Yacimientos Carbonaticos1.PDF (2)

5/12/2018 Yacimientos Carbonaticos1.PDF (2) - slidepdf.com

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Evaluación de yacimientos carbonatados

M ahmood AkbarBadarinadh VissapragadaAbu Dhabi, EAU

Ali H. AlghamdiSaudi Aramco

Dhahrán, Arabia Saudita

David AllenM ichael HerronRidgefield, Connecticut, EUA

Andrew CarnegieDhruba DuttaJean-Rémy OlesenCentro de Investigación Conjunto de

Oil & Natural Gas Corporation y Schlumberger

Nueva Delhi, India

R. D. ChourasiyaOil & Natural Gas Corporat ion, Ltd.

Mumbai, India

Dale LoganDave StiefMidland, Texas, EUA

Richard NetherwoodYakarta, Indonesia

S. Duffy RussellAbu Dhabi Company for Inshore Oil Operations

Abu Dhabi, EAU

Kamlesh SaxenaMumbai, India

Se agradece la colaboración en la preparación de este artí-culo a Kamal Babour y Robert Dennis, Al-Khobar, ArabiaSaudita; Tim Diggs, Shell I nternati onal EP, Houston, Texas,EUA; Jack Horkowitz, Sugar Land, Texas; Fikri Kuchuk y

participantes del Primer Foro Anual de Carbonatos de MEA,Dubai, EAU; Chris Lenn, Houston, Texas; T.S. Ramakrishnany Yi-Qiao Song, Ridgefield, Connecticut , EUA; CharlotteSullivan, Universidad de Houston, Texas, EUA; W. BruceWard, Earhworks LLC, Norwalk, Connecticut.BorTex, CMR (herramienta Combinable de ResonanciaMagnét ica), CNL (Registro de Neut rón Compensado), ECS(Espectrometr ía de Captura Elemental), ELAN (AnálisisElemental de Registros), FMI (Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), GeoFrame, Litho-Density (Lito-Densidad),MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),PL Flagship, PS Platform, Q, RockCell, RST (herramienta deControl de Saturac ión del Yacimiento), RSTPro, Spectr oLithy TDT (Tiempo de Decai miento Termal) son marcas deSchlumberger.

Durante décadas, la evaluaci ón de los yacimientos carbonatados ha sido una

importante prioridad para los investigadores y productores de petróleo y gas, pero

los retos que plantean estas rocas tan heterogéneas parec en ser i nfinitos. Desde l a

exploraci ón inicial hasta las etapas avanzadas de producción, geocientíficos,

petrofísicos e ingenieros trabajan en c onjunto para obtener la mayor información

posible de sus datos, para producir el máximo de reservas del subsuelo.

Los yacimientos carbonatados presentan unaimagen de extremos. Los yacimientos pueden sercolosales, aunque sus poros pueden sermicroscópicos (página siguiente, arriba). La

permeabilidad de la matriz puede ser incon-mensurablemente baja, mientras que los fluidosfluyen como ríos a través de las fracturas. Lastécnicas de evaluación que tienen éxito en losyacimientos de areniscas a veces fallan en losyacimientos carbonatados. Estas variacionescomplican tanto la evaluación de l os yacimientoscomo la recuperación de los hidrocarburos. Sinembargo, los investigadores están trabajandopara superar estos problemas, debido a la impor-tancia económica que reviste la producción depetróleo de los yacimientos carbonatados, espe-cialmente en los campos gigantes y súper gigan-

tes del M edio Oriente.Los beneficios potenciales son grandes: alre-

dedor del 60% de las reservas mundiales de pe-tróleo se encuentran en los yacimientoscarbonatados, con un enorme potencial de reser-vas de gas adicionales, específicamente en elMedio Oriente. En este artículo, se examinan lasformas de evaluar los yacimientos carbonatadosmediante registros de pozos y de núcleos, con

ejemplos de grupos de investigación y operacionede todo el mundo (página siguiente, abajo).1 Lométodos van desde ensayos probados y verificadohasta ensayos experimentales, y representan u

subconjunto, y no una revisión completa, de las inciativas en curso. Los resultados de l as evaluaciones a nivel de pozo juegan un papel significati vo eel desarrollo de campos a una escala mayoTambién se analiza el efecto de estos resultadoen las iniciativas de investigación en curso.

¿Por qué tanta confusión

con los carbonatos?

Las rocas sedimentarias carbonatadas se diferencian de las rocas sedimentarias siliciclásti cas dvarias maneras. Las rocas siliciclásticas se foman a medida que los sedimentos son desplaza

dos, se depositan y litifican, o se compactan cementan en roca sólida. La mayor parte de locarbonatos se desarrollan a partir de los sedimentos biogénicos formados por actividad biológicacomo la creación de arrecifes y la acumulación drestos de organismos en el fondo marino. Otrotipos se forman a medida que el agua se evaporde las cuencas poco profundas, o como precipitados de las aguas marinas. Normalmente, los fragmentos que componen la mayor parte de locarbonatos han viajado mucho menos que losedimentos siliciclásticos.

Las rocas siliciclásticas son predominantemente areniscas y lutitas que contienen una gravariedad de minerales y partículas, incluidos ecuarzo, el feldespato, los minerales de arcillafragmentos de rocas preexistentes y restos dplantas o animales. Los carbonatos están com

1. Para una introducción general a la interpretación de locarbonatos: Akbar M, Petricola M, Watfa M , Badri M,Charara M , Boyd A, Cassell B, N urmi R, Delhomme J-P,Grace M , Kenyon B y Roestenburg J: "ClassicInterpretation Problems: Evaluating Carbonates,"Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 38-57.


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> Heterogeneidad de los carbonatos. Los pares fotomicrográfi cos muestran tres texturas de roc as del mismo yacimiento. Las imágenes de la partesuperior son fotomicrografías convencionales de planos de luz polarizada para secc iones delgadas. Las fotomicrografías de c átodo-luminiscencia(abajo) revelan diferentes generaciones de minerales c arbonatados formados durante la diagénesis. Cada textura de roca presenta una respuestadiferente a la resonancia magnética nuclear (RMN) debido a las distintas relaciones dentro de los poros y de entre los granos. Las diferencias defacies depositacionales y posición estratigráfica produjeron tres c aminos diagenéticos claramente diferenciados. En la caliza granular (grainstoneooide (izquierda), los núcleos de los ooides se disolvieron en una temprana etapa de la historia depositacional. Los cementos de calc ita llenaron laporosidad tanto intergranular c omo intragranular. La c aliza granular ooide-peloidal dolomitizada y retentiva de la textura (centro) sufrió inicialmentuna diagénesis menor durante la c ual fueron disueltos algunos fragmentos de esqueletos. A c ontinuación, cristales finos de dolomita reemplazaroel sedimento y preservaron la textura original en una etapa temprana. Más tarde, el c emento de dolomita llenó algunos de los grandes poros móldicos. Las dolomías (dolostones) sucrósicas (derecha) representan caliza granular peloidal que fue reemplazada por c ristales finos de dolomitasucrósica, destruyendo gran parte de la t extura depositacional original.

60 N

40 N

20 N

0

20 S

40 S

60 SArrecife Carbonatos de plataforma continental Carbonatos de aguas profundas Provincia de carbonatos petrolífero

> Distribución de rocas c arbonatadas. Los círculos negros indican ubicaciones de ejemplos descritos en este artículo.


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puestos por un grupo más limitado de minerales,

preferentemente calcita y dolomita. Otros mine-

rales que normalmente están menos presentes

en los carbonatos son el fosfato y la glauconita;

entre los minerales secundarios se incluyen la

anhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales de

arcilla, la pirit a, la anquerita y la siderita.

Estas diferencias dan como resultado siste-

mas de clasificación completamente diferentes

para las rocas clásticas y las carbonatadas. Las

rocas clásticas se distinguen por la composición y

el tamaño de los granos, y los carbonatos se dife-

rencian por factores como la t extura depositacio-

nal, los tipos de grano o de poro, la composición

de la roca, o la diagénesis (derecha).2 La capaci-

dad de diferenciar las unidades de flujo actuales

de las unidades depositacionales originales es

cada vez más importante que diferenciar otros

aspectos de la clasificación, por cuanto el empla-

zamiento óptimo del pozo depende de cuán bien

se comprendan las unidades de flujo actuales.

Una vez depositados, los sedimentos pasanpor la diagénesis, es decir, los cambios químicos

y físicos posdepositacionales que convierten el

sedimento en roca sólida. La diagénesis de los

carbonatos puede modificar de manera significa-

tiva la permeabilidad y el espacio entre l os poros.

Los carbonatos son altamente susceptibles a la

disolución; los granos se pueden disolver para

formar un nuevo espacio entre poros, y la disolu-

ción a lo l argo de las fracturas y planos de estra-

tificación puede producir grandes cavidades.

Normalmente, la diagénesis clástica no implica

un cambio en la mineralogía. Sin embargo, la

diagénesis de los carbonatos generalmenteimplica reemplazar la calcita y la aragonita origi-

nales por la dolomita mineral, un proceso deno-

minado dolomitización, que puede mejorar las

características productoras de hidrocarburos.

