La formación Vaca Muerta es una de las principales rocas madre en la cuenca Neuquina, la que durante los últimos años ha cobrado gran notoriedad y relevancia como reservorio para la producción de hidrocarburos no convencionales. La misma está constituida por sedimentitas marinas tipo shales, denominadas margas bituminosas, debido a su alto contenido de materia orgánica.
Con el fin de lograr una completa caracterización de estos reservorios, la empresa YPF realizó a partir de 2010 estudios petrofísicos, mineralógicos, geoquímicos, geomecánicos y ultrasónicos sobre un conjunto de muestras de tal formación, extraídas a partir de testigos de pozos. Asimismo, efectuaron análisis PVT para la tipificación de los fluidos del reservorio a la temperatura y presión in situ. La integración de tal conjunto de datos para la calibración de modelos de física de rocas apropiados para estos ambientes constituye la principal motivación de este trabajo.
Esta temática ha despertado el interés de numerosos autores quienes han propuesto diversos modelos físicos y workflows para respresentar el comportamiento elástico de estos medios, los que por lo general exhiben anisotropía transversal. Los diferentes modelos tienen el fin de relacionar los parámetros de interés en estos ambientes con las magnitudes observables, tales como velocidades sísmicas, densidad, impedancias elásticas y reflectividades.
En el presente trabajo se testean diferentes teorías de medios elásticos y poroelásticos efectivos, integrando la información disponible a los modelos.
Considerando la hipótesis de isotropía como primer aproximación, el objetivo consistirá en comparar el grado de ajuste de las velocidades medidas en laboratorio sobre un conjunto de muestras seleccionadas (correspondientes a un mismo pozo), para los diferentes modelos.
Como resultado de este análisis se espera correlacionar los errores resultantes de las distintas aproximaciones con la fracción orgánica y de arcillas de las distintas muestras. Asimismo, se analizará la factibilidad de establecer un valor de porosidad crítica razonable para el intervalo en estudio.Eje: Geofísica Aplicada y Ambiental.Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísica

Blanco, Gonzalo

Ravazzoli, Claudia Leonor

Soldo, Juan C.

SEDICI - Repositorio de la UNLP

  
 
 
 
 
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Análisis petro-elástico de velocidades P y S en muestras de la 
formación Vaca Muerta  
Claudia L. Ravazzoli1,2, Gonzalo Blanco1  y Juan C. Soldo3 
1 Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísica, UNLP. claudia@fcaglp.unlp.edu.ar 
2 Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas, CONICET, Argentina. 
3 YPF Tecnología S.A 
 
Resumen 
La formación Vaca Muerta es una de las principales rocas madre en la cuenca 
Neuquina, la que durante los últimos años ha cobrado gran notoriedad y relevancia 
como reservorio para la producción de hidrocarburos no convencionales.  La misma 
está constituida por sedimentitas marinas tipo shales, denominadas margas 
bituminosas, debido a su alto contenido de materia orgánica.  
Con el fin de lograr una completa caracterización de estos reservorios, la empresa 
YPF realizó a partir de 2010 estudios petrofísicos, mineralógicos, geoquímicos, 
geomecánicos y ultrasónicos sobre un conjunto de muestras de tal formación, 
extraídas a partir de testigos de pozos.  Asimismo, efectuaron análisis PVT para la 
tipificación de los fluidos del reservorio a la temperatura y presión in situ. La 
integración de tal conjunto de datos para la calibración de modelos de física de rocas 
apropiados para estos ambientes constituye la principal motivación de este trabajo. 
 Esta temática ha despertado el interés de numerosos autores quienes han 
propuesto diversos modelos físicos y workflows para respresentar el comportamiento 
elástico de estos medios, los que por lo general exhiben anisotropía transversal. Los 
diferentes modelos tienen el fin de relacionar los parámetros de interés en estos 
ambientes con las magnitudes observables, tales como velocidades sísmicas, 
densidad, impedancias elásticas y reflectividades.  
En el presente trabajo se testean diferentes teorías de medios elásticos y 
poroelásticos efectivos, integrando la información disponible a los modelos. 
Considerando la hipótesis de isotropía como primer aproximación, el objetivo consistirá 
en comparar el grado de ajuste de las velocidades medidas en laboratorio sobre un 
conjunto de muestras seleccionadas (correspondientes a un mismo pozo), para los 
diferentes modelos. 
Como resultado de este análisis se espera correlacionar los errores resultantes de 
las distintas aproximaciones con la fracción orgánica y de arcillas de las distintas 
muestras.  Asimismo, se analizará la factibilidad de establecer un valor de porosidad 
crítica razonable para el intervalo en estudio 
 
