Estudio del sistema poral de reservorios no convencionales tipo tight mediante datos provenientes de la segmentación y cuantificación automatizada de imágenes de microscopía

Abstract

La Cuenca Neuquina es una de las cuencas productoras de hidrocarburos más importantes de Sudamérica, caracterizada por múltiples unidades de rocas madres y reservorios que abarcan desde el Mesozoico hasta el Cenozoico. Actualmente los reservorios no convencionales constituyen una importante parte de la producción total de hidrocarburos. En particular la Formación Lajas (Jurásico Medio) es un típico target constituido, en muchas áreas de la cuenca, por importantes reservorios de gas en areniscas tipo tight. Esta unidad es típicamente interpretada como un sistema fluvio-deltaico principalmente compuesto por areniscas inmaduras, feldespáticas a líticas expuestas a condiciones de diagénesis profunda que han impactado de manera negativa en la porosidad. La misma ha sido ampliamente estudiada desde diversos enfoques geológicos, sedimentológicos, ambientales, estructurales y paleontológicos, entre otros; sin embargo, son limitados los estudios petrofísicos integrales que se encuentran publicados. Los sistemas no convencionales han adquirido una gran relevancia en la industria petrolera durante los últimos años, donde uno de los desafíos principales radica en la comprensión petrofísica de las estructuras de poros a distintas escalas que controlan el almacenamiento de hidrocarburos en este tipo de rocas. Los reservorios de areniscas compactas (tight sandstones) presentan una elevada heterogeneidad en cuanto a tamaño y distribución de poros, lo que requiere estudios exhaustivos y multidisciplinarios que integren técnicas petrográficas convencionales junto con métodos indirectos de laboratorio. El objetivo de esta investigación es establecer correlaciones robustas entre diferentes tipos de mediciones de porosidad utilizando un enfoque transdisciplinario, que integre imágenes de microscopía óptica y electrónica de barrido, micro-tomografía de rayos X (micro-CT) en conjunto con análisis cuantitativos de difracción de rayos X (DRX), resonancia magnética nuclear (RMN a 2 MHz) y porosidad con gas de helio (Gas Filled Porosity) y permeabilidad. En esta tesis se ha trabajado en 3 pozos productivos, de la Fm. Lajas, las cuales abarcan un amplio espectro composicional, desde feldarenitas líticas hasta litoarenitas feldespáticas llegando incluso a litoarenitas, con marcadas diferencias de profundidad, mineralógicas y de porosidad petrofísica total menor al 15%. La metodología propuesta para la caracterización de la porosidad multiescalar constituye un novedoso enfoque metodológico basado en la segmentación digital de imágenes obtenidas a partir de microscopía óptica, eléctronica de barrido y micro-CT, complementado con un análisis de laboratorio y geoestadístico de las variables que afectan la distribución poral. Se utilizan herramientas avanzadas de análisis digital de imágenes y segmentación multiescalar de la porosidad, aplicando técnicas de procesamiento mediante diversos softwares (ImageJ-FIJI, Python), basadas en umbrales RGB/HSV y algoritmos de aprendizaje supervisado (SAM), como redes neuronales y análisis de PCA (Análisis de Componentes Principales, por sus siglas en inglés: Principal Components Analysis), adaptadas a las características específicas de las muestras. En conjunto, la metodología propuesta brinda ventajas en lo que respecta a la cuantificación de parámetros, que hasta el momento han sido cualitativos hasta semicuantitavos; como así también permite mejorar la resolución, precisión, objetividad y rapidez de los mismos disminuyendo así insumos de tiempo y costos en los análisis asociados. Los resultados obtenidos muestran que las imágenes de microscopía óptica se segmentan para obtener una clasificación de los tamaños porales mayores a 5 micrones en diámetro equivalente, mientras que la segmentación a partir de imágenes MEB permiten una segmentación más precisa de la micro y nano porosidad en las fracciones de arcilla, principalmente de origen diagenético, las cuales están dominadas por clorita e interestratificados illita/esmectita, esta última con menos del 20% de capas expansibles. Los minerales de arcilla son un componente fundamental en el control de la red de porosidad. La disposición de estas aparece principalmente como recubrimientos de grano y relleno parcial y total de poros. En base al análisis de segmentación de imágenes provenientes de MEB, en conjunto con mediciones RMN, se ha establecido que la clorita aporta mayor microporosidad asociada a arcillas respecto de los minerales interestratificados illita/esmectita. Por otro lado, en un análisis volumétrico, mediante Micro-CT y en consonancia con lo establecido por los experimentos de laboratorio (GFP + RMN) puede verse el aporte de porosidad conectada y no conectada en el volumen de roca total analizado. Además, el análisis del volumen reconstruido de imágenes de Micro-CT permite obtener una distribución de tamaño poral, limitado a la resolución espacial. La integración de los resultados permite establecer que en las facies reservorio de la unidad (asociación de facies de barras de desembocadura y canal del frente deltaico), los principales procesos diagenéticos y productos que obliteran la porosidad, en abundancia decreciente, son compactación, cementación de cuarzo y feldespato, cementación de carbonatos (calcita y dolomita ferrosa/ankerita) y arcillas, además del relleno parcial de poros por materia orgánica. El análisis geoestadístico de las variables que afectan la porosidad, como la distribución de tamaños de poro y su conectividad (permeabilidad), ha demostrado que los procesos postdepositacionales (compactación física y química y precipitación de cementos asociada) han jugado un rol preponderante en los parámetros petrofísicos de la unidad. En este sentido, los poros intercristalinos en minerales de arcilla juegan un rol crucial en el control del sistema poral de la unidad. La correlación entre los datos de DRX y el agua ligada a las arcillas derivada de los mapas T1-T2 de RMN destaca la importancia de las arcillas en la configuración del sistema poral. Los resultados obtenidos revelan una gran variabilidad y complejidad en la estructura de poros, evidenciando la importancia de un enfoque multiescalar y multidisciplinario para entender de manera completa las redes porales heterogéneas en estos reservorios de areniscas compactas. Esto se evidencia, además, en las estimaciones de porosidad mediante krigeado y simulaciones que permiten un mejor modelado espacial de las variables de interés. En este trabajo se ha generado una metodología de interacción transdiciplinaria logrando un nuevo entendimiento mediante la integración multidisciplinar a partir de perspectivas complementarias, diferente al obtenido mediante el estudio separado de las distintas disciplinas con un mismo objeto de estudio. De esta manera se logra obtener un resultado integral sobre el modelo petrofísico de la Fm Lajas, con foco en la porosidad, proporcionando una base sólida para futuras aplicaciones en la modelización numérica de reservorios no convencionales tipo tight y en la optimización de las etapas exploratorias y desarrollo de hidrocarburos en sistemas no convencionales.