Si bien normalmente las rocas clásticas y

carbonatadas se encuentran sepultadas, compac-

tadas y cementadas, los sedimentos carbonata-

dos contienen importantes cantidades de los

minerales metaestables aragonita y calcita de

magnesio; la calcita en sí se disuelve fácilmente y

vuelve a precipitar mediante la percolación de los

fluidos alojados en los poros. Por lo tanto, es más

probable que los carbonatos sufran disolución,

reemplazo mineralógico y recristalización. Estos

efectos varían según la temperatura, la química

de los fluidos de los poros y la presión. Común-

mente, la diagénesis de los carbonatos comienza

con la cementación marina y el barrenado produ-

cidos por los organismos en la interfase sedimen-

to-agua previa al depósito. Continúa a través del

depósito poco profundo con la cementación, diso-

lución y recristalización, con un sepultamientomás profundo, donde los procesos de disolución

conocidos como disolución por presión pueden

formar elementos tales como las estilolitas.3

Frente a muestras de núcleos o registros de

imágenes de rocas carbonatadas, incluso los

observadores ocasionales se dan cuenta de la

enorme variedad de tipos y tamaños de poros, y

de la irregular distri bución de éstos. En las rocas

clásticas, los poros están predominantemente

entre los granos, es decir, son intergranulares, y

están distribuidos de manera uniforme en toda la

matriz de la roca. Los poros intergranulares tam-

bién están presentes en los carbonatos. La poro-

sidad intragranular puede ser común en los

granos de carbonatos como tipo de poro princi-

pal, o se puede desarrollar cuando los granos,

tales como los fragmentos de conchas, están par-

cialmente disueltos. La porosidad móldica con-

serva las formas de los fragmentos de conchas

disueltos u otros componentes. Por lo general,

los carbonatos tienen una variedad mucho mayor

22 Oilfield Review

Lodolita(Mudstone)

Caliza lodosa(Wackstone)

Caliza granular lodosa(Packstone)

Caliza granular(Grainstone)

Biolitita(Boundstone)

Cristalina(Crystalline)

Menos de10% de granos

Más de10% de granos

Está soportadapor granos

Carece de lodoy está soportadapor granos

Los componentesoriginalesestaban unidos

Texturadepositacionalno reconocible

Está soportada por lodo

Contiene lodo, arcilla y carbonatos de tamaño de limo fino

Los componentes originales no estaban ligados durante la deposición

Textura depositacional reconocible

Tipos de poros

Intergranular, Intercristalino Móldico, Interfósil, Resguardado Cavernoso, Fractura, Fractura ampliadapor disolución

> Clasificación de los carbonatos. Las rocas c arbonatadas se diferencian por su texturadepositacional, tipos de granos, composición de la roc a u otros fact ores. La clasific ación deDunham, publicada en 1962, se utiliza ampliamente para caracterizar rocas carbonatadassegún la cantidad y textura de los granos y de lodo. La clasificación de Embry y Klovan sigueel esquema de Dunham, pero agrega categorías para rocas formadas por organismos quecrecieron juntos, tales como colonias de ostras. La descripción de los tipos de poros refi naaún más las descripciones de roc as; la clasificac ión de Lucia es hoy ampliamente aceptada.(Adaptado de Dunham, en Ham, referenc ia 2, y Lucia, referenc ia 2.)

2. Los geólogos han desarrollado muchos esquemas dife-rentes de clasificación de los carbonatos. Algunos sonesquemas generales, otros son específicos de un yaci-miento, cuenca o región. Para mayor información acercde la clasificación de los carbonatos, véase:Embry AF y Klovan JE: "A Late Devonian Reef Tract onNortheaster n Nanks Island, N ,W,T, Boletín de Geología del Petróleo Canadiense 19, no. 4 (Diciembre de 1971):730-781.Ham WE (de): Clasificación de los carbonatos,Asociación Norteamericana de Geólogos del Petróleo,Memoria 1. Tulsa, Oklahoma, EUA: AAPG, 1962Lucia FJ: Carbonate Reservoir Characterization , NuevaYork, Nueva York, EUA: Primavera de 1999

3. Las estilolitas son superficies interpenetrantes y sutura-das que se forman durante la diagénesis.

4. Para mayor información acerc a de la evaluación de lapermeabilidad para la caracterización de yacimientos,

véase: Ayan C, Douglas A y Kuchuk F: "A Revolution inReservoir Characterization," Middle East Well EvaluatioReview no. 16 (1996): 42-55.Baadaam H, Al-Matroushi S, Young N, Ayan C, MihcakanM y Kuchuk F: "Estimation of Formation Properties UsingMul tiprobe Formation Tester in Layered Reservoirs," artí-culo de la SPE 49141, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.Kuchuk F: "Interval Pressure Transient Testing with MDTPacker-Probe Module in Horizontal Wells," artículo de laSPE 39523, presentado en la Conferencia y Exposiciónde Petróleo y Gas de la I ndia de la SPE, Nueva Delhi,India, Febrero 17-19, 1998.



de formas de grano que la mayoría de las rocas

siliciclásticas. Es evidente que en un yacimiento

carbonatado pueden coexistir varios tipos de

porosidad, desde el nivel microscópico hasta el

tamaño de una cavidad, lo que hace que la esti-

mación de la porosidad y la permeabilidad, y el

cálculo de las reservas sean una tarea extrema-

damente difícil.4

Otra característica de los carbonatos es su

susceptibilidad a la disolución. En la superficie, a

medida que el agua y el dióxido de carbono for-

man el ácido carbónico, la disolución puede llevar

a una impresionante topograf ía cárstica, in-

cluidos los sumideros, cavidades e intrincados

patrones de drenaje como las corrientes que "de-

saparecen" en los sistemas cársticos activos.5 Los

sistemas cársticos inactivos, o paleocársticos,

pueden formar yacimientos dominados por frag-

mentos de rocas angulares producidos durante el

colapso de la cavidad. Para la industria del petró-

leo, los sistemas cársticos pueden ser un arma de

doble filo: pueden causar hundimientos de barre-nas y pérdida de fluidos durante la perforación,

pero también pueden originar porosidades y per-

meabilidades extremadamente altas.

Dada la heterogeneidad de los carbonatos, no

es sorprendente que la producción de

hidrocarburos a partir de estas formaciones, a

menudo, esté fuertemente influenciada por la

presencia de fallas y fracturas, particularmente

en los yacimientos más antiguos del Mesozoico y

el Paleozoico. Los expertos advierten que las

relaciones entre porosidad y permeabilidad en los

carbonatos no se pueden determinar sin

comprender la distribución del tamaño de los

poros (véase "Integración de la información petro-

física y geológica: una tarea para los petrofísi-

cos," página 1).6 Puesto que los yacimientos

carbonatados presentan enormes retos, durante

décadas han impulsado grandes iniciativas de

investigación en Schlumberger y en la industria

del petróleo. Estas iniciativas varían a medida

que los expertos tratan de resolver los difíciles

problemas de los yacimientos carbonatados.

Evaluación de carbonatos en Indonesia

La evaluación integrada de carbonatos esimportante en todas las etapas de exploración y

producción. En 1997, un operador perforó un pozo

en la cuenca de Sibolga, en las costas del

noroeste de Sumatra, para evaluar un prosp

de acumulación de carbonatos identificad

datos sísmicos (abajo). Como resultado

realizó un completo análisis petrofísic

estratigráfico de los datos sísmicos y de regi

de pozos para comprender los resultados d

perforación y reevaluar la factibilidad d

presencia de hidrocarburos.

Los análisis bioestratigráficos de los rec

del pozo indicaron que la sedimentación oc

en el Mioceno Medio, unos 13 millones de

atrás, en un frente similar al actual, con la

ducción de la corteza oceánica de la Placa

debajo de Sumatra, a lo largo de la fosa

Sunda. Éste fue un período de levantam

eustático general.7

El pozo se evaluó utili zando registros adq

dos a pozo abierto (rayos gamma, resistiv

densidad y neutrón) y, debido a que los pro

mas de circulación de lodo durante l a perfora

impidieron la extracción de núcleos, tambié

util izó la herramienta de Imágenes Meléctricas de Cobertura Total FMI. La integra

de los registros de pozos, especialmente las

genes FMI, con los datos sísmicos fue clave

Kuchuk FJ, Haldord F, Hafez H y Zeybeck M: "The Use ofVertical Interference Testing to Improve ReservoirCharacterization," artículo de la ADIPEC 0903, presentadoen la Nonagésima Exposición y ConferenciaInternaci onal del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi,EAU, Octubre 15-18, 2000.Lenn C, Kuchuk FJ, Rounce J y Hook P: "Horizontal Wel lPerformance Evaluation and Fluid Entry M echanisms,"artículo de la SPE 49089, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de l a SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Sept iembre 27-30, 1998.

5. El carst fue primero reconocido y descrito en la plata-forma carbonat ada dinárica de Yugoslavia, tambiénconocida como la región de carst. El carst se encuentraen todo el mundo.

6. Lucia, referenc ia 2:7.7. Para mayor información acerca de la historia geológica

de Indonesia, véase: Net herwood R: "The PetroleumGeology of Indonesia" en la Conferencia sobre Optimización de Yacimientos de Indonesia , año 2000.Yakarta, Indonesia: PT Schlumberger Indonesia,Noviembre 2000: 174-227.

MALASIA

ASIA

AUSTRALIA

Cuencade Sumatra

Central

Cuencade Sumatra

del Sur

Cuencade Bengkulu

Fosa t ectónicade Pagar Jati

Fosa t ectónicade Singkel

Cuencade Sumatra

del Norte

SINGAPUR

S U M A T R A

Fosa t ectónicade Kedurang

Fosatectónica

de Pini

Cuencade Sibolga

Z o n a

d e f a

l l a d e S u m

a t r a

0 100 200 km

0 62 124 millas

VolcanesRocas volcánicas

F o s a d e

S u n d a

C u e n c a

d e A n t e a r c o

d e S u m

a t r a

Z o n a d e

f a l l a d e

M e n t a w

a i

> Ubicación de la Cuenca de Sibolga, Indonesia.



10,399

10,400

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10,405

0 100

> Contrastes en rocas carbonatadas del oeste de Texas. Estas imágenes FMImuestran una roca c arbonatada continua y relativamente homogénea (arriba),y una caliza fracturada, y con c avidades y poros con relleno de lutitas (abajo).

