1. Introducción

En numerosos artículos se ha argumentado el uso de los registros de pozo convencionales para identificar rocas madres y cuantificar su potencial, a partir del efecto que la materia orgánica presente en las rocas sedimentarias ejerce en la respuesta de los registros. Para esto es preciso tener un modelo físico conceptual del material de estudio, o sea, las secuencias sedimentarias enriquecidas o no por material orgánico. Es importante recordar que la materia orgánica se deposita al mismo tiempo que el grano de la matriz de las rocas y no rellena los poros vacíos. Con el incremento de la maduración, el querógeno se torna lo suficientemente maleable como para ser desplazado hacia el espacio poral, lo que no debe afectar el volumen de los poros en las arcillas, a menos que el contenido de materia orgánica sea relativamente alto.

Es conocido que los métodos de estudio de las rocas madres y los petróleos exigen la utilización de equipos de alto costo con los que Cuba no cuenta.

El registro más comúnmente utilizado ha sido el de rayos gamma, donde los aumentos anómalos de uranio se asocian a las rocas madres por su correspondencia con la materia orgánica, de ahí la utilidad del registro espectral, aunque la correlación no sea universal. La experiencia demuestra que existe una relación inversa entre las curvas de rayos gamma (GR) y de resistividad (Rt), en forma de reloj de arena, excepto cuando hay carbono orgánico total (COT), donde ambas curvas sufren un incremento. Este efecto se visualiza mejor cuando se invierte una de las escalas y se superponen las curvas: la separación entre ellas indica la presencia de roca generadora [1].

Igualmente, la utilización de los registros geofísicos de pozos, formulada por [2] permite una evaluación rápida y sin elevado costo adicional, de la capacidad de generación de secuencias descubiertas en los pozos exploratorios. También permite pronosticar, de forma rápida, los intervalos más favorables para su estudio por Geoquímica Orgánica. Esta técnica fue desarrollada y probada por la compañía EXXON desde 1979, y se ha publicado posteriormente [3-6,7,8] y otros. Para poder medir correctamente la efectividad del método es conveniente en su etapa de introducción contar con datos geoquímicos que permitan calibrar sus resultados. Fue aplicada con éxito en las rocas del Grupo Veloz del pozo de exploración cubano PE-4, ubicado en la Franja Petrolera Norte Cubana [9]. Las formaciones del Grupo Veloz tienen la característica de presentar rocas carbonatadas como rocas madres, que además constituyen el reservorio, lo que se demuestra en los resultados obtenidos aquí presentados.

El objetivo del presente trabajo es definir las zonas con potencial generador y productor en las rocas del Grupo Veloz en pozos del sector Varadero Oeste, y realizar correcciones a la porosidad por el efecto de la materia orgánica. El método de Passey parte de superponer, a una escala adecuada, la curva de resistividad a una de las de porosidad, preferiblemente al registro acústico y en caso de no existir éste, al neutrónico o al de densidad. Para la investigación desarrollada se utilizó, además, una modificación del método de Passey propuesta por Bowman [10].

La ubicación geográfica esquemática del área de estudio (dentro de la Franja Petrolera Norte Cubana) se presenta en la Fig. 1.

Figura 1: Ubicación geográfica esquemática de la zona de estudio.

Fuente: Tomado de [11].

La investigación partió de la interpretación de las propiedades de reservorio: volumen de arcilla (VCL), porosidad efectiva (PHIE) y saturación de agua (SW) en los pozos del área de estudio, para los que se calculó el COT y se les realizó la corrección de la porosidad. Para ello se visualizaron los registros compuestos y se confeccionaron gráficos de propiedades cruzadas.