Palabras clave: física de rocas, modelado, hidrocarburos no convencionales.  
 
Introducción y motivaciones 
 
Como ya se mencionó, el objetivo central de este trabajo consiste en la utilización 
de herramientas de modelado para resolver uno de los problemas mas relevantes de 
la fisica de rocas actual: la determinación de parámetros elásticos y velocidades en 
rocas reservorio no convencionales, con contenido multimineralico, orgánico y fluidos 
porales.  Si bien se han propuesto diferentes modelos y flujos de trabajo para modelar 
el comportamiento de rocas de este tipo en reservorios de todo el mundo, hasta donde 
sabemos, el problema de la construcción y ajuste de un modelo de física de rocas para 
la formación Vaca Muerta no ha sido realizado hasta el momento. Esto  consitituye la 
  
 
 
 
 
78 78 
Figura 1. Fracciones volumétricas y porosidad de 
las muestras. 
principal motivación del presente trabajo, en el que mostramos los modelos 
preliminares que lograron mejor ajuste. 
 
Datos disponibles  
 
Con tales objetivos vamos a utilizar un conjunto de datos experimentales obtenidos 
en los laboratorios Weatherford (E.E.U.U.) sobre un conjunto de siete muestras de las 
margas bituminosas de la Formación Vaca Muerta, tomadas de un mismo pozo de la 
empresa YPF,cuya locación y denominación no se especifica por confidencialidad. Las 
mismas abarcan un intervalo de profundidades de 30 metros.  Se cuenta con la 
siguiente información: 
 Velocidades ultrasónicas P y S, medidas bajo presión de confinamiento y 
presión poral atmosférica, 
 Fracciones mineralógicas de masa por difractometría de RX, lo que arrojó que 
las muestras están compuestas principalmente por minerales de arcilla, 
carbonáticos y otros (cuarzo, feldespato, etc.), cuyas fracciones volumétricas 
convertidas se muestran en la Figura 1. 
 Carbono orgánico total por experimentos de pirólisis. Dichos valores, 
convertidos a fracciones volumétricas de querógeno (según procedimiento de 
Vernik y Landis, 1996) se ilustran en la Figura 1. 
 Densidades de masa. 
 Propiedades de los hidrocarburos a partir de análisis PVT: gravedad API del 
petróleo y  gravedad específica del gas. 
 Propedades petrofísicas: porosidad,  obtenida por porosimetría de Helio (ver 
Figura 1), permeabilidad y saturación de agua, gas y petróleo. 
Cabe mencionar que existe cierta 
incertidumbre en cuanto a la 
descripción mineralógica exacta de un 
par de muestras, habiéndose 
aproximado con la más cercana en 
profundidad. Asimismo no se dispone 
de información que  asegure que las 
saturaciones determinadas en el 
estudio petrofísico se haya conservado 
al momento de medir las velocidades. 
Tampoco se reportan datos sobre la 
salinidad del agua de formación.  
 
 
 
Modelos e hipótesis 
Con el propósito de lograr el ajuste de las velocidades ultrasónicas medidas en labo- 
ratorio hemos realizado ciertas hipótesis. Si bien es sabido que las margas de Vaca 
Muerta presentan cierto grado de anisotropía, en el presente análisis trabajaremos 
bajo la aproximación isótropa, debido a que sólo contamos con mediciones de 
velocidad para propagación unidimensional. 
Las propiedades de los hidrocarburos (módulo de volumen y densidad) se 
estimaron usando la calculadora on-line del proyecto CREWES, basada en las 
ecuaciones semiempíricas de Batzle y Wang (1992), a la temperatura y presión del 
laboratorio. Para el agua de formación se adoptan valores estandard. 
  