Los datos del registro ECS que se muestran en el Carril 1 indican volúmenes decarbonato en azul, de arcilla en marrón y de c uarzo en amarillo.

10,391

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8. Para más ejemplos del oeste de Texas, véase: NewberryBM , Grace LM y Stief DD: "Analysis of Carbonate DualPorosity Systems from Borehole Electric al Images," artí-culo de la SPE 35158, presentado en la Conferenciasobre Recuperación de Gas y Petróleo de la cuenc aPérmica, Midland, Texas, EUA, Marzo 27-29, 1996.

10. Logan D, Strubberg C y Conner J: "New ProductionLogging Sensors Revolutionize Water/CO2 Conformancein the Pumping Wells of West Texas," artículo de la SPE59716, presentado en la Conferencia sobre laRecuperación de Petróleo y Gas de la cuenca Pérmica,Midland, Texas, EUA, Marzo 21-23, 2000. Este artículotambién analiza el uso de los r egistros del Tiempo deDecaimiento Termal (TDT) con la sonda PS Platform parevaluar la inundación de dióxido de c arbono.

9. Para mayor información sobre las aplicaciones de RMNen el oeste de Texas, véase: Logan WD, Horkowitz JP,Laronga R y Cromwell D: "Practic al Application of NM RLogging in Carbonate Reservoirs," artículo de la SPE 38740presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anualde la SPE, San Ant onio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.



determinar las facies depositacionales. Antes de

la formación de la acumulación de carbonatos,

grandes masas de lutitas fueron depositadas en

un ambiente marino de baja energía.

Posteriormente se fueron depositando lutitas

laminadas y areniscas de estratificaciones cruza-

das a medida que el agua se hizo menos profunda

y aumentó la energía depositacional. La sucesión

progradante del f rente de arrecife se produjo por

acumulaciones menores que coalescieron para

formar una gran plataforma carbonatada.

Finalmente, el nivel relativo del mar aument órápidamente y sumergió los sedimentos (abajo).

Se esperaba que el prospecto pudiera conte-

ner gas biogénico. Sin embargo, un estudio más

detallado de los registros e imágenes de pared de

pozo mostró que, en forma casi continua, se for-

maron carbonatos de calidad de yacimiento, en

ausencia de rocas sello internas. Los sellos supe-

riores del yacimiento se depositaron mucho des-

pués de la generación del gas, de modo que el

gas biogénico que se generó, no quedó atrapado.Como resultado, la compañía decidió no realizar

más estudios y pudo dirigir sus recursos en otras

direcciones. De todos modos, este ejemplo

resalta la uti lidad de integrar todos los datos dis-

ponibles para desarrollar modelos geológicos tri-

dimensionales razonables de yacimientos en una

temprana etapa del proceso de exploración.

Evaluación de carbonatos

en el oeste de Texas, EUA

En contraste con el ejemplo anterior de la etapa

de exploración, la Cuenca Pérmica del oeste de

Texas, EUA, es famosa por sus vastos yacimient oscarbonatados, en muchos de los cuales hoy se

están desarrollando proyectos de recuperación

secundaria y terciaria. Los modernos métodos y

las nuevas tecnologías mejoran en gran medida la

producción, al permitir que los intérpretes com-

prendan mejor la manera en que la he-

terogeneidad de los yacimientos influye en el

rendimiento de los pozos y al facili tarles la identi-

ficación de las zonas que contribuyen al flujo.8

Quizá los mayores aportes provengan de los regis-

tros de resonancia magnética nuclear (RMN), las

imágenes de pared de pozo y los registros de

producción.

Al utilizar la herramienta Combinable de

Resonancia Magnética CMR en las formaciones

carbonatadas, los ingenieros del oeste de Texas

ajustan los parámetros de adquisición para com-

pensar los mayores tiempos de polarización que im-

plican las formaciones clásticas.9 Las velocidades

habituales de adquisición de registros CMR en esta

región son de 90 a 140 pies/hr [30 a 40 m/hr], en

contraste con las velocidades de 300 pies/hr [100

m/hr] para las rocas clásticas. Los mayores valo-

res de corte para T2, más de tres veces que los

valores de corte de T2 utilizados en las areniscas,

se determinaron a partir de mediciones de labora-

torio efectuadas sobre núcleos y son aplicados a

los campos específicos por los intérpretes locales.

Estos pasos mejoran la medición de la porosidad,

la permeabilidad y la saturación de fluidos en las

rocas cuyos tamaños de poros, formas y conexio-

nes de gargantas de poro varían mucho más que

en la mayoría de las rocas clásticas.

Además de ajustar los parámetros de adquisi-

ción de registros, el uso de diferentes conjuntos

de registros permite una interpretación más rea-

lista de los yacimientos carbonatados. En las for-

maciones de dolomita del oeste de Texas, el alto

contenido de yeso produce una sobreestimación

de la porosidad cuando se utilizan las gráficas de

interrelación (crossplots) estándares. La integra-

ción de los resultados de los registros de Neutrón

Compensado CNL, Lito-Densidad y CMR propor-ciona mejores estimaciones de la porosidad y la

permeabilidad. Si no hay datos de núcleos dispo-

nibles, que es lo más frecuente, la combinación

de estos regist ros con la sonda de Espectrometríade Captura Elemental ECS, también puede ayudar

a cuantificar la mineralogía para obtener una

porosidad más precisa. La adición de un registro

de imágenes de pared de pozo, tal como el de la

herramienta FMI, permite una mayor compren-

sión del tipo de porosidad, particularmente las

cavidades, que por lo general están distribuidas

de manera irregular en los yacimientos carbona-

tados (página anterior).

Debido a la madurez y economía margin

algunos campos del oeste de Texas, los ope

res deben reducir al mínimo los costos de a

sición de datos. Puesto que el costo de c

núcleos puede ser mayor que el costo d

registro operado a cable, los intérpretes han

brado los registros con los núcleos existe

para asegurarse de que las interpretaciones

coherentes, generando confianza en las inte

taciones de los registros cuando no se dis

de datos de núcleos. Esto es particularm

importante cuando se evalúa la permeabilida

los yacimientos bajo recuperación secundari

inyección de agua. La capacidad de distingu

zonas de alta permeabilidad permite que los

radores sellen las zonas invadidas y mejore

desplazamiento en las zonas no barridas.

Algunas de las soluciones específicas e

oeste de Texas son la adquisición de registro

producción por debajo de las bombas eléct

sumergibles.10 En un campo, los ingeniero

Schlumberger y una compañía operadora pron evaluar la entrada de fluidos en dist

zonas de varios pozos, al adaptar la Plataf orm

Servicios de Producción (PS Platform) para se

lizada debajo de la bomba. Encima y debajo

bomba, se instalaron placas G construidas

pecialmente para guiar los cables de

herramientas de registros y los de la bomba

el objeto de impedir que se enredaran alred

de la tubería y evitar el empleo de un con

modificado de boca de pozo.

Relleno negro lacustre

Facies de arrecife resistentes a las olas

Parte posterior del arrecife formada por depósitos de tormentas y de talud

M 1

M 3

SO NE

> Interpretación sísmica. Esta línea sísmica aparece aplanada en el horizonteM3, posiblemente una superficie depositacional horizontal o casi horizontal. Lasucesión progradante del frente del arrecife se produjo por formaciones inicialesde menor tamaño que coalescieron para formar una gran plataforma c arbona-tada. Finalmente el nivel relativo del mar se elevó, sumergiendo la acumulaciónde carbonatos.



Cuando se tomaron registros por debajo de la

bomba con la herrami enta PS Plat form en un pozoen producción, se observó que el petróleo

entraba desde un intervalo que estaba sobre la

sección superior del yacimiento y que la zona de

interés en realidad estaba produciendo agua. La

evaluación con la herramienta FMI reveló que dos

zonas porosas y delgadas superiores estaban

contribuyendo al flujo de petróleo (arriba).

Mediante el empleo de un tapón para bloquear la

entrada de agua de la sección invadida del yaci-

miento, el operador logró un importante ahorro

en los costos de manejo del agua y a su vez au-

mentó la producción de petróleo de la zona supe-

rior. También se obtuvieron otros ahorros en

pozos vecinos, debido a que no se realizaron más

acidificaciones en las zonas potencialmente pro-

ductoras de agua. Como resultado de estas expe-

riencias, los operadores están tratando de

identificar en forma anticipada los conductos de

agua de alta permeabilidad.

Estudios de casos de calizas en el SDR

Los científicos del Centro de Investigaciones deSchlumberger Doll, situado en Ridgefield (SDR,

por sus siglas en Inglés), Connecticut, EUA, han

seguido variados caminos, desde complejos

métodos teóricos hasta enfoques más simples

que ponen énfasis en la evaluación pozo a pozo.

Sin embargo, la meta común ha sido desarrollar

interpretaciones que se puedan incorporar a las

soluciones para todo el campo.

Cualquier mejoramiento en la recuperación de

yacimientos carbonatados gigantes influye

enormemente en la producción de petróleo y gas.

La heterogeneidad de los yacimientos lo compli-

ca todo, desde la perforación hasta las termina-

ciones de los pozos, incluyendo la evaluación

petrofísica. Por lo tanto, el desarrollo de una me-

todología de interpretación confiable basada en

registros de pozos es esencial para el desarrollo

de los campos. La heterogeneidad de los yaci-

mientos impide relacionar directamente la po-

rosidad y la permeabilidad, como se podría hacer

al analizar yacimientos relativamente homogé

neos. Por ello, es f undamental di stinguir las l itologías de los carbonatos y la composición de la

rocas para optimizar la producción, ya sea que s

trate de trabajar con un solo pozo o se quier

simular la producción de un campo completo.

