas y sus fluidos

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MARCO GEOLÓGICO DEL AREA

El área Grimbeek se ubica en el Flanco Norte de Cuenca del Golfo San Jorge y forma parte

del área de desarrollo Manantiales Behr distante aproximadamente a 30 kilómetros al Norte de la

ciudad de Comodoro Rivadavia (Figura 1). En el área existe una sucesión estratigráfica completa

del Grupo Chubut; la presente contribución se focaliza en los reservorios de depositación fluvio-

deltaica correspondientes al Miembro San Diego de la Formación Yacimiento El Trébol.

Figura 1: Ubicación del área de estudio en la Cuenca del Golfo San Jorge, columna estratigráfica y registro de inducción típico.

Estructuralmente, el área presenta una estructura simple de entrampamiento combinado. La

acumulación de hidrocarburos se aloja sobre un bloque elevado basculado hacia el sur de una falla

normal de rumbo E-W y buzamiento hacia el Norte. La componente estratigráfica del entrampa-

miento resulta de la orientación de los depósitos los cuales atraviesan perpendicularmente las fallas.

Los reservorios corresponden a sucesión de depósitos de canal multiepisódicos depositados por

un sistema fluvial a fluvio-deltaico arenoso de moderada sinuosidad. El espesor promedio del interva-

lo de interés es de unos 250 metros y el de los cuerpos individuales oscila entre los 3 y los 7 metros,

generalmente a una profundidad entre los 900 y 1100 metros bajo boca de pozo aproximadamente.

MODELO CONCEPTUAL DE SEDIMENTACIÓN

Se encuentra basado en la interpretación geológica-sedimentaria de testigos coronas, la integración

de registros de imágenes de pozo y eléctricos convencionales (potencial espontáneo e inducción).

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Análisis de Facies

Un total de cuatro facies fueron reconocidas y clasificadas usando un esquema basado en

litología, la fábrica que muestra la imagen de pozo y el análisis de estructuras sedimentarias

primarias reconocidas en testigos corona. En la siguiente tabla se presenta una descripción e

interpretación de las facies reconocidas:

Secuencias de Facies reconocidas

Tabla 1: Facies sedimentarias reconocidas, descripción y procesos involucrados.

Tabla 2: Secuencias de Facies sedimentarias reconocidas en el Área Grimbeek.

La observación de la tran-

sición vertical de las facies de-

terminadas permitió agruparlas

en asociaciones. Fue utilizado

el concepto de secuencia ele-

mental para representar la ex-

presión vertical de una combi-

nación de facies genéticamente

relacionadas, siendo éstas la

expresión de la sedimentación

de una parte concreta de un

medio sedimentario. Fueron

reconocidas tres secuencias de

facies principales:

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MODELO PETROFÍSICO ACTUAL

Los registros comúnmente adquiridos en los pozos del área incluyen resistividad con

herramienta de inducción múltiple, potencial espontáneo, densidad y ocasionalmente neutrón.

A pesar de estar afectado por la variación de salinidades y la presencia de hidrocarburos el

registro de potencial espontáneo, en términos generales, ayuda a discriminar de forma adecua-

da entre areniscas y arcilitas. Las variaciones de los perfiles de resistividad también permiten

estimar la influencia en el contenido de arcilla con alguna precisión. Por esta razón, la combi-

nación de Vcl obtenido de QVSP y Vcl de resistividad fue utilizada para el cálculo del volumen

de arcilla.

Desde el punto de visto litológico y mineralógico se trata de areniscas lítico-feldespáticas

(líticos tobáceos) altamente friables y en general con una proporción de material fino intersticial

arcilloso menor al 10 por ciento compuesta principalmente por arcilla del tipo esmectita. De

acuerdo a lo señalado, la densidad de matriz promedio determinada por ensayos de laboratorio

resultó 2.54 g/cc, razón por la cual se corrigieron los valores de porosidad de los registros que

utilizan una densidad de matrix 2.65 g/cc puesto que este valor genera valores de porosidad

efectiva mayores a los reales.

