Reservorios Multicapas.
Determinación del Aporte de las Diferentes Capas a la Producción Global.

por: Inés L. Labayén, Silvia N. Illiano y M. Crotti (Última modificación - 13 de noviembre de 2000).

En esta página se documenta la posibilidad de emplear la Geoquímica Orgánica como herramienta de Producción.

La Geoquímica del petróleo ha tenido fundamentalmente fines exploratorios a través de la identificación de rocas con capacidad generadora de petróleo, la evolución de su madurez con el tiempo geológico y la estimación de los volúmenes de petróleo generados. Pero, desde 1985 la metodología geoquímica se ha aplicado también a producción y reservorios. Una de las observaciones más sorprendentes de la geoquímica de reservorios es que todos los fluidos (agua, gas, petróleo) a menudo son composicionalmente heterogéneos tanto en sentido vertical como lateral. A través del análisis de estas heterogeneidades es posible entender los mecanismos de su migración y entrampamiento y utilizar este conocimiento para mejorar las estrategias de producción y desarrollo. 

Como los petróleos en un mismo campo generalmente tienen una similar historia geológica, las diferencias generalmente son muy pequeñas y, al estar relacionadas con la composición molecular, no son detectadas por las propiedades "promedio" comúnmente utilizadas como densidad, viscosidad y contenido de azufre. La cromatografía gaseosa capilar permite reconocer pequeñas diferencias composicionales por lo que es una herramienta analítica muy útil para diferenciar las familias de petróleos determinadas por diferentes condiciones migratorias y de entrampamiento. 

Como resultado de estas aplicaciones se puede evaluar la continuidad de reservorios, identificar problemas de producción en pozos y asignar las cantidades relativas producidas en intervalos específicos, como complemento de las herramientas tradicionales de la geología de reservorios y de la ingeniería de producción (Kaufman et al., 1987 y 1990, Baskin et al.,1995, Larter & Aplin, 1995). 

METODOLOGÍA ANALÍTICA

TÉCNICAS CROMATOGRÁFICAS

El análisis de los petróleos totales por cromatografía gaseosa capilar permite obtener la distribución de componentes de cada muestra de acuerdo al número de átomos de carbono y a las características estructurales de los compuestos (hidrocarburos normales o parafinas y ramificados o isoparafinas). Es una técnica ampliamente aplicada para el estudio de mezclas complejas como es el caso de los petróleos. En los estudios geoquímicos que requieren la identificación de compuestos orgánicos individuales, como los biomarcadores se utiliza la cromatografía gaseosa capilar acoplada a técnicas de detección más detalladas y poderosas como la espectrometría de masas (p. ej. GC/MS o GC/MS-MS). En los estudios descriptos en este trabajo el objetivo es comparativo por lo que la cualidad más apreciada de esta técnica es la reproducibilidad de los fingerprints cromatográficos. Para lograr estos resultados se utiliza la cromatografía gaseosa capilar con detector de ionización de llama (FID). 

El cromatograma gaseoso capilar de un petróleo está constituido por más de 500 picos y hombros diferenciables, de los que sólo una pequeña proporción es identificada por correlación con patrones auténticos.

CARACTERIZACIÓN GEOQUÍMICA DE PETRÓLEOS

Si se tiene en cuenta la clasificación geoquímica jerárquica de petróleos propuesta por Horstad y Larter (1997) es posible discriminarlos sobre la base de su origen geológico y sus transformaciones posteriores en subsuelo. Una población de petróleos se define como el conjunto de petróleos (o gases) que pueden diferenciarse de otros petróleos (o gases) en una provincia geológica sobre la base de propiedades geoquímicas relacionadas con su origen (Por ejemplo: biomarcadores, compuestos de azufre, composición isotópica, etc.). Para ser agrupados en la misma población los petróleos deben haberse generado en la misma roca madre, aunque pueden tener diferentes tiempos de generación y expulsión o niveles de madurez. Las familias de petróleos se definen como subgrupos de una población de petróleos con diferentes propiedades químicas o físicas. De esta forma cada población de petróleos puede estar representada por varias familias con diferencias composicionales debido a aquellas alteraciones primarias relacionadas con la cinética de la generación (madurez, tiempo de generación y expulsión) o a alteraciones secundarias, maduración en reservorio, biodegradación, lavado con agua, fraccionamiento de fases durante la migración o por pérdidas del sello, todas relacionadas con modificaciones en las condiciones PVT. El esfuerzo de identificación individual se centra en los n-alcanos o n-parafinas, los isoprenoides (en especial Pristano y Fitano) y los distintos isómeros presentes en el rango gasolina. Estos resultados permiten inferir las características generales de la roca generadora, su grado de maduración y las alteraciones ocurridas después de la expulsión: biodegradación, lavado con agua, fraccionamiento por evaporación o mezcla de petróleos. 