2. Materiales. Metodología empleada

Se contó con los registros convencionales de 8 pozos, fundamentalmente la resistividad (Rt obtenida a partir del Laterolog profundo LLD o del radio más profundo de investigación RLA5 en el registro de varios radios de investigación HRLA) y los métodos de porosidad (sónico-Dt, densidad-RHOB y neutrónico-NPHI), seguidos por el gamma espectral (Total-SGR o GR, Computado-CGR, Uranio-URAN) y el potencial espontáneo (PE). También en el set aparecen los registros de cáliper (CAL) y factor fotoeléctrico (PEF).

Como información geólogo-petrofísica de partida, se tiene que en los pozos aparecen dos mantos del Grupo Veloz (Veloz 1 y Veloz 2), que se dividen en electrofacies correspondientes a las subunidades petrofísicas: Neocomiano, CPI, CS, Constancia (que no pertenece a Veloz), CSII, CSII Inf, CPII+III+Brecha, CSIII-1, CSIII-2 y CSIII-3.

2.1. Método de Passey

Asume que las rocas están compuestas por tres componentes: 1) la matriz mineral, 2) la materia orgánica sólida y 3) el o los fluídos que rellenan el espacio poral. Aquellas que no son rocas madres, se componen principalmente de sólo dos componentes: la matriz y el fluido que rellena los poros.

En las rocas madres inmaduras la fracción sólida de la roca comprende la matriz mineral y la materia orgánica sólida, mientras que el agua de formación rellena los poros. A medida que la roca madre madura, una porción de materia orgánica sólida se transforma a hidrocarburos líquidos o gaseosos que se mueven hacia el espacio poral, desplazando al agua de la formación.

Para las rocas madres el efecto de la materia orgánica sólida sobre los registros resulta en la disminución de la densidad, el aumento del tiempo de tránsito (baja velocidad en el registro sónico) y el aumento de la porosidad neutrónica por alto contenido de hidrógeno, además de una resistividad mayor que en otros sedimentos de igual compactación y composición mineralógica. Esta anomalía puede utilizarse para la identificación de estas rocas, siempre que la resolución de las herramientas lo permita y exista abundancia de materia orgánica. Cuando la roca madre está madura, contiene petróleo móvil además del querógeno, y la resistividad aumenta por un factor de 10 o más.

Para aplicar el método se requiere que la curva tránsito - tiempo y la de resistividad sean llevadas a escala, de modo tal que su escala relativa sea de -164 µseg/m para un ciclo de resistividad. Las curvas son superpuestas y se les halla la línea base en un intervalo constituido por una roca de grano fino no generadora. La línea base se determina donde las dos curvas se superponen una sobre otra en un rango de profundidad continuo. Cuando ya está establecida la línea base, los intervalos ricos en materia orgánica pueden ser reconocidos por la separación y ausencia de paralelismo de las curvas. Esta separación se designa como ΔlogR.

La separación ΔlogR, relacionada linealmente con el contenido de COT, es una función de la maduración, y puede ser transformada directamente a COT si la madurez ha podido ser determinada o estimada [2].

La madurez se mide en unidades de nivel de metamorfismo orgánico o LOM [12], determinadas a partir de una serie de métodos de análisis de la maduración (reflectancia de la vitrinita, TAI, SCI o Tmax) o estimada a partir de la historia térmica y de sedimentación. Los valores de LOM de 7 y 12 corresponden, respectivamente, al umbral y al final de la ventana de generación de petróleo para un querógeno de tipo II (Fig. 2).

Figura 2: Diagrama que relaciona ΔlogR con el COT a través de LOM.

Fuente: Tomado de [2].

La separación ΔlogR tiene lugar, tanto en intervalos enriquecidos por materia orgánica, como en reservorios de petróleo. Entonces, paralelamente, se debe usar también el registro gamma, el potencial espontáneo o cualquier registro informativo, para identificar los diferentes casos a reconocer y encontrar los intervalos de rocas madres enriquecidas cuando se calcula un perfil de COT (guía esquemática para la interpretación de diferentes características en el método de ΔlogR, de [2]). Se señala que la roca madre enriquecida, se diferencia por la separación de curvas en forma de balón oval o reloj de arena.

