05644nmc a2200181 4500 20260522180016.0 260224s xxu Jarque, Gastón 45293 Ortiz, Oscar 45294 Congreso de Producción del Bicentenario (1er. : 2010 mayo 18 al 21 : Salta) 44754 Caracterización petrofísica del miembro San Diego en el yacimiento Grimbeek, Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina 08/04/2011 ; 08/04/2011 11 p. Transcripción del resumen del autor. Una característica del Yacimiento Grimbeek, no habitual para la Cuenca del Golfo San Jorge, es la presencia de contactos agua-petróleo definidos, una estrecha zona de transición asociada y por encima de esta, todos los reservorios presentes son productores de petróleo con muy bajos porcentajes de agua (2%) que, prácticamente podrían considerarse propios de una zona de saturación irreductible. La evaluación petrofísica permite predecir confiablemente el tipo de fluidos a producirse. Los estudios realizados en 180 pozos tuvieron un porcentaje absoluto de aciertos. Si bien contar con una correcta predicción de fluidos es una cuestión básica, puede no representar la realidad en términos volumétricos y dinámicos. Por lo que deberán analizarse dos interrogantes que surgen como aparentes inconsistencias: Primero: Los valores de saturación de agua inicial (Swi) en niveles que comprobaron producción de hidrocarburos oscilan entre los extremos 20% y 75%. Esto parece no ser razonable. La presencia de reservorios de excelente calidad petrofísica, sin producción de agua y con elevados valores de Swi, no son físicamente compatibles. Es de esperar, que Swi sea similar a la saturación irreducible (Swirr), como indican los datos obtenidos en plugs de corona que revelan se encuentran en el orden de 20-35%. El Segundo interrogante se refiere a que, según la interpretación petrofísica, no existirían variaciones faciales dentro de lo que consideramos rocas reservorio. Ya que: -Comparten la misma composición litológica, con porcentajes similares en el contenido de arcillas. -No se observan variaciones significativas en la porosidad. -Producen petróleo prácticamente sin agua. Sin embargo, es llamativa la diferencia que existe entre las saturaciones de agua (el rango de SW oscila entre 20 y 75%) calculadas en niveles productivos de petróleo, que desde luego están en relación directa con la resistividad de formación (RT). Cumple un rol fundamental, la verificación de la existencia de una cierta dependencia entre los valores de Swi y los caudales de producción individuales de cada reservorio en el ensayo de terminación. Los difererentes caudales no guardan relación con la porosidad, presiones porales o contenido de arcilla, lo que nos llevaría a postular que existe una relación entre la SW y la permeabilidad. Es sabido que, en términos generales, el tamaño de grano de las areniscas tiene gran influencia en la permeabilidad pero no así en la porosidad. Por lo que además es posible afirmar que las variaciones faciales se reflejan en el tamaño de grano. Esto fue verificado mediante la descripción de testigos laterales. Y nos lleva a concluir que por encima de la zona de transición existe una relación inversa entre la saturación de agua estimada y la permeabilidad. La cual depende del tamaño de los clastos que a su vez se refleja en el diámetro de las gargantas porales. Esto está en línea con las relaciones establecidas mediante la función J de Leverett y presiones capilares. Expresando la primera inconsistencia en otras palabras, si fuera considerado que dos rocas de distinta permeabilidad (pero con igual geometría poral y mojabilidad), pudieran tener diferentes valores SWirr, variando entre los extremos 20-75%, estaríamos en condiciones de decir que el trabajo ha concluido. Incluso explicaría la perfecta coincidencia existente entre porcentaje de fluido inmóvil obtenido de perfiles de Resonancia Magnética y los obtenidos mediante el Modelo Petrofísico. "Lamentablemente" en este trabajo se sostiene que no sólo no es posible tener saturaciones irreducibles tan elevadas, sino que los valores serán similares independientemente de la permeabilidad de los reservorios. Por lo tanto, teniendo en cuenta que los bajos valores Swirr obtenidos de corona son datos duros dignos de confianza, y a la fecha ningún especialista ha demostrado que la Swi se haya estimado de manera incorrecta, se ha hallado una posible explicación a estas incongruencias. Por un lado, y como muestran las coronas, los altos valores de Swi pueden ser sustentados en las heterogeneidades que escapan a la resolución vertical de los perfiles eléctricos inductivos, por lo que el valor de resistividad se acerca a un promedio de ambas propiedades, viéndose disminuido. Esto ha sido observado en innumerables coronas y afloramientos de la Cuenca donde alternan zonas de impregnación total con zonas de baja a nula impregnación (lo que puede interpretarse como zonas en condiciones irreducibles y en transición) sin mediar una barrera impermeable. El agua móvil en las arenas que se encuentran en transición no fluye hacia las que están totalmente impregnadas debido a que se genera el llamado "efecto de borde" que impide su movilidad mientras no sea superada la diferencia de presión capilar entre ambos medios. https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/CongresoProdBicentenario2010/Caracterizacionpetro.pdf CONGTP ddc 174641 174641 0 0 0 0 242460 CDIAPG CDIAPG 2026-03-05 200052663 0 200052663 2026-03-05 16:12:01 2026-03-05 ARCHIVO