10 noviembre 2007

MODELO ESTÁTICO, DEFINICIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS POR ESTADÍSTICA INTEGRAL AUTOCORRELADA
¿Te gusta este artículo? Compártelo

Es de destacar que esta tarea se realiza simultáneamente con la Ingeniería de Yacimientos Convencional, de la que se toma una gran cantidad de información puntual y conceptual que ayuda a lograr el Modelo Estático más cercano a la realidad y respondiendo a los indicadores dados por los procesos dinámicos. También para realizar nuestro Modelo Estático es importante pasar de trabajar en un ambiente 2D (cortes y mapas), o 2D+ (Xline e Yline), a un ambiente completamente 3D, donde se puedan ajustar estas interpretaciones. En la Fig. 4 comparamos los ambientes de trabajo 2D y 3D, con el objeto de resaltar las diferencias existentes entre estos, y notando que por importante que sean los esfuerzos dedicados a los trabajos 2D y 2D+, cuando se pasa a un ambiente de trabajo 3D, siempre se encuentran incongruencias que deben ser ajustadas. En el caso específico de la imagen si bien los contornos parecen lógicos en el mapa estructural 2D, al pasar a 3D vemos que una misma falla tiene dos desplazamientos uno directo y otro inverso, y esto debe ser corregido. Trabajando en un ambiente 3D se desarrollan tareas en dos entornos de trabajo dependiendo de la disponibilidad de información, estos entornos son:


Ambiente 3D



Ambiente 2D



Fig. 4: Comparación entre ambientes de trabajo 2D y 3D.


· Campos con abundancia de Datos Sísmicos, donde los pozos perforados son escasos.
· Campos con abundancia de Datos de Pozos, donde el número de pozos perforados es estadísticamente suficiente.
En los primeros Campos se desarrolla la llamada Modelización Tridimensional a Escala
Sísmica, que depende de la resolución de este tipo de información, la que es variable, pero siempre menor que la resolución de los registros de pozo, ver Fig. 2, Sección 1. En cambio en el segundo grupo de Campos se desarrolla una Modelización Tridimensional a Escala de las Heterogeneidades del Reservorio (Registros de Pozo).


Modelización Tridimensional a Escala Sísmica
La abundancia de datos sísmicos, y la escasez de datos de pozo nos condiciona a trabajar a escala de la resolución sísmica, pero siempre manteniendo nuestro objetivo de lograr una adecuada definición y caracterización de los yacimientos a escala sísmica.
Esto se logra aplicando la Estadística Integral Autocorrelada ® para lo cual se deben desarrollar las siguientes tareas:
1. Generación de modelos tridimensionales devisualización con atributos y/o interpretación estructural sísmica.
2. Integración de Atributos Sísmicos, incluyendo Inversión Símica y AVO, con Datos de Pozo (espesores totales, permeables, porosidad, productividad, producciones acumuladas, etc.) por medio de la EIA (ver Fig. 5). Las tareas a realizar para todos las alternativas serán las siguientes:
*Análisis Exploratorio de Datos (Correlación Atributos/Datos de Pozo) y selección de las correlaciones significativas. Aplicando metodologías como:



Fig. 5: Reservorio 1. Resultado de un Modelo a Escala Sísmica

  • Correlaciones simples de atributos (un atributo vs. una variable de pozo) generando listas según ranking de correlación.
  • Correlaciones multivariadas de atributos (más de un atributo vs. la variable de pozo),

Generación de Listas según ranking de correlación. Aplicación de Test de Bondad de
Ajuste.

  • Análisis Variográmico: Variogramas y Variogramas Cruzados
  • Cokriging (de Datos de Pozo usando Atributos Sísmicos)
  1. Mapas de Espesores e ISO propiedades
  2. Mapas de Error de Estimación
  • Co-simulación Condicional Gaussiana

    Mapas de Probabilidad de Eventos (Espesores mayores a X m., Porosidad mayor a un valor, etc.)