El trabajo en SDR en la década de 1990 con

dujo a una metodología integrada de evaluacióde carbonatos para la formación Thamama, u

yacimiento del Cretáceo Inferior en el Medi

Oriente.11 Esta metodología se aplicó a estudio

de otros yacimientos carbonatados en los Emira

tos Árabes Unidos (EAU) y en el oeste de Texas

Reconociendo la amplia variedad de roca

carbonatadas existentes en todo el mundo, e

1997, los investigadores de SDR decidiero

embarcarse en una serie de estudios adicionales

Los científicos e ingenieros de SDR, en conjunt

con sus pares de las compañías operadoras, ha

realizado o están realizando varios estudios d

casos sobre los carbonatos.

26 Oilfield Review

> Resultados complementarios de registros del pozo. Los registros de producción en este pozo del oeste de Texas mostraron que el petróleo ingresabadesde zonas que estaban por encima de la zona de interés y que ésta en realidad estaba produciendo agua. La evaluación con la herramienta FMI revelóque dos zonas porosas y delgadas, ubicadas a 4660 pies aproximadamente, contribuían al flujo de petróleo. Las líneas oscuras en la imagen indican planode estratos lixiviados (lavados).

4650

4660

4670

Flujo de agua

Molinete

0 25

Conteode burbujas

Cant/seg

ciclos/seg

0 30MD

1:400 pies

Rayosgamma Sonda 1 R8

API grad0 1021

0

360

Calibre Y

pulg3 6

Calibre X

Holdup

1

0

Burbujas

pulg3 6

Flujo de petróle

B/D0 1500

B/D0 1500

B/D0 4500

B/D0 300

Flujo t otal

Flujo de petróle(amplificado)

Temperatura

F 105

Presión

lpc75 325

Holdup delpetróleo

Holdup delpetróleo

m3 /m 30.75 1

Densidad WF

g/cm30.95 1.15

4600

4650

4700

30% Porosidad -10%Profundidad,

pies



Las investigaciones real izadas en dos campos

gigantes, el campo Bombay High en las costas de

la India y un campo del Medio Oriente, indican

que la variedad de tipos de roca y la heterogenei-

dad en un determinado yacimiento carbonatado

se prestan para realizar evaluaciones específicas

de cada formación, particularmente en l os casos

de alteración diagenética extrema. Ambos estu-

dios, terminados en el año 2000, utili zan técnicas

que van desde el análisis petrofísico y petrográ-

fico convencional hasta la primera aplicación de

un nuevo método de RMN de laboratorio, deno-

minado decaimiento debido a la difusión en el

campo interno (DDIF, por sus siglas en Inglés).

Estudio de Bombay High — El campo gigante

Bombay High, situado en la costa oeste de la In-

dia, cubre cerca de 1200 km2 [463 millas cuadra-

das] y tiene más de 600 pozos de desarrollo.

Descubierto en 1974 por Oil & Natural Gas Cor-

poration, Ltd. (ONGC), el campo comenzó a pro-

ducir en 1976. La principal zona de explotación es

la caliza L-III del Mioceno, un yacimiento con tres

capas con hidrocarburos separadas por lutita,caliza rica en arcilla y caliza dura. Las capas no

son continuas y tienen escasa comunicación

vertical. En abril del año 2000, el campo producía

297 millones detoneladas métricas [327 millones

de toneladas] de crudo y 110 * 109 m3 [3.9 * 1012

pc] de gas natural, y actualmente está en su fase

madura. Se ha preparado un plan de redesarrollo

para mejorar la recuperación.

ONGC decidió tratar de comprender mejor la

petrofísica del yacimiento para controlar la irrup-

ción de agua en las capas heterogéneas carbo-

natadas, las cuales han sido invadidas por agua

desde 1984.12 Por lo general, el yacimiento

principal no está fracturado, de modo que ONGC

sospechó que algunas zonas de alta permeabili-

dad estaban contribuyendo a la irrupción de

agua. Por lo tanto, el reto era desarrollar un

método coherente de interpretación de registros

que permitiera identificar estas zonas de alta

permeabilidad. Para el estudio de Bombay High,

se evaluaron, junto con los registros, 61 mues-

tras de núcleos del pozo N5-9.

Estudio del Medio Oriente — Los científicos e

ingenieros de una compañía operadora del Medio

Oriente y SDR evaluaron las complejidades de un

campo gigante de gas que produce de carbonatosprolíficos. Los registros de pozos y 80 muestras de

núcleo de un pozo forman el marco para una inter-

pretación integrada.

Los investigadores aplicaron una metodo

analítica muy similar para ambos casos. A

mienzo, ambos operadores pensaron que e

lumen de arcilla (V arcilla ) sería el problema c

que tendrían que solucionar los estudios

cuantificación precisa de la abundancia de m

rales de arcilla es esencial para realizar cálc

precisos de porosidad y saturación, lo que

vez influye en las estimaciones de las reserv

El análisis cuantitativo mineralógico y quíde las muestras de núcleo realizado en

mejoró el análisis petrofísico de los yacimie

La mineralogía se evaluó a través de una téc

que util iza transformadas de Fourier de los es

tros infrarrojos (FT-IR, por sus siglas en In

que relaciona los espectros de absorbenci

rayos infrarrojos con 50 estándares de mine

de silicatos, carbonatos, arcillas y otras fam

de minerales.13 Entre los análisis químico

incluyeron la fluorescencia de rayos X, la ac

ción de neutrones y la espectrometría de m

acoplada por inducción. Todos estos resul tado

integraron con los datos de los regist ros de pUn importante resultado del análisis de

núcleos fue que los registros de rayos ga

solos, habrían indicado un contenido de a

incorrecto en ambos yacimientos (izquierda

lo tanto, para la caracterización de futuros

mientos, es fundamental desarrollar un méque determine en forma precisa la mineral

prescindiendo del análisis de los núcleos.

A r c

i l l a t o t a l , %

e n p e s o

100

80

60

40

20

0

100

80

60

40

20

00 50 100 150

Rayos gamma, API

A r c

i l l a t o t a l , %

e n p e s o

100

80

60

40

20

00 100 200 300

Rayos gamma, API

0 5 10 15

Aluminio, % en peso

100

80

60

40

20

00 5 10 15

Aluminio, % en peso

11. Ramakrishnan TS, Rabaute A, Fordham EJ,Ramamoorthy R, Herron M, M atteson A, RaghuramMahdi A, Akbar M y Kuchuk F: "A Petrophysical andPetrographic Study of Carbonate Cores from theThamama Formation," artículo de la SPE 49502, pre

tado en la Octava Exposición y ConferenciaInternacional del Petróleo de Abu Dhabi, EAU, Octu11-14, 1998.

12. Tewar i RD, Rao M y Raju AV; "Development Strategand Reservoir Management of a Multilayered GianOffshore Carbonate Field," artículo de la SPE 64461presentado en la Conferencia y Exposición de Pety Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane,Queensland, Australia, Octubre 16-18, 2000.

13. Herron M M, M atteson A y Gustavson G: "Dual-rangIR Mineralogy and the Analysis of SedimentaryFormations," artículo 9729 presentado en la Conferede la Sociedad de Analistas de Núc leos de 1997,Calgary, Alber ta, Canadá, Septi embre 7-10, 1997.Matteson A y Herron MM: "Quantitative Mineral Anby Fourier Transform Infrared Spectr oscopy," artícu9308 presentado en la Conferencia de la Sociedad dAnalistas de Núcleos de 1993, Houston, Texas, EUA

Agosto 9-11, 1993.

> Incertidumbre en el contenido de arc illa. Debido a la preocupación ac erca de los volúmenes de arci-lla, se analizó la mineralogía y la química de los carbonatos del Medio Oriente (arriba) y de BombayHigh (abajo). Las respuestas de los rayos gamma, computadas a partir del análisis químico del Torio(Th), Uranio (U) y Potasio (K), no se correlacionan bien con el contenido de arcilla en ningún caso. Sinembargo, se puede realizar una correlación mucho mejor con el Aluminio (Al), lo cual constituye labase de cálculo del volumen de arcilla del método SpectroLith.



La herramienta de registros ECS permite una

estimación precisa de la mineralogía, de la con-

centración de arcilla y de la litología, y también

se puede utilizar para evaluar la porosidad total

y efectiva, y el tipo de hidrocarburo.14 La herra-

mienta ECS utiliza un espectrómetro para medir

las concentraciones de algunos elementos — cal-

cio, silicio, sulfuro, hierro, titanio, gadolinio,

sodio y magnesio — que reflejan las concentracio-

nes de ciertos minerales en la formación. Los

datos se pueden analizar para determinar la

mineralogía en términos de arena, arcilla, evapo-

rita y minerales carbonatados, mediante el proce-

samiento SpectroLith. En ambos casos, los

resultados del registro ECS procesados por

28 Oilfield Review

> Datos de ECS obtenidos mediante el método SpectroLith que proveen unamineralogía precisa, confirmada por los datos de núcleos. En una formacióndel Medio Oriente (arriba), los registros de ECS procesados para contenido decarbonato, anhidrita, arcilla y arena se c orrelacionan bien con los datos delnúcleo (círculos rojos). Los resultados de Bombay High (abajo) muestran unabuena concordancia entre los datos de núcleos y los datos de ECS procesa-dos para contenido de c arbonato, arcilla, pirita y arena, con leves discrepan-cias surgidas de muestras de núcleos que se obtuvieron en capas delgadasde lutita, las cuales no fueron detectadas por el registro.

XX400

0 50Carbonato, %

100 0 50Anhidrita, %

100 0 50Arcilla, %

100 0 50Arena, %

100

0 50Carbonato, %

100 0 50Arcilla, %

100 0 50Pirita, %

100 0 50Arena, %

100

XX500

XX600

XX700

XX800

P r o

f u n

d i d a

d , p

i e s

XX900

XX000

XX100

XX200

1340

1360

1380

P r o

f u n

d i d a

d ,

m

1400

1440

1460

1420

SpectroLith proveen un cuadro más realista de

mineralogía, como lo confirma el análisis minera

lógico de los núcleos (arriba).