 
 
 
 
79 79 
Por simplicidad no se incluyen efectos disipativos ni dispersivos en los modelos. Sin 
embargo los resultados actuales podran exenderse mediante teorías viscoleasticas y/o 
poroelásticas adecuadas.  Se supone que las dimensiones características de las 
heterogeneidades de las muestras son inferiores a las longitudes de las ondas 
ultrasónicas empleadas en las mediciones (del orden de centímetros). Esta hipótesis 
es razonable teniendo en cuenta el diminuto tamaño de los poros y minerales de las 
rocas en estudio.  
 Para ajustar las velocidades medidas se utilizaron dos enfoques: 
1. Teorías de medio efectivo (TME): promedios de Voigt-Reuss-Hill (VRH), y 
Hashin Shtrikman (HS), asignando valores de tablas a los parámetros fisicos  de cada 
mineral, querógeno y fluidos (Mavko et al. 2009).  
2. Modelos poroelásticos (MP): estos requieren modelar la roca vacía mediante 
un proceso de calibración, y a posteriori incluir el efecto de los fluidos porales. La 
secuencia de trabajo fue la siguiente: 
2.1 a partir de los valores medidos de Vp ,Vs  y densidades se determinan los 
módulos de corte µm y de volumen saturado (dinámicos) Kc. 
2.2 Se  calculó el promedio de Reuss del fluido multifásico efectivo Kf y se estimó el 
módulo de volumen de la matriz Km de los datos, mediante la ecuación inversa de 
Gassmann (Mavko et al. 2009), 
2.3 mediante el promedio elástico de VRH para minerales y querógeno se 
determinan los coeficientes  efectivos de los granos Ks ,µs.  
2.4 Opción 1: se ajustó un modelo de Porosidad Crítica (Mavko et al. 2009), a los 
valores de  Kc  y µm de los datos por  mínimos cuadrados. El pará- metro de ajuste es 
la porosidad crítica φc, umbral teórico por debajo del cual los sedimentos pasan de ser 
una suspensión para constituir una roca. 
Opción 2: se ajustó un modelo de Krief et al. (1990) a dichos   valores, donde el 
parámetro de ajuste es el exponente A. 
2.5 Finalmente para calcular las velocidades sintéticas se utilizan las ecuaciones de 
Gassmann  (Mavko et al., 2009) para modelar el módulo de volumen saturado y la 
densidad de masa de cada muestra. 
 
Resultados y discusión 
 
Se muestran los resultados logrados sólo 
con los modelos poroelásticos, dado su 
mejor ajuste comparado con las TME. En 
las Figuras 2 y 3, se comparan las 
velocidades  medidas en laboratorio y las 
estimaciones del  modelo de Porosidad 
Critica combinado con Gassmann 
(modelo PC-G) y de Krief-Gassmann 
(modelo K-G), resultando muy similares.  
Cabe destacar que la porosidad crítica 
para esta shale resultó φc=0.224 y el 
exponente de Krief resultó A= 5.33. El 
promedio de los errores porcentuales de 
desajuste para el modelo PC-G fue de 
4.56% para Vp y de 1.85% para  Vs 
mientras que para K-G fue de 4% para Vp 
y  2% para Vs. El modelo de Hashin-Shtrikman arrojó errores significativemente 
mayores en todos los casos. 
 
Figura 2. Velocidades P,S medidas y ajustadas 
con el modelo de Porosidad Crítica-Gassmann. 
 
  
 
 
 
 
80 80 
Conclusiones 
 
Se procedió a la integración de un conjunto de datos de laboratorio para la calibración 
de modelos de física de rocas para la 
formación Vaca Muerta. Se determinó 
mediante ajuste numérico de un valor de 
porosidad crítica, cuya significación 
petrofísica aún es motivo de investigación. 
Por otro lado, cabe destacar que el 
exponente de Krief calculado es muy 
consistente con los valores hallados para 
otros reservorios no convencionales 
estudiados (Carcione et al., 2011). La 
calidad de los ajustes logrados (aún con 
ciertas limitaciones), permite concluir la 
conveniencia de adoptar el enfoque poro-
elástico para el modelado, línea a 
profundizar en trabajos futuros. 
 