3. Aplicación de Redes Neuronales, como ajustes superiores a las correlaciones y para la distribución de las variables de definición y caracterización.
4. Selección de los atributos de Definición y Caracterización. Por medio de la integración con los datos de Ingeniería Clásica, se analizan las variables que identificarán la litología y caracterizarán petrofísicamente a los reservorios.
5. Determinación de los valores de corte. Una vez encontradas las variables a utilizar para la definición y caracterización de los reservorios se estudia el valor de corte a aplicar al cubo tridimensional de dichas variables. De esta manera se podrán Identificar las zonas productivas de las no productivas (definición de reservorios) y caracterizar petrofísicamente las zonas productivas.
6. Construcción de Modelos Tridimensionales de Definición y Caracterización a escala Sísmica.
7. Integración de los Resultados. Los resultados obtenidos en los puntos arriba descriptos, permitirán confeccionar un Modelo Estático Inicial que según las características del campo será utilizado para definir programas de Desarrollo, ingresar al SNDI, o servirá de guía y control al modelo tridimensional posterior que se construirá con registros de pozo, una vez alcanzado el número mínimo necesario de pozos. (ver Fig. 6) Como es de prever, con el correr del tiempo los primeros Modelos, basados esencialmente en información sísmica, dejan de reflejar el comportamiento dinámico del reservorio, y a medida que se van perforando nuevos pozos y recopilando datos estáticos y dinámicos, aumenta la necesidad de crear un nuevo Modelo que involucre esa información de mayor resolución y que responda de manera más ajustada a las reacciones dinámicas observadas en los pozos.



Fig. 6: Cima y Base del Modelo a Escala Sísmica, utilizadas para el Modelo a Escala de las
Heterogeneidades.


Modelización Tridimensional a Escala de las Heterogeneidades del Reservorio
Los procesos que nos llevan a tener el Modelo Estático a Escala de las Heterogeneidades, es decir a escala de los Registros de Pozos, se reúnen en la Definición y Caracterización de Yacimientos, según se describe a continuación:


A. Definición de Yacimientos
El Flujo de Trabajo de esta tarea comprende las siguientes realizaciones:
1. Construcción de una Grilla Tridimensional y volcado de valores de pozos. Una vez ubicados los pozos en un espacio tridimensional y teniendo en cuenta el marco estructural obtenido de la sísmica, se crea una grilla tridimensional, que servirá de base para alojar los datos de los pozos y luego ser completada por EIA en las celdas restantes (ver Fig. 7).



Fig. 7: Construcción de la Grilla y Asignación de Datos

2. Integración de datos de Registros de Pozo y de Producción. Ya cargados los datos en una Base Integral, se vuelcan los ensayos de pozos sobre los perfiles y se validan las asignaciones de los Intervalos disparados, y las producciones iniciales con las variables petrofísicas y litológicas.
3. Identificación del Atributo de los Registros de Pozo que correlaciona con el comportamiento productivo. Se realiza el análisis integral de las variables de definición con los resultados productivos para encontrar qué variable utilizaremos para definir los Reservorios. Por ejemplo se comparará gráficamente:
• Frecuencia de Éxito Productivo Vs. valores promedio de SP normalizado calculados en el Intervalo disparado.
• Frecuencia de Éxito Productivo Vs. valores promedio de GR normalizado calculados en el total de la Arena en Producción.
4. Definición de los intervalos a estudiar y de los Valores de Corte a ser aplicados sobre el atributo.
5. Realizaciones de Variogramas sobre el atributo de Definición de los Yacimientos y su análisis. En esta tarea es de gran importancia reflejar las condiciones de sedimentación integrando con el Modelo Sedimentológico Inicial. Es la parte medular del trabajo y tiene como objetivo establecer el tipo de función (tipo de modelo de variograma) que gobierna la distribución espacial de las variables en el reservorio. La forma de esta función condiciona la correlación geológica entre pozos vecinos y está limitada a los markers de cima y base definidas durante las realizaciones Geológicas.
6. Diversas realizaciones de Estadística Integral Autocorrelada para los distintos intervalos del atributo a estudiar y selección de la metodología estadística adecuada. El Kriging Ordinario, la Simulaciones Condicionales, entre otras, son las técnicas de la EIA que se emplean para construir los modelos tridimensionales utilizando los variogramas calculados para realizar la estimación y/o simulación en tres dimensiones. Como método de ajuste y verificación del
Modelo Estático se extraerán pozos dato, se construirá el modelo sin ellos y luego serán comparadas sus curvas con las curvas sintéticas generadas por el modelo en la ubicación de los citados pozos (Validación Cruzada).
7. Definición de los cuerpos productivos individuales o Unidades Hidráulicas Independientes, UHI (Yacimientos), mediante la aplicación de los Valores de Corte a los Modelos tridimensionales de la variable de definición.
En la Fig. 8 se muestra en un ambiente 3D un Modelo Tridimensional logrado con la
Metodología descripta, donde están identificadas 4 Unidades Hidráulicas Independientes. Cabe comentar que desde la Ingeniería de Yacimientos Convencional, más allá de la Integración previamente referida, se desarrolla un ciclo de validación de estas Definiciones.


