Caracterización estática de la Formación Lajas a partir de la integración de datos de roca, perfiles eléctricos de pozo y datos de producción, en el yacimiento Barrosa Norte, cuenc...

• Autores: Guevara, Marcelo Antonio
• Año de publicación: 2020
• Idioma: español castellano
• Tipo de recurso: tesis de grado
• Colaborador/a o director/a de tesis: Coppo Carmona, Noelia Romina
• Materia: Ciencias de la Tierra (General); Sedimentología; Cuenca neuquina; Lajas; Modelo estático; Ciencias de la Tierra (General)
• Institución: Universidad Nacional de Río Negro

Fil: Guevara, Marcelo Antonio. Universidad Nacional de Río Negro. Río Negro. Argentina.
In this study, the results obtained from the static characterization of the Lajas Formation in the Barrosa Norte deposit (Neuquén basin), which constitutes an unconventional reservoir, specifically a Tight gas Sandstone reservoir. Tight gas or Tight gas Sandstone is the term used the gas trapped in compact sandstone formations. These sediments have petrophysical characteristics (e.g. permeability with values between 0.001 and 0.01 mD, effective poor on the order of 2 to 12%) that lead to consider the deposits of the lower section as tight, and the deposits of the middle and upper section as reservoirs of low permeability. The elaboration of the static model was based on information from well logs, cores, production information and analogous models. The generated model contributes to a better understanding of spatial distribution, the thickness of potential reservoirs, and its petrophysical properties of the medium, in order to more accurately establish the location of a production well. Nineteen wells of this reservoir were stratigraphically correlated, recognizing four zones within the Lajas Formation based on their lithological and petrophysical characteristics. The zones were informally referred and based on its location as Lajas Tope, Lajas Intrasuperior, Lajas Medio and Lajas Inferior. The greatest useful thicknesses (Net Pay) occur in the Upper and Lower sections, and as it can be observed in the electrical records, there are less intercalation of clay facies with respect to the middle sections, on the other hand the Lower section, due to its structural position and greater depth, presents more than 50% of average water saturation and very low porosity and permeability conditions that could result in low productivity conditions. In the Intrasuperior and Media sections, the higher content of heterolitic levels conditions the deterioration of petrophysical properties and the decrease in useful thicknesses. With the static model generated, the reserves were estimated, in the area that includes the location of the well, in this way an additional data is provided that allows evaluate the viability of the proposed well.
En el presente trabajo se muestran los resultados obtenidos a partir de la caracterización estática de la Formación Lajas en el yacimiento Barrosa Norte (cuenca Neuquina), el cual constituye un reservorio no convencional, específicamente un reservorio Tight gas Sandstone. Se denomina Tight gas o Tight gas Sandstone, al gas entrampado en formaciones de areniscas compactas. Las sedimentitas que conforman esta unidad presentan características petrofísicas (permeabilidad con valores entre 0.001 y 0.01 mD y porosidades efectivas del orden del 2 al 12%), que conllevan a considerar como tight la sección inferior, y como reservorios de baja permeabilidad a la sección media y superior. La elaboración del modelo estático se valió principalmente de las siguientes fuentes de información: perfiles eléctricos de pozos, testigos de coronas, datos de producción y modelos análogos. El modelo obtenido contribuye a mejorar el entendimiento que hasta el momento se tiene acerca de la distribución espacial, el espesor de potenciales reservorios, las propiedades petrofísicas del medio, con el fin de establecer con mayor precisión la ubicación de un pozo de producción. Con este propósito se correlacionaron estratigráficamente 19 pozos de este yacimiento, lo que permitió reconocer, dentro de la Formación Lajas, cuatro zonas con diferentes características litológicas y petrofísicas. Las zonas se denominaron de manera informal y en base a su ubicación, como Lajas Tope, Lajas Intrasuperior, Lajas Medio y Lajas Inferior. En las secciones Inferior y Tope se encuentran los mayores espesores útiles (Net Pay), según se pudo observar en los registros eléctricos estas secciones presentan una menor intercalación de facies arcillosas con respecto a las secciones medias, por otra parte la sección Inferior, debido a su posición estructural y mayor profundidad, presenta más de 50% de saturación de agua promedio, porosidad y permeabilidad muy bajas que podrían resultar en bajas condiciones de productividad. En las secciones Intrasuperior y Media, la alta proporción de niveles heterolíticos condiciona el deterioro de las propiedades petrofísicas y la disminución de espesores útiles. Con el modelo estático generado se estimaron las reservas, en el área que incluye la ubicación del pozo, de esta manera se aporta un dato adicional que permita evaluar la viabilidad del pozo propuesto.