Otro objetivo clave de estos estudio

integrados es la identificación y comprensión d

los distintos tipos de poros, incluidos los m

croporos, mesoporos y macroporos, y el efect

que su distribución tiene en la producció



1

2

3

4

> La comprensión de la distribución de micro, meso y macroporos, es un objetivo clave de los estudiosintegrados de yacimientos. Las fotomicrografías e imágenes del micr oscopio de barrido electrónico

(SEM, por sus siglas en Inglés) de secciones delgadas carbonatadas de Bombay High ilustran los trestipos de poros. La vista ampliada de la sección delgada (arriba) muestra las ubicaciones de las imáge-nes SEM numeradas. Se inyectó epóxico azul a la muestra para destacar la porosidad. Las imágenesSEM incluyen escalas de barras de 400 micrones, excepto por la de 25 micrones que se muestra en laimagen inferior derecha. La imagen SEM de la Posición 1 (fila media, izquierda) revela un macroporonegro en la parte inferior izquierda y meso y microporos en la región gris oscura. La imagen SEM de laPosición 4 (fila media, centro) muestra mesoporos. La siguiente imagen (fila media, derecha) incluye laparte inferior izquierda de la Posición 1, como se ve por el macroporo rodeado de cristales de calc itaeuedral; cristales cuyo cr ecimiento no se ha visto limitado por granos adyacentes. La imagen inferiorizquierda incluye la parte superior derecha de la Posición 3, pero muestra lixiviación alrededor delborde del macroporo oscuro, y los microporos apenas son visibles como puntos oscuros. La imageninferior derecha es una ampliación que muestra detalles del sistema de microporos en la Posición 3.

14. Herron SL y Herron MM : "Application of Nucl earSpectroscopy Logs to the Derivation of Formation MDensity," Compendio del Cuadragésimo-Primer SimAnual de Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUJunio 4-7, 2000, artículo JJ.

(arriba). Los microporos, con diámetros de menos

de 0.5 micrones en la garganta del poro, normal-

mente contienen agua que en gran medida es

irreductible y escaso hidrocarburo. Los mesopo-

ros, con diámetros de entre 0.5 y 5 micrones en la

garganta del poro, contienen importantes canti-

dades de petróleo y gas. Los macroporos, con

gargantas que miden más de 5 micrones de diá-

metro, son responsables de las altas tasas de

producción de muchos yacimientos carbo-

natados, pero a menudo son las vías para una

temprana irrupción de agua, dejando

considerables cantidades de gas y petróleo

detrás de los mesoporos. Los registros de RMN



han mejorado la evaluación de la porosidad, de la

distribución del tamaño de los poros y de los

fluidos adheridos (arriba).

Las herramientas de registros de RMN, tales

como la herramienta CMR, utilizan grandes imanes

para polarizar fuertemente los núcleos de hidró-

geno presentes en el agua y en los hidrocarburos,

a medida que se difunden por el espacio poroso de

las rocas. Cuando se retira el imán, los núcleos de

hidrógeno se relajan. El tiempo de relajación trans-

versal, T2, depende de la distribución del tamaño

de los poros: por lo general, los poros más grandes

tienen tiempos de relajación transversal más pro-

longados. El asfalto y los aceites viscosos se rela-

jan más rápidamente que el aceite liviano o el

agua. Las variaciones en el tiempo de relajación

30 Oilfield Review

15. Para mayor información acerca de la tecnología deRMN, incluidas las transformaci ones de la permeabili-dad y RMN en los carbonatos, véase: Allen D, Flaum C,Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D,Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville M A, Seim M,Pritchard T y Ramamoorthy R: "Trends in NMR Logging,Oilfield Review 12 , no. 3 (Otoño de 1999): 2-19.

16. Song YQ, Ryu S y Sen P: "Determining M ultipl e LengthScales in Rocks,"Nature 406 , n°6792 (Julio 13, 2000):178-181.

17. Allen et al, referenc ia 15: 7-8.

0.0010.0000

0.0020

0.0040

0.0060

0.0080

0.0100

0.0120

0.01 0.1 1 10 100 1000 0.0010.0000

0.0002

0.0004

0.0006

0.0008

0.0010

0.0012

0.0014

0.0016

0.0018

0.01 0.1 1 10 100 1000

0.0001

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

9.0

0.001 0.01 0.1 1 10 100

6.0

7.0

A m p

l i t u d

D i s t r i b u c

i ó n p

/ i n y

. d e m e r c u r i o

Diámetro de la garganta del poro, micrones Diámetro de la garganta del poro, micrones

D i s t r i b u c

i ó n p

/ i n y

. d e m e r c u r i o

A m p

l i t u d

8.0

0.0001

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

0.001 0.01 0.1 1 10 100Tiempo de relajación transversal T2, seg Tiempo de relajación transversal T

2, seg

> Muestras de Bombay High que contienen meso y macroporos (arriba a la izquierda) y micro, meso ymacroporos (arriba a la derecha). Las gráficas muestran distribuciones del diámetro de la gargantadel poro y distribuciones de T2 para cada muestra. Los poros se asignan a tipos de poros por su diá-metro de la garganta del poro, medido por inyección de mercurio (las dos gráficas superiores). Losporos a la izquierda de las líneas rojas son microporos, los que están entre las líneas roja y azul sonmesoporos y los macroporos se encuentran a la derecha de las líneas azules. La comparación con lasdistribuciones de T2 (gráficas inferiores) muestra que las particiones de porosidad se pueden estable-cer utilizando valores de cortes de T2, una valiosa aplicación de los registros de RMN en carbonatos.



Las imágenes SEM ayudaron a explicar laausencia de acoplamiento difusivo en amboscasos (derecha). De este modo, en ambas forma-ciones la forma de la distribución de T2 es simi-lar a la distribución del tamaño de los porosdeterminada mediante la inyección de mercurio ypor el método DDIF. Se aplicó el análisi s conven-cional de RMN basado en T2, que se detalla másadelante, para determinar tanto las distribucio-nes del tamaño de los poros como la permeabili-dad. Un importante resultado de los estudios fue

el cálculo más realista de la permeabilidad conlos registros de CMR.17

En el campo Bombay High, los datos de CMRconfirmaron una permeabilidad por lo general ba-

ja, con numerosos canales de alta permeabilidaden las zonas de macroporos lixiviadas. La trans-formación de Timur-Coates, que utiliza la porosi-dad total y la relación entre el volumen de fluidolibre y el volumen de fluido adherido para calcu-lar la permeabilidad, se seleccionó para determi-nar la permeabilidad utilizando datos de CMR, yaque tal transformación establece correctamentelas particiones de la red de poros que se encuen-tran en estas calizas macroporosas lixiviadas. Seagregaron los datos del registro FMI debido aque los canales de alta permeabilidad son muy

Análisis del tamaño de los poros por DDIFsegún la distribución de T2 de RMN, y mediainyección de mercurio. En la fila superior, losespectros de DDIF (rojo) se utilizan para detenar si la distribución de T2 de RMN (azul) reflverdaderamente la distribución del tamaño dporos mediante la comparación de los dos etros. El eje horizontal de las distribuciones desido multiplicado por 100 para facilitar la supsición. Para estas tres muestras la correspocia es excelente. Las primeras dos muestrasdolomías granulares (dolo-grainstones); la tees una dolomita sucrósica. Las gráficas infercomparan las distribuciones obtenidas por inción de mercur io (azul) con las distribucioneDDIF (rojo). Los porosímetros de merc urio utinyección de mercurio para determinar las pnes capilares del espacio poroso c onectadográficas obtenidas a partir de estos datos sepretan como los tamaños de las gargantas dporos. Por otra par te, el método DDIF mide laaberturas de los poros, incluidos los cuerposgargantas de los poros. La superposición dedos resultados revela la conect ividad en la rporos. Para la dolomía sucrósica (derecha) lsuperposición revela una r ed que consiste ecuerpos porosos con un diámetro de 20 micrconectados por gargantas de 1 a 2 micrones

las dos rocas granulares, el tamaño del cuerporo es mayor y c ubre un rango más amplio.comparten una red de gargantas de poro codiámetro de 2 micrones; sin embargo, la segmuestra (centro) presenta un sistema bimoduna red muy fina de gargantas de poro condiámetros de 0.1 micrón.

> Imagen SEM que muestra un macroporo (gárea oscura en la parte inferior izquierda) detro de la roca granular (grainstone) peloidal(área gris). Los microporos aparecen comopequeñas zonas manchadas en los peloidescemento con forma de V invertida separa el

poro intergranular de los microporos y produuna respuesta a la RMN distintiva, puesto qucemento impide el acoplamiento difusivo. Labarra mide 50 micrones.

0

0.1

0.2

0

0.1

0.2

0

0.1

0.2

0

0.1

0.2

0

0.1

0.2

0.1

0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1 10 100 1000

0

0.1

0.2

D i s t r i b u c

i ó n

D i s t r i b u c

i ó n

Diámetro de poro, micrones y T2

modificado, mseg

Diámetro de poro, micrones

DDIF

T2

DDIF

T2

DDIF

T2

DDIF

Mercurio

DDIF

Mercurio

DDIF

Mercurio

transversal producen una distribución de T2, a par-

tir de la cual se interpretan los componentes de los

fluidos y los tamaños de los poros.