Una de las principales características de los yacimientos de la cuenca es la variabilidad en

la salinidad del agua de formación, además debido a los cambios litológicos presentes existen

variaciones de los coeficientes de cementación “m” y saturación “n”, esta situación dificulta

estimar valores correctos de Rw y lo cual añade imprecisión a los cálculos de saturación de

agua. Mediante el análisis de gráficos Tipo Picket en areniscas de pozos con testigo corona se

determinó un valor de Rw = 0.38 @ 45 C, equivalente a 10,000 ppm (NaCl). De esta manera para

el cálculo de saturación de agua se utiliza la Ecuación de Doble Agua con valores de salinidad del

agua mencionada anteriormente.

ANÁLISIS PETROFÍSICO DE LOS RESERVORIOS

La correcta determinación de los resultados obtenidos del modelo petrofísico convencional

del área constituye un factor crítico para la validación del modelo estático y el planteo de escenarios

de simulación dinámica.

Una característica del yacimiento, no habitual para la cuenca, es la presencia de contactos

agua-petróleo definidos, una estrecha zona de transición asociada y por encima de esta, reservorios

productores de petróleo con muy bajos porcentajes de agua (5 - 10%). Esta situación, permitió

fijar valores de corte en la saturación de agua en función de los resultados de los ensayos de

producción. De esta manera, el modelo petrofísico resulta predictivo respecto al tipo de fluidos

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a producirse durante las etapas de terminación y producción. Si bien, una correcta predicción de

fluidos resulta de gran utilidad en la Cuenca, resulta llamativo el rango de saturaciones de agua (20

y 75 %) calculadas en niveles productivos de petróleo, las que de acuerdo al modelo petrofísico

guardan estrecha relación con la resistividad de formación (Rt). Estos valores altos de saturación

de agua calculados en reservorios de alta permeabilidad pueden no representar la realidad en

términos volumétricos y dinámicos, por lo que se analizaron las aparentes inconsistencias en el

modelo petrofísico que llevan a estos valores de saturación de agua.

Tanto la interpretación petrofísica, como los modelos no consideran variaciones faciales

dentro de lo considerado roca reservorio productiva. Puesto que asumen que las mismas comparten

composición litológica-mineralógica (similares en el contenido de arcillas), además las facies no se

observan variaciones significativas en la porosidad.

En la figura 2 se analiza la problemática planteada para el análisis petrofísico en el área. Los

cortes delgados muestran que la facie 2.2 corresponde a tamaño de grano muy fino con impregna-

ción parcial a nula, en las coronas se observa que su espesor no supera los 30 cm. Esta distribución

de fluidos donde se alternan zonas de impregnación total con zonas de baja a nula impregnación

es típica de los reservorios del área.

A menudo, las heterogeneidades mostradas en el análisis geológico-sedimentario están fuera

del alcance de los registros convencionales y más aún, de los modelos de simulación estática o

dinámica. La presente contribución pretende integrar de manera consistente conceptos que den

un sentido físico a la heterogeneidad vertical presente en los reservorios. Trata de explicar a su vez

elevados valores de saturación de agua calculados proponiendo una alternativa de optimización

al modelo petrofísico actual.

Figura 2: Análisis detallado del modelo petrofísico del área estudiada.

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OPTIMIZACIÓN PROPUESTA AL MODELO

La propuesta se sustenta en la integración de herramientas de inducción tridimensional dise-

ñadas para resolver mediciones de resistividad en reservorios con anisotropía resistiva provocada

por alternancia de láminas de arcilla.

Se presenta una modificación para la interpretación y resolución del modelo clásico de lami-

naciones de arena-arcilla. En el caso de los reservorios del área, el mismo debería ser reemplazado

por otro conformado por la alternancia de laminaciones de areniscas finas no productivas y facies

de areniscas gruesas productivas.

Previamente, al cálculo de saturación de agua a través de un modelo petrofísico nuevo es

necesario analizar que esta modificación plantea una serie de situaciones a resolver, las cuales

se plantean en el apartado de discusión. Pero previamente a este análisis es más importante aún

determinar la presencia de anisotropía resistiva.

