El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) desarrolla investigación a través del proyecto Modelos micromecánicos y nuevas técnicas de física de rocas para determinar permeabilidad absoluta y anisotropía de fracturas en yacimientos carbonatados usando registros geofísicos de pozos, el cual se inició el pasado mes de febrero.

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El proyecto tiene como objetivos: desarrollar un modelo petrofísico para estimar con mayor certidumbre la permeabilidad absoluta en rocas carbonatadas, aplicando conceptos de microestructura, inversión conjunta de registros de pozo y modelos de propiedades físicas como resonancia magnética nuclear, propaga- ción de ondas elásticas de onda completa y registros de imágenes micromecáni- cas; además, desarrollar una metodología para predecir la permeabilidad absoluta en el nivel de pozo, empleando cómputo inteligente.

Está alineado a la necesidad tecnológica de la industria petrolera de robustecer cuantitativamente la estimación de permeabilidad en yacimientos carbonatados, lo que permitirá proveer información importante a los activos de Pemex Exploración y Producción, para contribuir a incrementar el factor de re- cuperación y mejorar los modelos de caracterización (estática y dinámica) para la delimitación de zonas productivas, reforzando así las estrategias para el desarrollo óptimo de campos y la selección de tecnologías de recuperación mejorada de hidrocarburos.

La permeabilidad se refiere a la facilidad con la que los fluidos se desplazan a través del sistema poroso, es decir, cuantifica la capacidad de producción del yacimiento o de admisión en procesos de inyección para recuperación mejorada de hidrocarburos bajo ciertas condiciones, como son: tamaño y forma de los poros, concentración y conectividad de los sistemas porosos y las gargantas de poro, propiedades de los fluidos, presión ejercida sobre el fluido y concentración de fluido móvil.

Los modelos generados hasta el momento, en su mayoría se basan en co- rrelaciones empíricas para formaciones clásticas, que consideran de manera incipiente la microestructura, lo cual representa una limitante para su aplicación en rocas carbonatadas, cuya principal caracerística es que cuentan con diferentes sistemas porosos.

El análisis de sensibilidad de mode- los, que convencionalmente se utilizan para la estimación de permeabilidad, tales como: Kozeny–Carman, Mohaghegh, Timur, Coates and Denoo, Katz and Thompson, Ohen y Xue, indica que en su mayoría estos modelos fueron desarrollados para datos y condiciones es- pecíficas, en formaciones clásticas con baja complejidad geométrica y estruc- tural de sus componentes y del espacio poroso. Por esta razón, son inadecua- dos para su aplicación en rocas carbo- natadas, ya que su utilización ofrece resultados con alta incertidumbre en la predicción.

A la fecha, nuestras investigaciones indican que mediante el análisis con una herramienta computacional que hemos generado, se puede establecer de forma evidente que para incrementar la certeza en la estimación de permeabilidad en formaciones carbonatadas, es necesario incluir estos parámetros de microestructura: la discretización del sistema poroso, la conectividad de los sistemas de poros (tomar en cuenta teoría de percolación), el tamaño y la distribución de poros, la anisotropía por fracturamiento y la saturación de agua (total e irreductible) en cada sistema poroso.