La capacidad de clasificar los poros en las

tres categorías de tamaño utilizando datos de

RMN fue un importante avance derivado de los

estudios. Este éxito se debió al descubrimiento

de que, en contraste con las primeras rocas car-

bonatadas estudiadas, las distribuciones de T2

tienen una utilidad directa para la interpretación,

puesto que el acoplamiento difusivo no es un

problema. El acoplamiento difusivo es causadopor el movimiento giratorio de los protones entre

los micro y los macroporos durante la medici ón,

lo que desvanece la distribución de T2.15

Una nueva técnica desarrollada en SDR per-

mite la resolución de los tres tamaños comunes

de poros utilizando los espectros cuantificados

por tamaño, y no por tiempo de relajación trans-

versal. El nuevo método, DDIF, proporci ona una

distribución cuantitativa del tamaño de los poros

particularmente poderosa en el caso de los car-

bonatos.16 El método DDIF es una técnica de

medición de laboratorio que posee su propio pro-

cesamiento y se diferencia claramente de la dis-

tribución de T2 de RMN convencional. Los nuevos

conocimientos provistos por los estudios de DDIF

indican que las distribuciones de T2 convenciona-

les se asemejan a las distribuciones de DDIF.

Esto confirma que no hay acoplamiento difusivo,

de modo que las distribuciones de T2 son válidas

para distinguir tamaños de poros (arriba).

>



importantes para la producción y a que la señal

de hidrocarburos oculta los macroporos en los

registros de CMR, (abajo).

La ecuación de SDR, que relaciona la permea-

bilidad con la media logarítmica de T2 y la porosi-

dad total, se utilizó para determinar la

permeabilidad a partir de los datos del registro

CMR para el pozo del Medio Oriente. En las dolo-

mías (dolostones), se efectuaron estimaciones de

permeabilidad más realistas, utilizando los valo-

res de T2 de RMN obtenidos de los registros y del

núcleo, en lugar de utilizar sólo una relación en-

tre porosidad y permeabilidad. Las estimaciones

de la permeabilidad en las calizas, que tenían sis-

temas de poros más variables que las dolomías,

también mejoraron, aunque no de manera tan

radical. Los cálculos de permeabilidad más preci-

sos se obtuvieron utilizando un factor de correc-

ción basado en la sensibilidad a la temperatura

de los valores de T2 de RMN en cada formación.

En este pozo, se utilizaron tres valores distin-

tos de corte de T2 de RMN, lo que permitió que

los registros de RMN se emplearan para deter-minar la micro, meso y macroposidad. La relación

entre los valores de T2 de RMN y el diámetro de

la garganta del poro, determinada mediante la

inyección de mercurio (T2 de RMN/garganta) en

22 muestras, también arrojó tres clases específi-

cas de T2 de RMN/ garganta que corresponden a

las clases de composición de las rocas observa-

das en el análisis de las secciones delgadas.

La capacidad de predicción de la permeabili-

dad optimiza el emplazamiento y la producción de

los pozos, particularmente en los pozos direccio-

nales o de alcance extendido. La capacidad de

distinguir los tipos de poros permite la termina-

ción exitosa de las zonas que pueden producir

hidrocarburos. El método también les ayuda a los

ingenieros a predecir las capas propensas a las

irrupciones tempranas de agua.

La integración de los registros de ECS y CMR

con los conjuntos de registros y datos de núcleos

convencionales, dio lugar a interpretaciones más

rigurosas de las texturas de los carbonatos del

Medio Oriente y Bombay High y a los historiales

diagenéticos realizados hasta la fecha. Y lo que

es más importante, los estudios conjuntos

detallados proporcionan un mejor marco para los

permanentes problemas de interpretación en

ambas regiones. Los grupos de estudio recomien-

dan que los nuevos pozos se evalúen de maner

similar a como se hizo con los pozos de ambo

estudios. El conjunto de registros óptimo incluy

los registros de CMR y ECS, además de lo

registros rutinarios de resistividad, rayo

gamma, densidad y neutrón.

La confianza en la interpretación de registro

seguirá aumentando a medida que se evalúe

más pozos en estos campos y en otros campo

que produzcan de formaciones similares. Para l

caracterización y simulación de yacimientos e

curso, es fundamental una mayor confianza en l

interpretación de pozos individuales, puesto qu

la adquisición de muestras de núcleos de todo

los pozos no es económicamente viable. Los es

tudios integrados de registros y núcleos arrojan

importantes datos de referencia para el análisis

de pozos de campo que carecen de núcleos.

32 Oilfield Review

m3 / m3

m3 / m3

BFV.3_le

m

MD1:240

1355

1360

1365

1370

1375

1380

1385

1390

1395

Porosidad totalAgua

movible0.5 0 mseg0.3 3500 mD

Permeabilidad Imagen FMI

1 1000 Resistiva Conductiv

m3 / m3

Porosidad efectiva

0.5 0

1 0

mD

Minipermeámetro

1 1000

mD1 1000

m3 / m3

Cavidad %

0.5 0

0 120 240 36

m3 / m3

Dist. de T2

de CM R

0 29

m3 / m3

Análisisvolumétrico

0 1 m3 / m3 00.5

m3 / m3 00.5

Hg macro

Perm. de núcleo Perm. de núcleo Escala horizontal :1:14.835

Orientación norte

Dist. de T2

de CM R

Corte de T2

0 29

Agua ligadaa las arcillas

Macroporosidad

Mesoporosidad

Microporosidad

Aguairreductible

Arcilla

Agualigada

FMI macro

Comparación de datos de núcleos y registrosde pozos en la formación L-III para la identific a-ción de canales de alta permeabilidad. La litologíadel primer carril— arcilla, cuarzo, calcita y dolo-

mita—se c omputa utilizando el software de análi-sis ELAN c on los datos de ECS como datos clavede entrada. Los fluidos se r eportan como petróleoque no ha sido desplazado por la invasión (verde),petróleo que ha sido desplazado (naranja), aguairreductible c ontenida en microporos (azul conpuntos negros) y agua movible (blanco). Los datosde RMN ayudan a distinguir entre agua irreducti-ble y movible. El segundo carril muestra la porosi-dad desglosada en porosidad de agua ligada a lasarcillas a partir de datos de ECS, microporosidada partir de datos de CMR y meso y macroporos apartir de r egistros de CMR y FMI. El terc er carr ilcontiene las distribuciones de T2 del registroCMR. La curva de permeabi lidad en azul sólidodel Carril 4 se calcula a partir de los volúmenes

computados por el procesamiento ELAN. Los pun-tos celestes representan la permeabilidad medidaen muestras de núcleo. La línea negra es la per-meabilidad medida con muestreos de 1 cm efec-tuados sobre una cara del núcleo laminado utili-zando un minipermeámetro. La macroporosidadcomputada a partir de los datos del registro FMI(que se muestra en el Carril 6) se indica en rojo enel Carril 5. Los puntos celestes indican macropo-rosidad determinada por inyección de mercurioen muestras de núcleos. La línea negra repre-senta porosidad de cavidades, medida en la c aradel núcleo laminado.

>



Ambos estudios dieron lugar a una estrecha

colaboración entre el personal de i nvestigación y

el de operaciones, lo que fortaleció las relaciones

de trabajo y hace más probable la investigación

futura conjunta. La mejor comprensión de los

yacimientos gracias a las iniciativas de los

grupos de investigación se puede aplicar de

inmediato a las operaciones. Sobre la base de los

resultados de las investigaciones, es posible

adaptar las herramientas desarrolladas para los

yacimientos de petróleo con el fin de ser

utilizadas en la evaluación de rocas que

contienen gas.

Es posible aplicar algunos resultados de los

estudios de casos de SDR a los estudios de los

yacimientos clásticos, ya que hay analogías entre

los carbonatos y ciertos yacimientos clásticos.

Por ejemplo, un trabajo en ejecución sobre

areniscas confirma la presencia de microporos

asociados con arcilla cubiertas de granos y

granos parcialmente disueltos. Es evidente que el

personal de investigación y los grupos de

operaciones pueden beneficiarse al compartir l osresultados no confidenciales de su trabajo.

Los estudios en curso en el yacimiento del

Medio Oriente descrito en este art ículo, incluyen

la generación de imágenes sísmicas con el

sistema del sensor Q para caracterizar de mejor

manera el yacimiento y optimizar los objetivos de

perforación.

Entre los beneficios del estudio de Bombay

High se incluyen una mejor comprensión de la

formación L-III, especialmente de la hete-

rogeneidad y de sus efectos en la transmisibili-

dad de los fluidos; el desarrollo de un riguroso

enfoque petrofísico; y la evaluación de la factibi-lidad de aplicación de la nueva metodología a

conjuntos de datos más antiguos y de menor

alcance. ONGC ha reconocido la importancia de

los datos de ECS y CMR para la estimación del

volumen de arcilla. Estos resultados se incorpo-

rarán a f uturas estrategias de producción.

Evaluación integrada de carbonatos

en el Centro de Investigación Conjunto

de ONGC y Schlumberger

Los yacimientos carbonatados plantean impor-

tantes retos de interpretación a los científicos e

ingenieros que trabajan en el Centro de

Investigación Conjunto (JRC, por sus siglas en

Inglés), un esfuerzo conjunto de Oil and Natural

Gas Corporation, Ltd. (ONGC) y Schlumberger. El

JRC, ubicado en Nueva Delhi, se creó en la

década de 1980 para investigar los problemas de

evaluación de formaciones, descripción de yaci-

mientos, producción y terminación de pozos, asícomo también problemas de monitoreo de yaci-

mientos experimentados por ONGC, y para

encontrar soluciones a dichos problemas. Hay

varios yacimientos carbonatados dignos de men-

ción en las costas de Mumbai, India, incluido el

campo Neelam, que el personal de JRC ha estu-

diado desde su descubrimiento y puesta en pro-

ducción en 1990.