Agradecimientos 
Los autores agradecen a la empresa Y-TEC por proveer y permitir la utilización de 
los datos.  
 
Referencias 
Batzle, M. and Wang, Z., 1992. Seismic properties of pore fluids. Geophysics, 57, 
1396–1408. 
Carcione, J., Helle, H. and Avseth, P., 2011. Source-rock seismic-velocity models: 
Gassmann versus Backus: Geophysics, 76 (5), 1-9. 
Krief, M., Garat, J., Stellingwerff, J., and Ventre, J., 1990. A petrophysical interpretation 
using the velocities of P and S waves (full-waveform sonic). Log Analyst, 31, 355–369. 
Mavko  G  Mukerji  T and Dvorkin  J.  2009. ―The Rock Physics Handbook‖ 2nd Edn. 
Cambridge University Press, New York.  
Vernik,L. and Landis C.,1996. Elastic anisotropy of source rocks: Implications for 
hydrocarbon generation and primary migration: AAPG Bulletin, 80, 531–544. 
  
Figura 3. Velocidades P,S medidas y ajustadas con 
el modelo de Krief-Gassmann. 


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Análisis petro-elástico de velocidades P y S en muestras de la formación Vaca Muerta

Servicio de Difusión de la Creación Intelectual

      77 77 Análisis petro-elástico de velocidades P y S en muestras de la formación Vaca Muerta  Claudia L. Ravazzoli1,2, Gonzalo Blanco1  y Juan C. Soldo3 1 Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísica, UNLP. claudia@fcaglp.unlp.edu.ar 2 Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas, CONICET, Argentina. 3 YPF Tecnología S.A  Resumen La formación Vaca Muerta es una de las principales rocas madre en la cuenca Neuquina, la que durante los últimos años ha cobrado gran notoriedad y relevancia como reservorio para la producción de hidrocarburos no convencionales.  La misma está constituida por sedimentitas marinas tipo shales, denominadas margas bituminosas, debido a su alto contenido de materia orgánica.  Con el fin de lograr una completa caracterización de estos reservorios, la empresa YPF realizó a partir de 2010 estudios petrofísicos, mineralógicos, geoquímicos, geomecánicos y ultrasónicos sobre un conjunto de muestras de tal formación, extraídas a partir de testigos de pozos.  Asimismo, efectuaron análisis PVT para la tipificación de los fluidos del reservorio a la temperatura y presión in situ. La integración de tal conjunto de datos para la calibración de modelos de física de rocas apropiados para estos ambientes constituye la principal motivación de este trabajo.  Esta temática ha despertado el interés de numerosos autores quienes han propuesto diversos modelos físicos y workflows para respresentar el comportamiento elástico de estos medios, los que por lo general exhiben anisotropía transversal. Los diferentes modelos tienen el fin de relacionar los parámetros de interés en estos ambientes con las magnitudes observables, tales como velocidades sísmicas, densidad, impedancias elásticas y reflectividades.  En el presente trabajo se testean diferentes teorías de medios elásticos y poroelásticos efectivos, integrando la información disponible a los modelos. Considerando la hipótesis de isotropía como primer aproximación, el objetivo consistirá en comparar el grado de ajuste de las velocidades medidas en laboratorio sobre un conjunto de muestras seleccionadas (correspondientes a un mismo pozo), para los diferentes modelos. Como resultado de este análisis se espera correlacionar los errores resultantes de las distintas aproximaciones con la fracción orgánica y de arcillas de las distintas muestras.  Asimismo, se analizará la factibilidad de establecer un valor de porosidad crítica razonable para el intervalo en estudio  Palabras clave: física de rocas, modelado, hidrocarburos no convencionales.   Introducción y motivaciones  Como ya se mencionó, el objetivo central de este trabajo consiste en la utilización de herramientas de modelado para resolver uno de los problemas mas relevantes de la fisica de rocas actual: la determinación de parámetros elásticos y velocidades en rocas reservorio no convencionales, con contenido multimineralico, orgánico y fluidos porales.  Si bien se han propuesto diferentes modelos y flujos de trabajo para modelar el comportamiento de rocas de este tipo en reservorios de todo el mundo, hasta donde sabemos, el problema de la construcción y ajuste de un modelo de física de rocas para la formación Vaca Muerta no ha sido realizado hasta el momento. Esto  consitituye la       78 78 Figura 1. Fracciones volumétricas y porosidad de las muestras. principal motivación del presente trabajo, en el que mostramos los modelos preliminares que lograron mejor ajuste.  Datos disponibles   Con tales objetivos vamos a utilizar un conjunto de datos experimentales obtenidos en los laboratorios Weatherford (E.E.U.U.) sobre un conjunto de siete muestras de las margas bituminosas de la Formación Vaca Muerta, tomadas de un mismo pozo de la empresa YPF,cuya locación y denominación no se especifica por confidencialidad. Las mismas abarcan un intervalo de profundidades de 30 metros.  Se cuenta con la siguiente información:  Velocidades ultrasónicas P y S, medidas bajo presión de confinamiento y presión poral atmosférica,  Fracciones mineralógicas de masa por difractometría de RX, lo que arrojó que las muestras están compuestas principalmente por minerales de arcilla, carbonáticos y otros (cuarzo, feldespato, etc.), cuyas fracciones volumétricas convertidas se muestran en la Figura 1.  Carbono orgánico total por experimentos de pirólisis. Dichos valores, convertidos a fracciones volumétricas de querógeno (según procedimiento de Vernik y Landis, 1996) se ilustran en la Figura 1.  Densidades de masa.  Propiedades de los hidrocarburos a partir de análisis PVT: gravedad API del petróleo y  gravedad específica del gas.  Propedades petrofísicas: porosidad,  obtenida por porosimetría de Helio (ver Figura 1), permeabilidad y saturación de agua, gas y petróleo. Cabe mencionar que existe cierta incertidumbre en cuanto a la descripción mineralógica exacta de un par de muestras, habiéndose aproximado con la más cercana en profundidad. Asimismo no se dispone de información que  asegure que las saturaciones determinadas en el estudio petrofísico se haya conservado al momento de medir las velocidades. Tampoco se reportan datos sobre la salinidad del agua de formación.     Modelos e hipótesis Con el propósito de lograr el ajuste de las velocidades ultrasónicas medidas en labo- ratorio hemos realizado ciertas hipótesis. Si bien es sabido que las margas de Vaca Muerta presentan cierto grado de anisotropía, en el presente análisis trabajaremos bajo la aproximación isótropa, debido a que sólo contamos con mediciones de velocidad para propagación unidimensional. Las propiedades de los hidrocarburos (módulo de volumen y densidad) se estimaron usando la calculadora on-line del proyecto CREWES, basada en las ecuaciones semiempíricas de Batzle y Wang (1992), a la temperatura y presión del laboratorio. Para el agua de formación se adoptan valores estandard.       79 79 Por simplicidad no se incluyen efectos disipativos ni dispersivos en los modelos. Sin embargo los resultados actuales podran exenderse mediante teorías viscoleasticas y/o poroelásticas adecuadas.  Se supone que las dimensiones características de las heterogeneidades de las muestras son inferiores a las longitudes de las ondas ultrasónicas empleadas en las mediciones (del orden de centímetros). Esta hipótesis es razonable teniendo en cuenta el diminuto tamaño de los poros y minerales de las rocas en estudio.   Para ajustar las velocidades medidas se utilizaron dos enfoques: 1. Teorías de medio efectivo (TME): promedios de Voigt-Reuss-Hill (VRH), y Hashin Shtrikman (HS), asignando valores de tablas a los parámetros fisicos  de cada mineral, querógeno y fluidos (Mavko et al. 2009).  2. Modelos poroelásticos (MP): estos requieren modelar la roca vacía mediante un proceso de calibración, y a posteriori incluir el efecto de los fluidos porales. La secuencia de trabajo fue la siguiente: 2.1 a partir de los valores medidos de Vp ,Vs  y densidades se determinan los módulos de corte µm y de volumen saturado (dinámicos) Kc. 2.2 Se  calculó el promedio de Reuss del fluido multifásico efectivo Kf y se estimó el módulo de volumen de la matriz Km de los datos, mediante la ecuación inversa de Gassmann (Mavko et al. 2009), 2.3 mediante el promedio elástico de VRH para minerales y querógeno se determinan los coeficientes  efectivos de los granos Ks ,µs.  2.4 Opción 1: se ajustó un modelo de Porosidad Crítica (Mavko et al. 2009), a los valores de  Kc  y µm de los datos por  mínimos cuadrados. El pará- metro de ajuste es la porosidad crítica φc, umbral teórico por debajo del cual los sedimentos pasan de ser una suspensión para constituir una roca. Opción 2: se ajustó un modelo de Krief et al. (1990) a dichos   valores, donde el parámetro de ajuste es el exponente A. 2.5 Finalmente para calcular las velocidades sintéticas se utilizan las ecuaciones de Gassmann  (Mavko et al., 2009) para modelar el módulo de volumen saturado y la densidad de masa de cada muestra.  Resultados y discusión  Se muestran los resultados logrados sólo con los modelos poroelásticos, dado su mejor ajuste comparado con las TME. En las Figuras 2 y 3, se comparan las velocidades  medidas en laboratorio y las estimaciones del  modelo de Porosidad Critica combinado con Gassmann (modelo PC-G) y de Krief-Gassmann (modelo K-G), resultando muy similares.  Cabe destacar que la porosidad crítica para esta shale resultó φc=0.224 y el exponente de Krief resultó A= 5.33. El promedio de los errores porcentuales de desajuste para el modelo PC-G fue de 4.56% para Vp y de 1.85% para  Vs mientras que para K-G fue de 4% para Vp y  2% para Vs. El modelo de Hashin-Shtrikman arrojó errores significativemente mayores en todos los casos.  Figura 2. Velocidades P,S medidas y ajustadas con el modelo de Porosidad Crítica-Gassmann.        80 80 Conclusiones  Se procedió a la integración de un conjunto de datos de laboratorio para la calibración de modelos de física de rocas para la formación Vaca Muerta. Se determinó mediante ajuste numérico de un valor de porosidad crítica, cuya significación petrofísica aún es motivo de investigación. Por otro lado, cabe destacar que el exponente de Krief calculado es muy consistente con los valores hallados para otros reservorios no convencionales estudiados (Carcione et al., 2011). La calidad de los ajustes logrados (aún con ciertas limitaciones), permite concluir la conveniencia de adoptar el enfoque poro-elástico para el modelado, línea a profundizar en trabajos futuros.  Agradecimientos Los autores agradecen a la empresa Y-TEC por proveer y permitir la utilización de los datos.   Referencias Batzle, M. and Wang, Z., 1992. Seismic properties of pore fluids. Geophysics, 57, 1396–1408. Carcione, J., Helle, H. and Avseth, P., 2011. Source-rock seismic-velocity models: Gassmann versus Backus: Geophysics, 76 (5), 1-9. Krief, M., Garat, J., Stellingwerff, J., and Ventre, J., 1990. A petrophysical interpretation using the velocities of P and S waves (full-waveform sonic). Log Analyst, 31, 355–369. Mavko  G  Mukerji  T and Dvorkin  J.  2009. ―The Rock Physics Handbook‖ 2nd Edn. Cambridge University Press, New York.  Vernik,L. and Landis C.,1996. Elastic anisotropy of source rocks: Implications for hydrocarbon generation and primary migration: AAPG Bulletin, 80, 531–544.   Figura 3. Velocidades P,S medidas y ajustadas con el modelo de Krief-Gassmann. 

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