TY  - DATA
AU  - Montagna,Aldo Omar
AU  - Licitra,Diego
AU  - Gutierrez,fabián
AU  - Arro,Roberto
AU  - Grisolia,Juan
AU  - Crespo,Guillermo
ED  - Congreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (5to : 2013 mayo 21 al 24 : Rosario, Argentina)
TI  - Metodología de caracterización petrofísica, con énfasis en la interpretación de registros eléctricos, aplicada a la evaluación de reservorios "tight" de la F. Lajas en Sierra Barrosa, Neuquén, Argentina
PY  - 2013///
N2  - En el yacimiento Aguada Toledo - Sierra Barrosa, el grupo Cuyo tiene un espesor promedio de 1700 m. De ellos, los últimos 1000 m. corresponden una secuencia sedimentaria clástica (conformada por una alternancia de psefitas, psamitas y pelitas), que pertenecen a la F. Lajas. Una buena parte de esta secuencia silicoclástica (fundamentalmente los términos basales y medios), presentan muchas de las características que identifican a los reservorios "tight".; que usualmente fueron caracterizados petrofísicamente con métodos convencionales, tanto en lo que se refiere a interpretación de perfiles como a estudios petrofísicos básicos y especiales de laboratorio. En lo que se refiere a evaluación de registros de pozos, la misma estaba caracterizada por el uso el perfil de rayos gamma como indicador de arcillosidad; la no discretización y tipificación del tipo de arcilla presente; la utilización de perfiles y métodos convencionales para el cálculo de porosidad (básicamente densidad - neutrón, y en caso de tener un mal calibre del pozo, uso del perfil sónico); la determinación de saturación de agua por métodos convencionales (Simandoux), sin considerar la saturación de agua irreducible; y, la estimación de la permeabilidad a partir de leyes k-Phi convencionales. Una nueva campaña de perforación, con el doble objetivo de, por un lado delimitar el yacimiento; y, por otra parte, optimizar la caracterización estática de la F. Lajas, se hizo imperioso definir el mejor programa de perfiles de pozos a adquirir. Para ello, se analizó exhaustivamente los estudios previos (realizados bajo la metodología mencionada), y se definieron las siguientes incertidumbres: volumen de arena "sobrestimado"; porosidad y permeabilidad que no se ajusta a los valores obtenidos de análisis de laboratorio; saturación de agua que no identifica la presencia de capas acuíferas; e, imposibilidad de determinar con certeza valores de corte para diferenciar reservorio de no reservorio. Para intentar entender el porqué de estas inconsistencias, el primer paso fue entender la naturaleza de las debilidades que los perfiles convencionales (en cuanto a adquisición, procesamiento e interpretación), frente a la naturaleza no convencional de los reservorios "tight" y, en función de ese entendimiento, definir su grado de aplicabilidad. Al mismo tiempo, otro objetivo consistió en conocer la aplicabilidad y alcance de las herramientas "especiales" en este tipo de reservorios. Una vez definidos correctamente los niveles de uso de las herramientas convencionales y especiales, se procedió a planificar, diseñar e implementar una metodología de análisis de perfiles que nos permitiera lograr un modelo petrofísico confiable, en términos de caracterización y predictibilidad. Esta metodología tiene como puntos salientes la definición de volumen pelítico (en lugar del tradicional volumen de arcilla), y su cuantificación a partir de la información de las herramientas neutrónicas y de resonancia magnética; la tipificación de arcilla a partir de los datos obtenidos de la interpretación del perfil de rayos gamma espectral y registro geoquímico; la utilización de la porosidad y permeabilidad de la resonancia magnética; y, por último, en cuanto al cálculo de saturación de agua, trabajar con la conjunción de tres modelos tradicionales (Archie, Dual Water y Wilbur Smith), usando en su cómputo una porosidad efectiva mucho más ajustada, un m variable y la relación con la saturación de agua irreducible de la resonancia magnética como indicador cualitativo de agua móvil. En función de lo anteriormente expuesto, podemos concluir que la mayoría de los modelos desarrollados para la evaluación petrofísica de reservorios convencionales presentan notorias y marcadas incertidumbres al ser aplicadas a la interpretación de reservorios no convencionales, por lo que la caracterización petrofísica de reservorios no convencionales en general y de arenas compactas en particular debe potenciarse con metodologías, técnicas, herramientas y procesos no convencionales. En este sentido, la metodología propuesta basada en la conjunción de datos e información provenientes de la adquisición, procesamiento e interpretación de los perfiles convencionales y "especiales", permiten optimizar en gran medida la selección de intervalos a ser punzados y estimulados, así como lograr una predicción y cuantificación de la productividad; y obtener una mejor estimación del gas in situ presente en el yacimiento
UR  - https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/5to/22.pdf
ER  -