7.1.1. Introducción
La variabilidad en el diseño arquitectural y las heterogeneidades internas de los depósitos correspondientes a sistemas marinos someros dominados por olas, se traduce en una importante complejidad de sus reservorios, que significan un desafío desde el punto de vista de su predicción, optimización y
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reservorios
manejo (Hampson et al., 2017). Los reservorios generados en este tipo de sistemas alojan importantes reservas de hidrocarburos en numerosos lugares del mundo (Sech et al., 2009). Estos reservorios se agrupan dentro del concepto de reservorios parálicos, como todos aquellos asociados a la costa (Hampson et al., 2017). En ese sentido, los sistemas de acumulación que dieron origen a este tipo de depósitos son muy susceptibles a cambios en el nivel del mar y el aporte de sedimento (Reynolds, 2017). Los desplazamientos de la línea de costa asociados a estos cambios, producen sucesiones con diseños transgresivos-regresivos definiendo unidades estratigráficas que actúan como reservorios (Ainsworth et al., 2017). Estas unidades estratigráficas de diferentes escalas pueden ser bedsets, parasecuencias individuales o conjuntos de parasecuencias. Cada unidad contiene importantes proporciones de sedimento arenoso que puede conectarse hidráulicamente y conformar importantes reservorios. Durante los últimos años, y con el perfeccionamiento de los modelos estratigráficos, se ha corroborado que las parasecuencias no constituyen litosomas arenosos homogéneos, sino que presentan una elevada complejidad interna. Junto con aquellos parámetros asociados con la generación secundaria de conectividad en los reservorios tales como fallas sin y post depositacionales, las proporciones de arena/fango y la arquitectura depositacional son los principales controles que modifican la geometría y dimensión de los mismos (Ainsworth et al., 2005).7.1.2. Jerarquía de heterogeneidades
Todo el análisis llevado a cabo sobre la complejidad interna de una parasecuencia, permitió profundizar muchos de los conocimientos que se tienen sobre la evolución de medio término de los sistemas de shoreface- offshore dominados por olas y tormentas. Se pudieron definir una serie de escalas intermedias de resolución de análisis que integran dicha evolución, y que se ven reflejadas en el registro sedimentario. La discriminación de las diferentes escalas de observación y la aplicación de metodologías específicas para estudiar el registro en cada caso, resultó indispensable para poder procesar e integrar toda la información disponible. La misma necesidad surge
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reservorios
a la hora de aplicar todos estos conocimientos a la caracterización de depósitos análogos como reservorios (figura 1.3).El análisis a escala de facies y de sus procesos asociados (capítulo 4), mediante el cual se pudo reconstruir el sistema de acumulación, demostró la complejidad geométrica y textural que presentan los depósitos estudiados. Estos atributos asociados fundamentalmente a sus procesos depositacionales podrían tener implicancias importantes acerca de cómo pueden variar los gradientes de permeabilidad dentro de un reservorio o la distribución de posibles retardadores. Este tipo de análisis a escala interna al reservorio (Ainsworth et al., 2017), puede ser necesario en estadios muy avanzados de explotación o en casos donde las propiedades petrofísicas de las facies reservorio no sean optimas (por ejemplo, por bioturbación o la presencia de cementos).
Las propiedades petrofísicas de las distintas facies y su rol dentro del reservorio constituyen un factor importante a la hora de caracterizar parámetros de porosidad y permeabilidad. No obstante, la distribución de dichas facies y su arquitectura estratigráfica impactan directamente sobre la conectividad y volumen de las potenciales facies reservorio. Al igual que en el resto de los reservorios parálicos, los cambios en el nivel del mar y el aporte de sedimento tienen una marcada influencia sobre la arquitectura estratigráfica resultante (Reynolds, 2017). El estudio de las unidades internas de una parasecuencia, definidas como bedsets, y sus superficies limitantes (capítulo 5), permitió conocer los procesos sedimentarios que controlan la evolución de este tipo de sistemas en el intervalo temporal de miles a decenas de miles de años. En ese sentido, el apilamiento vertical de los sucesivos bedsets, su distribución de facies o los patrones en la trayectoria de la línea de costa a escala de bedsets son algunos de los aspectos que tienen influencia directa sobre la distribución, geometría y conectividad de unidades arenosas y por ende, sobre el comportamiento de estos depósitos como posibles reservorios de hidrocarburos.
Por otro lado, el diseño arquitectural y la distribución de facies en los diferentes bedsets, determinan la presencia de heterogeneidades internas del reservorio, lo cual incide directamente sobre la conectividad tanto vertical como horizontal de cuerpos dominantemente arenosos. El análisis
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arquitectural llevado a cabo sobre los depósitos de nearshore (capítulo 6), permitió refinar los modelos de reservorios existentes, ya que brinda información sobre la orientación, espaciado y extensión de discontinuidades internas o cambios litológicos que podrían actuar como barreras secundarias (figura 1.3).El objetivo de este apartado es evaluar el potencial impacto del análisis de los sistemas de shoreface-offshore dominados por olas y tormentas realizado, a diferentes escalas, en la caracterización de depósitos análogos como reservorios de hidrocarburos. Evaluar aspectos de conectividad vertical y lateral, proporción de facies arenosas, distribución de heterogeneidades, y aplicarlos al análisis de reservorios análogos. Las escalas de observación aplicadas en este estudio no encajan dentro de la resolución sísmica, lo cual vuelve difícil su correlación entre pozos (Ainsworth et al., 1999; Hampson, 2000; Graham et al., 2015a). Esto genera que gran parte, sino la mayoría, de los aspectos que se señalarán a continuación, suelen ser frecuentemente omitidos de los modelos clásicos elaborados para reservorios marinos someros (Howell et al., 2008). Se espera que muchos de los aspectos refinados sobre el comportamiento de estos depósitos como reservorio, puedan ser aplicables a otros casos de estudio de características similares.