Determinación de anisotropía resistiva

La herramienta de inducción convencional trabaja con un solo anillo de corriente en un

plano horizontal que, por ser paralelo a los planos de estratificación, hace que las corrientes se

concentren en las láminas más conductivas. La presencia de facies arenosas finas saturadas en

agua en los reservorios estaría causando una caída de los valores de resistividad medida. La cual

se denomina Resistividad Horizontal (Rh) por ser medida con anillos de corrientes horizontales.

La herramienta de inducción tridimensional trabaja induciendo en la formación anillos de

corriente ubicados en tres planos perpendiculares entre sí y mide las conductividades asociadas a

cada uno de esos anillos. Es decir que, además de medir la resistividad horizontal también mide

la resistividad vertical.

El modelo original de interpretación, pensado para secuencias de laminaciones arenisca-

arcilita, tiene cierta analogía con circuitos eléctricos. La ecuación que vincula las resistividades de

las láminas con la resistividad horizontal es similar a la de resistencias en paralelo, mientras que la

de la resistividad vertical se asemeja a la de resistencias en serie:

En estas dos ecuaciones Rh y Rv son medidas por la herramienta, Rsh se puede estimar de las

arcilitas vecinas a la capa analizada con lo que quedan dos ecuaciones con dos incógnitas: Vshl y Rsand.

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En nuestro caso debemos realizar una modificación al modelo tradicional de laminaciones

arenisca-arcilita, considerado laminaciones de arenisca gruesa-arenisca fina, por lo que los subíndices

de las ecuaciones anteriores se reemplazan “sand” y “sh” por “ag” y “af” respectivamente.

En la figura 3 se muestra un registro de inducción tridimensional registrado en uno de los

pozos del área, el cual muestra claramente que existe anisotropía resistiva.

Figura 3: Registro de inducción tridimensional mostrando anisotropía resistiva en el área.

Modelo Petrofísico propuesto

El modelo petrofísico alternativo propuesto realiza los cálculos convencionales de porosidad

total y volumen total de arcilla (VSH) y por otro lado, mediante el uso de Rv y Rh resuelve, a

través del sistema de ecuaciones mostrado, la resistividad de las láminas de arena productiva (RSD)

y el volumen de arcilla laminar (VLAMT). Este volumen de arcilla laminar no es el volumen de

arcilla total (VSH) obtenido por cálculo convencional. En nuestro caso, asumimos que VLAM

corresponde a las láminas de facie arenosa fina no productiva.

Además se realiza el análisis de Thomas-Stieber, en el cual no intervienen los datos de

resistividad. En este análisis intervienen el volumen de arcilla total y la porosidad total de la roca,

ambos obtenidos mediante cálculo convencional, y la salida es la porosidad total de las láminas

de arena, y los volúmenes de arcilla laminar y dispersa (VLAM y VDIS). El volumen de arcilla

laminar es determinado por dos métodos completamente independientes uno del otro (VLAM y

VLAMT), esto permite chequear la validez del modelo laminar.

Teniendo el volumen de arcilla dispersa de las láminas de arena se discrimina la porosidad to-

tal de las láminas de arena en dos fracciones: Porosidad efectiva y Agua ligada a arcillas. Finalmen-

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te, teniendo la porosidad y la resistividad de la fase arena, lo que es equivalente a haber removido

el efecto de las láminas de arcilla sobre los perfiles convencionales de porosidad y resistividad, se

calcula la saturación de agua aplicando una ecuación convencional, generalmente la ecuación de

Archie tiene validez porque se ha removido el efecto de la arcilla laminar y se le hace una correc-

ción final para tener en cuenta el efecto de la arcilla dispersa residual.

En la figura siguiente se muestra el resultado de una interpretación determinística utilizando

para el cálculo de saturación de agua las curvas de resistividad convencional (M1R9) y las prove-

nientes de la herramienta de inducción tridimensional (RSD).

Figura 4: Registro de comparación del cálculo de saturación de agua usando diferentes inputs de Resistividad (M1R9: Inducción Convencional & RSD: Inducción Tridimensional).