Fig. 8: Visualización de la Unidades Hidráulicas Independientes

B. Caracterización de los Yacimientos
El Flujo de Trabajo para lograr esta Caracterización según Atributos Petrofísicos, comprende las siguientes realizaciones:
1. Validación o Definición de los cálculos de parámetros petrofísicos por pozo.
2. Integración de los datos de Registros, Núcleos y Producción.
3. Búsqueda de Valores de Corte a ser aplicados en las variables de Registros de Pozo.
4. Realizaciones de Variogramas sobre los atributos de Caracterización de los Yacimientos y su análisis.
5. Diversas realizaciones de Estadística Integral Autocorrelada para los distintos intervalos a estudiar, obteniendo los Modelos Tridimensionales más probables para cada Yacimiento.
6. Validación o Refinamiento de la definición de las Unidades Hidráulicas Independientes (Yacimientos), mediante la aplicación de los Valores de Corte a los Modelos tridimensionales de las variables de Caracterización.
Cabe comentar que también desde la Ingeniería de Yacimientos Convencional se desarrolla un ciclo de validación de estas Realizaciones.
Una vez finalizado el Modelo Estático Tridimensional, éste debe ser adecuado para ser cargado al Simulador Numérico Dinámico Integral, como Modelo de Entrada del mismo, esta adaptación consiste principalmente en un Reescalamiento (Upscaling) del modelo.
Tomado de la pagina web:www.mgoilandgas.com, Autores: Mirta Cordoba De Galacho y Nestor U. Galacho.
Comenta este artículo
La Comunidad Petrolera no se hace responsable por las opiniones emitidas en este espacio. Los comentarios aquí publicados son responsabilidad exclusiva de quien los escribe. Por esta razón en La Comunidad Petrolera no se permite la publicación de mensajes anónimos o bajo seudónimos. Así mismo, nos reservamos el derecho de eliminar aquellos comentarios que utilicen un lenguaje no apropiado.
Blogs de la Comunidad Petrolera
Noticias de la Comunidad
Precio del Petróleo
El Mundo del Petróleo
Ingeniería de Petróleo
Industria Petrolera
Yacimientos de Petróleo
Yacimientos de Gas
Yacimientos de Gas Condensado
Balance de Materiales
Ingeniería de Yacimientos
Simulación de Yacimientos
Simulador de Yacimientos
Modelos de Simulación
Modelaje de Pozos
Modelaje de Yacimientos
Páginas de Interés
La Comunidad Petrolera
El Blog de Angel Da Silva
Este blog es editado por estudiantes de Ingeniería de Petróleo de la UCV
La Comunidad Petrolera no se hace responsable por la información publicada en este blog
Acerca de La Comunidad Petrolera
La Comunidad Petrolera es el mayor portal de noticias online independiente dedicado a cubir informacin relacionada con el Mundo del Petrleo y la Energa.
2008 - 2012 La Comunidad Petrolera. Todos los Derechos Reservados.
La Empresa
Canales