Caracterización petrofísica y geoestadística integrada de la Formación Carbonera, Cuenca Llanos Orientales, Colombia

Resumen

La Formación Carbonera, ubicada en la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, presenta una marcada heterogeneidad petrofísica, con permeabilidades que varían entre 0.05 y 20 Darcy y porosidades entre 13 % y 33 %. Esta variabilidad, influenciada por la localización de los pozos y la presencia de un acuífero activo de fondo, plantea importantes retos para la caracterización estática del yacimiento. Para modelar con precisión el volumen de arcillas, la porosidad y la permeabilidad, se aplicó una metodología integrada que combinó registros convencionales y especiales, análisis de núcleos (RCAL y DRX), modelos analíticos, correlaciones estadísticas y la clasificación en unidades de flujo hidráulicas (HFU). Esta integración permite una evaluación sistemática de los modelos petrofísicos tradicionales y aborda sus limitaciones en yacimientos altamente heterogéneos. Los resultados muestran que el modelo de Stieber fue el más confiable para la estimación del volumen de arcillas al compararse con los datos mineralógicos, mientras que el modelo de porosidad basado en densidad presentó la mejor concordancia con las mediciones de laboratorio (RCAL). Las correlaciones de permeabilidad de Morris y Biggs y Timur resultaron inadecuadas, al subestimar los valores en este ambiente heterogéneo; en contraste, las correlaciones estadísticas basadas en HFU lograron un mejor ajuste, reduciendo la incertidumbre y capturando de manera más efectiva la variabilidad del sistema poroso. En comparación con los enfoques empíricos convencionales, el flujo de trabajo propuesto mejora la coherencia física de la estimación de la permeabilidad y su representación espacial. Las simulaciones geoestadísticas con variogramas esféricos y exponenciales reprodujeron la continuidad lateral y vertical de la porosidad y la permeabilidad, reflejando la anisotropía característica del ambiente sedimentario. Este flujo de trabajo integrado mejora significativamente la confiabilidad de los modelos estáticos, al representar de forma más realista la heterogeneidad y la capacidad de flujo del yacimiento. Los resultados constituyen no solo insumos robustos para las simulaciones dinámicas, sino también una base valiosa para optimizar las estrategias de recobro mejorado y la planificación del desarrollo del campo en la Formación Carbonera y en otros yacimientos con similar complejidad geológica.