En el JRC, las evaluaciones petrofísicas, geo-

físicas y geológicas de los yacimientos carbona-

tados proporcionan la base para una solución

integrada de yacimientos. El objetivo final es

maximizar la recuperación de petróleo y la efi-

ciencia en la producción, mediante la compren-

sión y el modelado del yacimiento. Este enfoque

también minimiza la cantidad de intervenciones

de pozos y la cantidad de pozos requeridos, de

modo que se exploten todos los reservorios que

sean comercialmente viables. Mediante la crea-

ción de un modelo de simulación numérica del

campo, los geocientíficos e ingenieros pueden

extrapolar el comportamiento del campo a lo

largo del tiempo y evaluar posibles escenarios,

tales como la manera en que un determinado

programa de intervenciones podría afectar el ren-dimiento y la producción del campo, o si el no

perforar ciertos pozos de desarrollo pudiese dejar

compartimentos de hidrocarburos no explotados.

En el caso de un campo maduro como el

campo Neelam, la primera fase de la creaci ón de

un modelo de simulación es su calibración para

reproducir el comportamiento histórico del yaci-

miento; conocido como ajuste histórico. Puesto

que esta etapa condiciona el modelo del yaci-

miento a los datos dinámicos, como las tasas de

producción de los pozos y los cambios en las pre-

siones y saturaciones, una vez logrado el ajuste

histórico, el modelo se convierte en una descrip-ción mucho más representativa del yacimiento

que el modelo estático.

Para modelar correctamente el comporta-

miento de los flujos en los yacimientos carbona-

tados, es esencial entender el perfil de

permeabilidad. Los datos de registros estánda-

res — registros de densidad, neutrón, sónicos,

rayos gamma, SP y resistividad — cuando son

evaluados con métodos convencionales, con

demasiada frecuencia indican un yacimiento

homogéneo. Las variaciones de la porosidad no

son un indicador confiable de las variaciones de

la permeabilidad, ya que los cambios en la tex-

tura de los carbonatos influyen en la permeabili-

dad mucho más de lo que los cambios en la

porosidad afectan l a permeabilidad. El t an tradi-

cional método de utilizar datos de núcleos para

derivar una relación porosidad-permeabilidad

asociada con un yacimiento específico, falla

cuando varía la textura de la roca del yacimiento.

Aunque la técnica es básicamente correcta, debe

realizarse en forma separada para cada tipo o

textura de roca carbonatada. De hecho, estu

anteriores realizados en el campo Neelam

demostrado que la permeabilidad aumenta

medida que la porosidad disminuía, una co

sión que para los petrof ísicos es difícil de c

liar con sus interpretaciones.

Muchos yacimientos carbonatados conti

capas localizadas o extendidas de roca sopo

por lodo, en que la permeabilidad se reduce

tablemente, pero las barreras completas a la

gración de fluidos verticales son raras. Du

los millones de años de evolución de los

mientos, los fluidos se han segregado, creán

una zona de agua en la parte i nferior, una zon

transición donde los volúmenes de agua y p

leo se pueden desplazar y una zona de pet

en la parte superior, donde el agua está com

tamente ligada a l os capilares y sólo el pet

se puede desplazar. Las presiones tambiéequilibran en el yacimiento durante este per

Sólo mediante una rigurosa inspección d

datos de núcleos, o a través de una evalua

innovadora de los registros de imágenepared de pozo o de RMN, se puede distingu

textura de los yacimientos carbonatados c

zonas específicas con grados variables

soporte de lodo en los granos de carbonat

propiedades de transmisibilidad de los fluido

caliza granular (grainstone), a menudo la m

porosa, generalmente ofrece la mayor perm

lidad de entre los tipos de rocas carbonatada

medida que aumenta el contenido de

creándose como consecuencia caliza gra

lodosa (packstone) o caliza lodosa (wacksto

por lo general aumenta la porosidad total, pe

permeabilidad es quizás de 10 a 100 vmenor que en la caliza granular, debido a la

ciente importancia de la microporosidad en

lodos asociados.

Estas diferencias de textura no crean nec

riamente verdaderas barreras al flujo de fluid

lo largo del tiempo geológico. Sin emb

cuando los fluidos del yacimiento son some

a una extracción "instantánea" de la fo

ción — por ejemplo, la producción durante un

a 20 años, en contraposición con los millone

años que fueron necesarios para que se form

el yacimiento — los pulsos de presión resulta

crean unidades de flujo diferentes dentro

yacimiento, separadas por zonas con una sig

cativa disminución de la permeabilidad. En

secuencia, se suelen crear grandes diferen

de presión entre las unidades de flujo y se

duce una completa interrupción de la suave

sición de agua a petróleo a medida

disminuye la profundidad. Los frentes de agu

propagan lateralmente, a cualquier profund

hacia las secciones más permeables.



Para complicar aún más las cosas, con fre-

cuencia, la permeabilidad de un yacimiento carbo-

natado se ve profundamente afectada por los

fenómenos tectónicos y diagenéticos. Por ejem-

plo, las capas de permeabilidad extremadamente

alta, llamadas capas "súper k", por lo general se

producen a partir de la alteración diagenética. La

mayor parte de los datos disponibles en el yaci-miento Neelam sugieren que las capas súper k

han sido creadas por disolución y lixiviación de la

composición de la roca por agua meteórica

durante períodos de bajo nivel del mar, cuando los

carbonatos estaban expuestos al agua atmosfé-

rica en la superficie de la Tierra.

La disponibilidad de una descripción precisa

de la permeabilidad, acelera de manera impor-

tante el proceso de ajuste de la historia de pro-

ducción y mejora significativamente la

confiabilidad de las predicciones del modelo

ajustado históricamente. Debido a que el ajuste

histórico es un proceso complejo que involucra

múltiples variables, a veces se puede lograr lo

que aparenta ser un ajuste satisfactorio de los

datos históricos con un modelo inexacto de la

distribución de la permeabilidad del yacimiento.

En este caso, el modelo proporcionará prediccio-

nes imprecisas. Sólo mediante una adecuada

determinación de la distri bución de la permeabi-

lidad de un yacimiento es posible crear un

modelo de simulación realista y útil.18

34 Oilfield Review

18. Un análisis completo de la simulación de yacimientos vmás allá del alcance de este artículo, pero se incluirá eun futuro artículo de Oilfield Review .

19. Ramakrishnan et al, ref erencia 11.20. Olesen JR, Dutta D y Sundaram KM: "Carbonate

Reservoirs Evaluation with Advanced Well-Log Data,"presentado en la Cuarta Conferencia y ExposiciónInternacional del Petróleo, Nueva Delhi, India, Enero 9-12, 2001 y también extr acto ampliado presentado en l aConferencia y Exposición Internacional de la AAPG, Ba

Indones ia, Octub re 15-18, 2000.21. Los ooides son pequeños granos redondos de capas

carbonatadas de calci o alrededor de un núcleo dearena. Los moldes oolíticos son los orificios esféric osque permanecen cuando los ooides se disuelven.

22. Brie A, Johnson DL y Nurmi RD: "Effects of SphericalPores on Sonic and Resistivity M easurements,"Compendio del vigésimo-sexto simposio anual de registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, Junio 17-20, 1985artículo W.Kuster GT y Toksöz M: "Velocity and Attenuation ofSeismic Waves in Two-Phase Media: Part I, TheoreticaFormulations, Part II, Experimental Results," Geophysics39 , no. 5 (Octubre de 1974): 587-618.

23. Maxw ell-Garnett JC: "Colours in M etal Glasses and inMetallic fi lms," Compendios Filosóficos de l a Sociedad Real de Londres 203 (1904): 385.Sen PN, Scala C y Cohen M H: "A Self- Similar Model f o

Sedimentary Rocks with Application to the DielectricConstant of Fused Glass Beads," Geophysics 46 , no. 5(Mayo de 1981): 781-795.

Caliza granularlodosa

(Packstone)

Calizagranular

Caliza granularlodosa


Caliza granular(Grainstone)

> Análisis de textura y permeabilidad de un registro adquirido a pozo abierto en el campo Neelam. El Carril

1 muestra los resultados de porosidad efect iva del procesamiento ELAN, incluyendo petróleo inamovible(verde), petróleo movible (naranja), agua movible (blanco) y agua ligada a los capilares (celeste). El Carril 2agrega el análisis de la litología a los resultados de porosidad efectiva, en una escala de 0 a 1. El grisrepresenta lutita; el gris azulado es caliza; el celeste es caliza soportada por grano; y otros materiales car-bonatados se muestran en azul oscuro. El Carril 3 presenta distribuciones de T2 del registro CMR, las quese correlacionan con las texturas de carbonatos (fotomicrografías de la izquierda).

Los geocientíficos e ingenieros del JRC se

concentraron en el mapeo de la permeabilidad

utilizando cuatro enfoques complementarios. Si

bien cada enfoque tiene su origen en el pozo, es

preciso integrar los resultados de cada pozo en

un modelo tridimensional del campo para que el

operador obtenga el máximo valor. Estos enfo-

ques incluyen los siguientes elementos:• análisis de datos de RMN para evaluar la tex-

tura de la roca y los perfiles de permeabilidad

• adquisición de registros de saturación a pozo

entubado para comparar las saturaciones de

los fluidos originales con las saturaciones des-

pués de cierto período de producción, con el

fin de desarrollar un perfil de decaimiento de

fluidos

• utilización de curvas de proporción y otras

herramientas geoestadísticas para destacar

correlaciones ocultas que se puedan confirmar

en pozos clave a través de alguno de los dos

métodos anteriores

• análisis geoestadístico de la irrupción de agua

en los datos históricos de producción de los

pozos para evaluar las capas de alta permea-

bilidad que t ransportan el agua del yacimiento

o de inyección.

Las técnicas geoestadísticas todavía están en

una etapa experimental.



