Evaluación de propiedades geofísicas y geomecánicas en la shale Inoceramus a partir de perfiles de pozo, cuttings y modelos de física de rocas

• Autores: Ravazzoli, Claudia Leonor; Panizza, Guido
• Año de publicación: 2023
• Idioma: español castellano
• Tipo de recurso: documento de conferencia
• Materia: Geofísica; Física de rocas; Shales orgánicas; Anisotropía
• Institución: Universidad Nacional de La Plata

La evaluación de parámetros elásticos y geomecánicos en rocas reservorios de hidrocarburos a escalas de pozo es de gran importancia tanto para su caracterización como para la planificación de estrategias de perforación y producción. Esto cobra especial relevancia en reservorios no convencionales formados por shales (pelitas) ricas en materia orgánica, como las de la formación Inoceramus, la principal roca generadora de la Cuenca Austral. Estudios previos han demostrado y cuantificado la anisotropía elástica típica en estas rocas (Panizza et al. 2022), lo que requiere al menos cinco módulos elásticos para su descripción. Como es sabido, los perfiles de pozo no proveen suficiente información para su completa determinación, con lo cual la utilización de modelos de física de rocas es de gran utilidad práctica. Con esta idea, se utilizan datos medidos en pozos (perfiles sónicos dipolares, de porosidad, de densidad, de saturación de agua), descripciones mineralógicas y contenido orgánico, determinados a partir de estudios de laboratorio sobre cuttings (recortes de perforación), para calibrar un modelo de física de rocas de tipo poroelástico. El mismo consiste en una combinación de la teoría porosity-deformation approach (Shapiro, 2017), para los módulos elásticos de la matriz y del modelo compuesto de Ciz y Shapiro (2007), los que permiten tener en cuenta la dependencia con el estado tensional y la presión poral in situ. La calibración se realiza minimizando la diferencia entre las velocidades sintéticas y medidas. El modelo calibrado se utiliza para determinar el tensor elástico de las rocas en el intervalo estudiado (del orden de 200 m), para predecir velocidades de onda de corte no medidas en uno de los pozos y estimar la anisotropía de la formación. Además, para estimar la saturación de gas, coeficientes de Young, Poisson e impedancias acústicas en distintas direcciones.
Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísicas