Generación de un modelo petrofísico y análisis de incertidumbre de las variables de roca y fluído, relacionadas con los parámetros de corte calibrados con información de núcleos pertenecientes al bloque 5, área petroindependencia, división Carabobo de la faja petrolífera del Orinoco

Abstract

La presente investigación propone una metodología para la realización de una interpretación petrofísica en un área correspondiente a la empresa mixta Petroindependencia la cual se encuentra en una fase de inicio de producción, es decir no existen pozos productores en la actualidad y tampoco hay pruebas de producción que reflejen el verdadero potencial de la zona, por lo que no se dispone de toda la información necesaria, además la data que fue suministrada para la evaluación corresponde a pozos estratigráficos perforados en los años 80, por lo que la calidad de la misma suele no ser la más apta para la evaluación. De igual forma se generó un modelo cuyos parámetros más importantes (Volumen de Arcilla y Porosidad) fueron calibrados con análisis de núcleos de pozos existentes en el área, así como de zonas vecinas para de esta forma, tener una distribución de dichas variables a lo largo de la zona en estudio. Caso particular reviste la estimación de la Saturación de Agua, debido a que no se disponen de análisis de agua de formación en el bloque en estudio, por lo que el valor de salinidad de la misma tuvo que estimarse por métodos matemáticos y no por mediciones directas, añadiendo así un nivel de incertidumbre a dicha variable que impacta directamente sobre la estimación de Arena Neta Petrolífera. Para complementar la evaluación petrofísica se realizó un análisis de incertidumbre aplicando sensibilidades a los parámetros de corte o “cutoffs” estimados como son: Volumen de Arcilla, Porosidad y Saturación de Agua, que determinan las variaciones en los espesores de Arena Neta Petrolífera (ANP), al tomar valores límites definidos en un escenario pesimista y uno optimista, en comparación con un escenario base, se decidió también realizar sensibilidades a los parámetros de corte por separado, es decir variando solo uno a la vez lo que determinó que el parámetro más influyente en la estimación de ANP fue el corte de saturación de agua el cual generaba variaciones en los espesores de hasta 7% para los casos optimista y pe imista planteados. Este trabajo permitió modelar y presentar en detalle la distribución de las propiedades petrofísicas del submiembro Morichal Superior que se usarán en la posterior caracterización del yacimiento y así definir la prospectividad y explotación del mismo en el bloque Carabobo 5.