Geoestadística aplicada a la caracterización de yacimientos
Los estudios que posibilita esta flamante disciplina, con apenas 30 años de existencia, se generalizan actualmente a la hora de realizar nuevas perforaciones.
La geoestadística es una rama reciente de la matemática que, a diferencia de la estadística convencional, sirve para cuantificar la incertidumbre y especificar la forma en que ésta varía en el espacio-tiempo. Uno de sus campos de aplicación es la caracterización de reservorios, que involucra un conjunto de métodos determinísticos y/o probabilísticos, cuyo objetivo es definir el modelo más probable de un reservorio, con sus formas de cuerpos, heterogeneidades petrofísicas, geometría estructural y caracterización paleoambiental. Los yacimientos poseen pozos irregularmente distribuidos en función de cómo haya sido la historia de su desarrollo. Cuando una empresa decide llevar adelante una tarea de perforación necesita conocer qué chances va a tener de encontrar crudo y eso implica minimizar las incertezas que se desprenden de la falta de homogeneidad de los cuerpos. De esta forma, las posibilidades de hallar el recurso buscado aumentan o disminuyen según cuáles sean las condiciones de porosidad y permeabilidad, entre otros factores. Ahí es donde entra la geoestadística, por ser una herramienta que permite estimar en un punto qué valor aproximado se va a tener de una determinada propiedad, y qué incertidumbre asociada se tiene a esa estimación, que combinada con la geofísica de reservorio permite integrar la información de pozos y el dato sísmico a fin de determinar nuevas locaciones para drenar las zonas saturadas.
El primer paso es definir la correlación geológica de las capas o niveles productivos a través de un modelo tridimensional de carácter discreto -en la medida en que permite disponer sólo de datos puntuales- y parcial -porque únicamente se modelan la profundidad y el espesor del evento correlacionado-. Para completar una descripción estática de reservorios se calculan las propiedades petrofísicas promedio de cada capa o nivel a partir de los datos de perfiles de pozo y de análisis de coronas y, finalmente, a través del grillado de los mapas generados (estructura, espesor, espesor útil, porosidad, permeabilidad, etc.) se logra ingresar a un simulador de reservorios y estudiar el comportamiento dinámico del modelo.
Sin embargo, para imponer continuidad en el modelo es necesario realizar un estudio de prospección sísmica. Así se llegan a obtener dos tipos de datos: los duros o petrofísicos, de resolución vertical, y los blandos, que implican un muestro areal denso. "La técnica para integrar una variable dura, precisa, como es el dato del pozo, con una variable blanda e imprecisa pero continua, como es la sísmica 3D, se conoce con el nombre de Cokriging".
También llamada "Geoestadística Multivariada", permite calcular la distribución espacial de una o más variables mediante autocorrelaciones o correlaciones cruzadas. Por su parte, el ‘Kriging’ es un método de interpolación lineal insesgado, de mínima varianza y que recibe su nombre del especialista en minería sudafricano que planteó por primera vez la necesidad de desarrollar esa rama de la matemática. Hay una tercera técnica de análisis que se denomina Simulación Condicional y permite analizar el reservorio en términos de probabilidades. Es decir, ya no me interesa tanto qué valor voy a tener estimado en un punto sino en qué zona hay probabilidad de que haya un valor mayor a determinado porcentaje de porosidad o de espesor.
Zonas críticas de la estimación
Las técnicas geoestadísticas permiten integrar las superficies de atributos sísmicos a las propiedades petrofísicas del yacimiento. Por ejemplo, si existe una buena correlación entre la porosidad promedio y la amplitud mínima, es factible realizar un mapa de porosidad con la resolución areal de la amplitud sísmica mínima aprovechando la correlación espacial entre ambas.
Para cada propiedad se construyen modelos de correlación espacial o variogramas, y con ellos se logra integrar estadísticamente los dos juegos de datos, ya sea por medio de técnicas de estimación (Kriging/Cokriging) o de simulación (Simulación o Cosimulación Condicional).
El resultado es una superficie de una propiedad del yacimiento que representa los valores del pozo y el sistema de correlación espacial. Esas superficies constituyen un modelo geológico tridimensional 'continuo' y completo. "Sin embargo, para algunos simuladores, es necesario ingresar con un análisis volumétrico", agrega el consultor.Dos momentos centrales del proceso son los de recolección de datos y de normalización de la información. Del mismo modo hay que atender a las particularidades propias de cada yacimiento. No es lo mismo trabajar un reservorio carbonático que un reservorio clástico. Si bien la técnica de geoestadística se aplica en ambos casos de la misma manera, las características propias de cada reservorio se reflejan, por ejemplo, en el tipo de atributos sísmicos que se van a emplear.
El presente de la geoestadística
Al día de hoy prácticamente todas las empresas petroleras han realizado al menos un trabajo de caracterización de reservorios a partir de las técnicas de la geoestadística por la sencilla razón de que las trampas convencionales ya están todas explotadas y ahora comienza la exploración en áreas más complejas. El esquema más simple siempre ha sido la trampa estructural, el anticlinal, el domo. Ahora es el tiempo de las estratigráficas, donde la heterogeneidad del reservorio es la que indica el lugar en que se acumula el hidrocarburo.