Las tres curvas comunes de porosidad (sónico, densidad y neutrón) responden a la presencia de materia orgánica sólida, que presenta baja velocidad, baja densidad y alto contenido de hidrógeno. Todos estos atributos producen una respuesta que simula un incremento de la porosidad. Por todo esto, cuando no se dispone del registro sónico se puede utilizar uno de los otros dos.

2.2. Método de Bowman

Para este método se requiere: 1) Construir el gráfico cruzado Dt vs LogR (Dt u otro método de porosidad: RHOB, PHIN vs logaritmo de la resistividad); 2) Determinar la línea de las arcillas por las menores resistividades (línea del método directo), como se muestra en la Fig. 3, donde dicha línea abarca los puntos con bajos valores de resistividad y altos valores de porosidad, característico de sedimentos pobres en materia orgánica. El color de los puntos se relaciona con los métodos de radiactividad (SGR, CGR, URAN), y ayuda a reconocer las distintas zonas; 4) Calcular la nueva curva sintética del sónico (o seudosónico: DtR) o de otro método de porosidad (RHOBR o NPHIR) a partir de la línea de las arcillas con la obtención de la ecuación lineal de las curvas [10]:

Figura 3: Gráfico de propiedades cruzadas de Dt vs. logaritmo de la resistividad y el valor del CGR (Torio + Potasio) según el color de los puntos, que muestra la línea de las arcillas, los reservorios y el clúster de las rocas madres, en el pozo PE-4

Fuente: [13].

La clasificación por la guía esquemática desarrollada por [2] para la interpretación de la separación de las curvas en función del contenido de COT, se logra al graficar las curvas sintéticas y las originales. La diferencia entre estas curvas, multiplicada por factores de escala que responden al método de porosidad (0.02 para sónico, 4 para el neutrónico y 2.5 para la densidad), representa el parámetro ΔlogR, el cual se convierte en COT de la misma forma que en la metodología de Passey (ec. 1).

3. Resultados

En la investigación presente, para la estimación del contenido de materia orgánica se utilizaron las metodologías de Passey y de Bowman, que parten del registro de resistividad y alguno de porosidad (sónico, densidad, neutrónico). El valor de madurez alcanzado por la materia orgánica (LOM), se tomó como 10, a partir de estudios geoquímicos del área.

Debido a que en los pozos del sector Varadero Oeste no existían mediciones de laboratorio de COT en núcleos o muestras de canal, se calibró en el pozo PE-4, el cual se encuentra también en la FPNC, con las mismas formaciones y donde se realizaron mediciones de COT en muestras de canal [9].

Para homogeneizar el procedimiento, se trabajó con la curva de COT calculada por la metodología de Bowman para el registro de densidad volumétrica en todos los pozos del área [15]. Esta mostró el mayor índice de correlación en la curva sintética.

Los valores de COT fueron transformados en valores fraccionales de querógeno y se corrigió la porosidad efectiva correspondiente a los intervalos con presencia de materia orgánica o potencial generador en cada pozo. Se utilizó el factor de corrección KTOC = 0.80, la densidad del querógeno como 1.3 g/cm3 y la porosidad como 0.65 v/v. Seguidamente se recalcularon los valores de saturación de agua.

4. Discusión

Este análisis confirmó el carácter no convencional del yacimiento estudiado, donde las mismas formaciones que actúan como reservorio, también constituyen rocas madres. En el registro compuesto del pozo VDW-1002 que aparece en la Figura 4, se resume el procedimiento realizado:

Figura 4: Comportamiento del contenido de COT y corrección a la porosidad por el efecto de la materia orgánica en el pozo VDW-1002.

Fuente: Los autores.

En la pista 3, la presencia de uranio (sombreado en color lima) se relaciona con un alto contenido de materia orgánica [16]. En esta misma pista, los valores del factor fotoeléctrico (PEFZ) cercanos a 5, denotan el componente calcáreo de las rocas. En la pista 6 se muestra la representación visual de ΔlogR sombreada en verde, dada por la separación entre la curva de densidad original (RHOZ) y la sintética (RHOBR); en la pista 7, en la curva de COT, se señalan los valores mayores de 2%.

Los resultados del análisis de ambiente de sedimentación muestran una relación entre el COT y el contenido de uranio, excepto en intervalos donde las condiciones sedimentarias se tornan de transicional a oxidante [17]. El COT disminuye en función del contenido de sedimentos terrígenos en la formación (pista 10).

En todos los pozos se identificaron los intervalos relacionados con rocas generadoras maduras, según la topología establecida en la metodología de Passey, de los cuales se separaron los que presentaban valores de COT mayores o iguales que 2 % (pista 8), condición de roca madre excelente en carbonatos [018]. Con la selección de estos intervalos se estimó el espesor generador para cada subunidad petrofísica en todos los pozos.

En la Tabla 1, en la segunda columna se representan las subunidades petrofísicas (SUP), y en el resto de las columnas, el espesor generador en metros (HGEN). En el recuadro más grueso se muestra el pozo VDW-1002, utilizado en el ejemplo de la Fig. 4.

Se puede apreciar en general que los espesores generadores netos, son relativamente altos, excepto en la subunidad CSIII-2 y en la Formación Constancia (que no pertenece al Grupo Veloz), y que solo pudiera ser significativo en el pozo VDW-1000 con 18 m. Por otra parte, como se observa mejor en la Tabla, las subunidades CPI, perteneciente a Veloz 1, CPII + III + Brecha y CS III-3, pertenecientes a Veloz 2, presentan los mejores espesores generadores en la zona; a su vez, CPII + III + Brecha, presenta bastante similitud en su alto espesor generador en todos los pozos. Estas tres subunidades representan el alto potencial generador en la zona de estudio, y permiten establecer correlación entre los pozos con mejor precisión. En la tabla aparece en un recuadro el pozo tomado como ejemplo en el registro compuesto.

En la Figura 4, pista 9, se muestra la diferencia entre la porosidad efectiva corregida por el efecto del volumen de arcilla (PHIE1), y luego corregida, además, por el efecto de la presencia de la materia orgánica (PHIEK). Como es de esperar, el efecto de la corrección resulta en la disminución de los valores de porosidad.

Los valores de saturación de agua, eran menores con la porosidad sin corregir, por lo que se sobreestimaba la saturación de petróleo. Los valores de volumen de arcilla se mantienen iguales, los valores de porosidad disminuyen, los valores de saturación de agua aumentan y por lo tanto los valores de Net to Gross disminuyen. Con esto se demuestra el error que se comete al evaluar petrofísicamente un yacimiento, al estimar sus propiedades, si se desconoce la presencia de materia orgánica o la influencia de esta en los registros geofísicos de pozo y por tanto en los resultados de la interpretación.

5. Conclusiones

Las metodologías de Passey y Bowman fueron empleadas y validadas con éxito para evaluar el contenido de COT en el caso de estudio. Los mejores resultados se obtuvieron con la metodología de Bowman empleando los registros de densidad volumétrica.

Por primera vez, fueron definidos los espesores generadores de las formaciones y unidades petrofísicas del Grupo Veloz en el yacimiento Varadero Oeste mediante registros geofísicos de pozo. Las subunidades CPI, CPII+III+Brecha y CSIII-3, mostraron los mejores espesores generadores en todos los pozos, destacándose CPII+III+Brecha. Esto permite fundamentar los volúmenes de hidrocarburos generados y mejorar la correlación entre los pozos por sus propiedades.

Se realiza, por primera vez en Cuba, la corrección para la porosidad efectiva por efecto de la presencia de materia orgánica, que conduce a la disminución de la saturación de hidrocarburos y su volumen fraccional. Esto se validará en la medida en que los cálculos se vayan respaldando con más análisis de laboratorio.