CORRELACIÓN CROMATOGRÁFICA 

Los métodos de correlación de fingerprint cromatográfico utilizan una idea diferente en la selección de los picos o elementos a considerar. Opuestamente a la metodología geoquímica exploratoria no se da peso diferente a ningún conjunto de picos en particular sino que se intenta utilizar todo el fingerprint. En este desarrollo se muestran dos métodos de comparación. En uno se utilizan todos los compuestos detectados en el cromatograma gaseoso expresados como porcentajes y discriminados según n- e iso-parafinas para cada número de átomos de carbono (C). El área correspondiente a cada n-parafina se determina integrando cada pico individual y se define como iso-parafina con "y" átomos de C a la porción del cromatograma comprendida entre los compuestos n-C(y-1) y n-Cy . De esta forma se dispone de un conjunto de parámetros que representan la distribución completa del fingerprint cromatográfico desde C3 hasta n-C39. La comparación gráfica de los parámetros porcentuales así obtenidos para dos petróleos determinados permite establecer el grado de correlación entre los mismos. 

El otro método (recomendado cuando los petróleos presentan muchas similitudes) consiste en la selección de picos (generalmente nafténicos y aromáticos en lugar de n-alcanos e isoprenoides) que de acuerdo con el examen visual o numérico del cromatograma pueden resaltar las diferencias composicionales entre los grupos de petróleos. La metodología más utilizada es la elaboración de una Matriz de Relaciones que se utiliza para correlacionar las muestras por distintos métodos, tanto numéricos como gráficos (McCaffrey et al, 1996; Callejón-Jiménez, 1995; Nederlof et al, 1995; Kaufman et al, 1987; Kaufman et al, 1990).

La comparación gráfica de estos compuestos, ya sea de áreas normalizadas o de relaciones, se realiza mediante gráficos estrella o polares (Fig. 2 y Fig. 3) en los que para cada muestra de petróleo se obtiene una figura poligonal.

DETERMINACIÓN DE COMPOSICIÓN DE MEZCLAS

Cuando en un pozo se presentan varias capas productoras suele ser muy complejo determinar el aporte de cada una y su variación con el tiempo de producción. Los métodos comparativos descriptos más arriba permiten determinar el porcentaje de aporte de cada una de ellas mediante el análisis de los petróleos punzados correspondientes a cada capa y el petróleo de producción. La reproducibilidad de la técnica cromatográfica demuestra ser tan buena que generalmente se pueden comparar los fingerprints cromatográficos, con excelentes resultados durante períodos muy prolongados. De cualquier manera se controlan las variaciones analíticas para minimizar su incidencia en los resultados y además se conservan las muestras en condiciones adecuadas para repetir análisis si así lo requiere el caso. A modo de ejemplo, en los trabajos pioneros de Kaufman se presenta la resolución de mezclas de dos petróleos mediante la interpolación gráfica con varias relaciones (Kaufman et al, 1987; Kaufman et al, 1990). 

CONCLUSIONES 

En el presente desarrollo se presentan nuevas aplicaciones de la cromatografía gaseosa capilar y se muestra su potencial en la resolución de problemas relacionados con el desarrollo y la producción de yacimientos de petróleo. Los resultados obtenidos permiten puntualizar las siguientes conclusiones: · 

• Es posible detectar heterogeneidades composicionales en los petróleos obtenidos en los ensayos de cada capa en un pozo.

• Las diferencias entre los grupos o familias de petróleos así detectadas interpretadas en el marco geológico permiten establecer los procesos que alteraron los petróleos y así conocer la dinámica de los fluidos en el reservorio.

• Para realizar correlaciones dentro de un reservorio sólo se requiere determinar los distintos grupos de petróleos observados en distintos niveles (verticalmente) y se pueden comparar luego en forma lateral para determinar la continuidad del reservorio. · 

• Es posible determinar el porcentaje aportado por cada una de las capas estudiadas al petróleo de producción por métodos numéricos.

• Una característica fundamental de esta forma de análisis del petróleo de Producción es que sólo tiene en cuenta los aportes de petróleo de cada capa y es totalmente independiente de la producción de agua.

• Las técnicas cromatográficas permiten comparar muestras tomadas en distintos momentos de la historia productiva de un pozo, un nivel o un yacimiento determinar las variaciones composicionales producidas e interpretarlas en función de las condiciones fisicoquímicas del reservorio aportando información completamente independiente a las herramientas habitualmente utilizadas.

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BIBLIOGRAFÍA 

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