Teniendo en cuenta la misma arcillosidad, la misma porosidad efectiva y los mismos parámetros

de la Ecuación de Simandoux, se observa claramente en la pista de la derecha de la Figura 4, la

diferencia de los valores de Saturación de Agua resultantes. En rojo la Sw obtenida usando la curva

RSD proveniente de la Inducción Tridimensional y en azul la Sw obtenida utilizando la curva

M1R9 proveniente de la Inducción convencional. El rango de diferencia varía entre 0 y 25%,

valores que están relacionados a la presencia de anisotropía resistiva.

DISCUSIÓN

Dado que las resistividades en los reservorios del área no están influenciadas por laminaciones

de arcilla sino por laminaciones de areniscas finas a limosas saturadas de agua, se debería asimilar

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en su totalidad el modelo de laminaciones arenisca-arcilla a uno de laminaciones arenisca gruesa

arenisca fina. Esto implicaría:

- Determinar el volumen de arenisca fina: a través de imagen resistiva de pozos y/o registro de

resonancia magnética nuclear.

- Determinar la resistividad de la arenisca fina.

- En el análisis de Thomas-Stieber no se puede considerar una misma cosa la arenisca fina y

la arcilla dispersa: Si las porosidades totales de las facies gruesa y fina son iguales se podría

prescindir del análisis de Thomas-Stieber y la porosidad total de la arenisca gruesa sería direc-

tamente la leída de los perfiles: En este caso únicamente se necesita resolver los dos primeros

asuntos planteados (Volumen y resistividad de arenisca fina).

Volumen de arenisca fina

Esta curva debe ser usada en lugar de Vsh. Existen muchos y conocidos indicadores de Vsh, pero no

ocurre lo mismo con indicadores de arena fina. Dado que la arena fina contiene muy poco o nada de

hidrocarburo, su resistividad es menor que la de la arena gruesa entonces una forma de cuantificarla sería

con una resistividad de altísima resolución vertical como la obtenida de una imagen resistiva de pozo.

Otro posible registro capaz de cuantificar el volumen de arenisca fina es la resonancia mag-

nética nuclear porque el tamaño de grano está relacionado con el tamaño poral y justamente la

resonancia magnética es el único registro que puede discriminar tamaños porales.

Figura 5: La curva Rxo obtenida de la imagen resistiva, curva negra graficada en la columna de las resistividades (Nótese que tiende a acompañar a las curvas de inducción múltiple).

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En el caso particular del pozo de estudio se cuenta con registro de imagen resistiva pero no

se cuenta con resonancia magnética, por lo que se pudo aplicar solamente una de las dos posibles

soluciones planteadas al problema:

- En un primer paso se generó una curva de Rxo a partir de la imagen resistiva. Esta curva

es de muy alta resolución vertical y muy alta densidad de muestreo, 120 muestras por pie

(los perfiles convencionales son de 4 muestras por pie). Con una ventana de 2 pies de

profundidad centrada en el punto analizado se obtuvo la sumatoria de los espesores donde

la curva Rxo de alta resolución es menor que un determinado valor de corte, calculando el

volumen de arena fina de la relación existente entre ese espesor acumulado y el espesor de

la ventana (2 pies).

Es evidente que el cut-off para discriminar entre arena fina y gruesa tiene que ser variable, en

primera instancia se probó usar como cut-off la resistividad más somera de la Inducción Múltiple,

la curva M2R1 (10’ de profundidad de investigación), considerándose arenisca fina cuando Rxo

fuese menor que M2R1 y arenisca gruesa en caso contrario.

Resistividad de arenisca fina

En un gráfico de puntos entre la conductividad horizontal (de la inducción múltiple) y el

volumen de arena fina, la dispersión de valores de conductividad horizontal debería disminuir

Figura 6: Gráfico de puntos entre conductividad horizontal y volumen de arena fina.

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con el aumento del volumen de arena fina (Vaf), tendiendo a un único valor para Vaf = 1. Para

evitar graficar puntos correspondientes a altos volúmenes de arcilla, se aplicó un filtro mediante

el cual solamente entraron en el crossplot puntos de Vsh < 20%. En la figura 6 se puede ver el

gráfico obtenido.

