Definición y caracterización de unidades de flujo en pozos de un yacimiento de la Franja Petrolera Norte Cubana

Definição e caracterização de unidades de fluxo em poços de um reservatório da Faixa Petrolífera Norte Cubana

Resumo

RESUMO - Este artigo apresenta os resultados da aplicação de técnicas não convencionais para a identificação de unidades de fluxo num reservatório da Faixa Petrolífera Norte Cubana. As grandes heterogeneidades do reservatório, composto por carbonatos fraturados, dentro de uma mesma unidade geológica (Grupo Veloz), dificultam a correlação lito-estratigráfica entre horizontes produtores de petróleo. Com u objetivo de identificar e descrever as sequências relacionadas a características geológicas comuns e propriedades semelhantes, atribuíveis ao movimento de fluidos (unidades de fluxo), a caracterização dos reservatórios (da idade Tithoniano – Neocomiano) é uma solução viável para estabelecer sua continuidade lateral ou não. Estudou-se o meio poroso em 16 poços do campo, a partir de registros geofísicos de poços, para o qual foram utilizadas relações estadísticas – matemáticas obtidas em poços nucleados da Faixa Petrolífera Norte Cubana, que permitem estimar a porosidade e a permeabilidade da matriz e das fraturas ou secundárias, o raio de poros efetivo ao fluxo, o tipo de rocha e a razão de mobilidade. Esses parâmetros facilitaram a divisão do corte em unidades petrofisicas, e com a ajuda do gráfico de Lorenz Modificado, foram identificadas e caracterizadas as unidades de fluxo no reservatório.

Palavras-chave: Unidades de fluxo, Reservatórios carbonados, Porosidade, Permeabilidade, Meio poroso.

RESUMEN - Este artículo presenta los resultados de la aplicación de técnicas no convencionales para la identificación de unidades de flujo en un yacimiento de la Franja Petrolera Norte Cubana. Las grandes heterogeneidades del reservorio, compuesto por carbonatos fracturados, dentro de una misma unidad geológica (Grupo Veloz), dificultan la correlación litoestratigráfica entre horizontes productores de petróleo. Con el objetivo de identificar y describir las secuencias relacionadas con características geológicas comunes y propiedades similares, atribuibles al movimiento de fluidos (unidades de flujo), la caracterización de los reservorios (de edad Tithoniano – Neocomiano) es una solución viable para establecer su continuidad lateral o no. Se estudió el medio poroso en 16 pozos del yacimiento, a partir de registros geofísicos de pozos, para lo cual se utilizaron relaciones estadístico - matemáticas obtenidas en pozos nucleados de la Franja Petrolera Norte Cubana, que permiten estimar la porosidad y la permeabilidad de la matriz y de las fracturas o secundaria, el radio de poros efectivo al flujo, el tipo de roca y la razón de movilidad. Estos parámetros facilitaron la división del corte en unidades petrofísicas, y con la ayuda del gráfico de Lorenz Modificado, se identificaron y caracterizaron las unidades de flujo en el yacimiento. 

Palabras clave: Unidades de Flujo, Reservorios carbonatados, Porosidad, Permeabilidad, Medio poroso.

ABSTRACT - This article presents the results of the application of unconventional techniques for identification of flow units in the northern oil belt of Cuba. The large heterogeneities of the reservoir, composed of fractured carbonates, within the same geological unit (Veloz Group), complicate the lithostratigraphic correlation between oil-producing horizons. To identify and describe the sequences related to common geological characteristic and similar properties, attributable to fluid movement (flow units), the characterization of the reservoirs (from The Tithonian – Neocomian age) is a viable solution to stablish their lateral continuity of lack thereof. The study of the porous medium in 16 wells of the field was conducted using geophysical well logs, for which statistical – mathematical relationships obtained from clustered wells in the northern oil belt of Cuba. These relationships allow for the estimation of porosity and permeability of the matrix and fractures or secondary porosity, the effective pore radius for flow, rock type, and mobility ratio. These parameters facilitated the division of the core into petrophysical units, and with the help of the Modified Lorenz graph, flow units were identified and characterized within a deposit.

Keywords: Flow Units, Carbonate reservoirs, Porosity, Permeability, Porous medium.