El cross-plot verifica la tendencia esperada, ya que la nube de puntos confluye hacia la derecha

y tiende a un único valor para Vaf = 1 (826 mmho/m). La máxima conductividad de arena gruesa,

aprox. 920 mmho/m, el valor más alto en el extremo derecho (Vaf = 0) no difiere mucho de la

de arena fina. Esto es coherente pues la arena gruesa tendrá máxima conductividad cuando la

misma esté 100% saturada en agua, o sea cuando esté en condiciones de saturación similares a la

de la arena fina y como ambas tienen más o menos la misma porosidad, es de esperar que tengan

conductividades similares.

En teoría, este gráfico permite obtener la conductividad de la arena gruesa que contiene

hidrocarburo y hacer el cálculo de saturación con este valor obtenido. Teniendo en cuenta que

en cada punto del gráfico está representando el promedio ponderado por volúmenes entre

las conductividades de arena gruesa y fina, para un determinado punto se puede obtener la

conductividad de arena gruesa trazando una recta que pase por el punto en cuestión y por

el punto de arena fina (Vaf = 1; Ch = 826 mmho/m) el valor de Ch en el cual la recta corta

al eje de ordenadas es el valor de la conductividad de arena gruesa. Observando la figura 7 es

evidente que existen muchísimos puntos tales que si se hiciera el procedimiento recientemente

descrito, se obtendrían valores negativos de conductividad de arena gruesa, lo que es un absurdo

que indica que el modelo necesita ser mejorado. Las coordenadas que definen la posición de

cada punto en el gráfico son la conductividad horizontal y el volumen de arena fina, valor

estimado por un método cuya validez se está evaluando aún. Es evidente que el problema

está en una mala evaluación del volumen de arena fina y todo indica que este volumen podría

estar sobreestimado, porque si los puntos estuvieran más a la izquierda la incoherencia de la

conductividad negativa desaparecería.

Modificación del método de estimación del volumen de arenisca fina

De acuerdo con el método utilizado, este volumen es más alto cuanto más bajo son los

valores de la resistividad Rxo calculada a partir de la imagen resistiva de pozo. Se modificó el

algoritmo de cálculo de Rxo para obtener valores más altos de la misma. En la figura 7 se ve

el nuevo gráfico de puntos obtenido calculando el volumen de arenisca fina directamente con

la nueva curva Rxo. En este caso el criterio de filtrado se flexibilizó un poco y se permitieron

utilizar puntos de hasta un Vsh de 40%, esto ayuda a visualizar la tendencia hacia el punto de

arenisca fina.

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200 Simposio Evaluación de Formaciones: Expandiendo el conocimiento de las rocas y sus fluidos

Si la conductividad de arenisca fina fuera realmente 826 mmho/m entonces aún subsiste

el problema de que para muchos puntos la conductividad de arenisca gruesa calculada resulta

negativa. Posiblemente el volumen de arenisca fina todavía esté sobreestimado o la conductividad

de arenisca fina sea más baja o ambas cosas a la vez. Este tema continúa siendo objeto de estudio

en pozos que incluyan registro de resonancia magnética nuclear para tener por lo menos dos

opciones de cálculo de volumen de arenisca fina y poder hacer una validación cruzada.

CONCLUSIONES

Para el caso de estudio del modelo petrofísico de área se puede concluir:

• En el resultado de la evaluación petrofísica el factor de mayor peso es la determinación de

la resistividad de la fase arena gruesa productiva.

• El análisis de la anisotropía resistiva permite obtener la resistividad de la fase arena gruesa

productiva. La saturación de agua calculada con la misma, aunque aún mejorable, se

ajusta al modelado estático y dinámico de reservorios.

• La adaptación del modelo arenisca-arcilita a arenisca gruesa-arenisca fina, si bien requiere

trabajo adicional de estudio con registros de resonancia magnética nuclear, resulta una

alternativa más representativa de la realidad geológica de los reservorios en el área.

Figura 7: Ídem Figura 6 pero Vaf calculado a partir de nuevo algoritmo.

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AGRADECIMIENTOS

Se agradece a YPF S.A. y a Baker Hughes Argentina por permitir la publicación de este trabajo;

al Lic. Gastón Jarque y a todos aquellos que contribuyeron con enriquecedoras discusiones acerca

de las características geológicas y petrofísicas del área.

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