Análisis de textura y permeabilidad con

registros adquiridos a pozo abierto — Durante el

desarrollo del campo o la perforación de pozos de

relleno, los operadores tienen la oportunidad de

adquirir nuevos datos a pozo abierto. En el

pasado, los geólogos de carbonatos dependían

de los registros de imágenes para revelar las tex-

turas de los carbonatos, a partir de las cuales

inferían la permeabilidad. Hoy se están agre-

gando técnicas más modernas al análisis de imá-

genes para evaluar la permeabilidad.

Confirmando los descubrimientos realizados pre-

viamente en el laboratorio y mediante el mode-

lado computacional de Ramakrishnan y otros, los

geocient íficos del JRC observaron que el rango

de la distribución de T2 de RMN en los pozos,

está estrechamente relacionado con la litologíade los carbonatos.19 Los análisis petrográficos y

de núcleos confirman las conclusiones del JRC

(página anterior).20 Esta información se puede uti-

lizar para calibrar las permeabilidades derivadas

de registros de RMN, con el fin de obtener un

perfil de permeabilidad continuo y preciso.Anteriormente, derivar la permeabilidad a par-

tir de registros de RMN era muy complicado,

debido a la variabilidad y escasa definición del

valor de corte de T2 para los fluidos libres y los

ligados a los capilares. El método desarrollado

por el JRC utiliza primero la formulación de per-

meabilidad del Centro de Investigaciones Doll de

Schlumberger, situado en Ridgefield, conocida

como kSDR. Esta relación, también utilizada en el

estudio del Medio Oriente descrito anterior-

2.30

2.20

2.10

" m " d e n ú c

l e o s

"m" de registros

2.00

1.901.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25 2.30

> Factor de cementación. Los valores del factor de cementación, m , derivadosde los datos de registros de pozos utilizando el modelo de Kuster-Toksöz y losmedidos en el laboratorio en muest ras de núc leos, varían de 1.95 a 2.20. Lamedición de m en laboratorio confirma que los valores derivados de registrosson razonables y que, en último término, dan como resultado predicciones másprecisas del volumen de hidrocarburos.

mente, define la permeabilidad como una función

de la porosidad y el valor medio de la distribución

de T2 de RMN, independientemente del valor de

corte de T2. Los científicos del JRC observaron una

clara dependencia del premultiplicador de esta

relación en la textura de la roca, de modo que

introdujeron un término relacionado con la textura

en la relación kSDR. Ellos confirmaron la precisión

del método al comparar la tendencia de la

permeabilidad derivada de los datos de RMN con

los datos de permeabilidad de núcleos medidos

con salmuera. La concordancia entre las estima-

ciones de textura y permeabilidad lograda con

esta técnica y los resultados de un amplio estudio

de núcleos es razonable, dada la incert idumbre de

los resultados de permeabilidad provocada por la

heterogeneidad de los carbonatos.

La realización de predicciones significativas

de producción de un yacimiento requiere de un

conocimiento preciso de los respectivos volúme-

nes de petróleo y agua libres. Los ingenieros del

JRC obtuvieron la estimación de agua libre al in-

vertir la relación de permeabilidad de Timur-Coates e igualarla a la medición de la

permeabilidad basada en la textura. Esto divide el

agua total — definida simplemente como la poro-

sidad efectiva menos el volumen de hidrocarbu-

ros — en agua libre y agua ligada a los capilares.

En los yacimient os carbonatados, no se puede

derivar la saturación a partir de una simple rela-

ción de Archie. Es común encontrar moldes oolíti -cos o cavidades de disolución que afectan el

factor de cementación m utilizado en la relación

de Archie.21 Durante años, quienes se dedic

estudio de los carbonatos, han sabido qu

requiere un enfoque de "m variable." La dific

radica en realizar particiones correctas d

porosidad total entre la porosidad primaria

matriz y de cavidades.

Un método, uti lizado por primera vez por B

otros en 1985, utiliza un modelo de dispe

acústica desarrollado anteriormente por Kus

Toksöz para evaluar estas particiones.22 La téc

se basa en la porosidad total indicada po

registros de densidad o de neutrón, o ambos,

velocidades compresional y cizallante (de c

indicadas por los registros sónicos. Una téc

iterativa ajusta la cantidad de porosidad de

dades necesaria para minimizar el error entr

valores teóricos esperados de los tiempos de

sito de corte y de compresión del registro sóy los valores medidos. Una vez que se ha eval

la partición de la porosidad, se utiliza una ap

mación equivalente a la de las propiedades

tricas provista por el modelo de Maxwell-Ga

con el fin de evaluar el efecto de las inclusiconductoras o aisladas en el factor de ceme

ción.23 Se obtiene un valor de m variable qu

utiliza en los cálculos del Análisis Elementa

Registros ELAN para obtener un volumen de h

carburos mucho más preciso. Si bien otros

dios han utilizado valores variables para m ,

es quizás el primero en el cual el método ha

validado con mediciones de m efectuada

núcleos individuales en el laboratorio (abajo)



La evaluación petrofísica resultante de la com-

binación del volumen de petróleo, de agua libre y

de agua ligada a los capilares, se comparó con los

resultados de un exhaustivo análisis de perfiles de

presión derivados del Probador Modular de la

Dinámica de la Formación MDT y de los datos de

pruebas en pozos (abajo).

An á lisis de per fi les de decaimiento — En los

campos desarrollados, por lo general los opera-

dores adquieren nuevos datos a través del reves-

tidor.24 En estos casos, los miembros del JRC han

aprovechado la línea de productos RSTPro para

mejorar las estimaciones de saturación de petró-

leo remanente, utilizando datos de la herra-

mienta de Control de Saturación del Yacimiento

RST y para llevarlas a un grado de precisi ón que

permita realizar una comparación directa con la

saturación original obtenida a pozo abierto.25 Esto

permite inferir un perfil de decaimiento que

define claramente tres tipos de zonas: las zonas

que no presentan decaimiento aparente, que pro-

bablemente sean rocas soportadas por lodo y de

baja permeabilidad que separan las unidades de

flujo dentro del yacimiento; las zonas parcial-

mente agotadas que constan de rocas "norma-

les," y las zonas de decaimiento extremo, que

pueden ser capas súper k o zonas que contienen

grandes canales originados por disolución.

> Perfil de presión en la parte superior de la zona de transición. Las mejores técnicas de evaluaciónpetrofísica predijeron agua libre y ligada a los c apilares, y volúmenes de petróleo de manera másrealista. Estos resultados son comparables con los resultados del análisis del perfi l de presión deri -vado del M DT, y fueron verific ados con datos de pruebas del pozo. En este ejemplo, las predicc ionesde fluidos derivadas del CMR (derecha) fueron confir madas por la producción de petróleo durante laspruebas del pozo.

> Perfil de presión en la parte superior de la zona de agua. Los análisis convencionales de los regis-tros utilizando un valor constante de m, indicaban que la zona c ontenía petróleo, pero la evaluacióndel perfil de presión utilizando tanto datos del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT,

como los resultados de las pruebas de pozos, probaron que la zona contiene agua, como lo predijo lametodología de evaluación petrofísica del JRC.

P r o

f u n

d i d a

d v e r t

i c a

l v e r d a

d e r a

, m

Presión del yacimiento, lpc

3500

XX00

XX50

X100

X1503550 3600 3650 3700 3750

Gradiente de presión en zona detransición agua-petróleo de1.294 lpc/m, equivalente a unadensidad de fluido de 0.910 g/cm3

Gradiente de presión de agua deformación de 1.436, equivalente auna densidad de flui do de 1.01 g/cm3,o una salinidad de 22 ppk

Prueba 2: 1930 bapdcon estrangulador de1 / 2 pulg; 23.4 ppk

Prueba 1: 1500 bapdcon estrangulador de1 / 2 pulg; 23.4 ppk

P r o

f u n

d i d a

d v e r t i c a

l v e r d a

d e r a

, m

Presión del yacimiento, lpc

X170

X120

XX70

XX20

3200 3250 3300 3350 3400 3450 3500

Prueba 10: Productor másprolífico, pero sólo agua,salinidad 23.4 ppk

Prueba 9: Antes de la acidificación,estrangulador de 1 / 4 pulg: 140 bppd,24 bapd, sospecha de canalización,ya que la tasa del flujo de aguacambia con el tamaño delestrangulador. Después de laacidificación produjo sólo agua.

Prueba 7: Antes de la acidificación,estrangulador de 1 / 2 pulg: flujo no medible.Después de la acidificación, estrangulador de 1 / 2 pulg:1715 mcgpd, 514 bppd, 37.5 API, 91 bapd, 29.3 ppk

Prueba 11: Produjo sólo agua,salinidad de 24.5 ppk

Prueba 8: Antes de la acidificación,estrangulador de 1 / 2 pulg: 1745 mcgpd,858 bppd, 38 API, wc<1%. Después de laacidificación, estrangulador de 1 / 2 pulg:4084 mcgpd, 2593 bppd, 38 API, wc<1%.

Caliza granularlodosa(Packstone)

Biolitita

(Boundstone)


En el yacimiento Bassein del campo Neelam

se pueden apreciar estas tres zonas que se corre

lacionan a lo largo de una distancia superior

los 6 km [3.7 millas]. En cada pozo estudiado, l

combinación del perfil de decaimiento del RST

un registro de temperatura efectuado durante l

producción, destaca las zonas de producción e

los intervalos abiertos y muestra un yacimient

separado en tres unidades de flujo principale

(próxima página, abajo). Todavía queda un gra

volumen de petróleo en la unidad superior, per

prácticamente no hay producción en esta unidad

ya que el decaimiento por presión en esta zon

es más intenso que en l as unidades inferiores.

Para mejorar la determinación a pozo entu

bado del volumen de petróleo remanente en ca

bonatos con la herramienta RST, es fundamenta

comprender la sensitividad del registro RST a la

condiciones de terminación, especialmente l

cementación. En las rocas sili ciclásticas, el espe

sor del cemento tiene escaso efecto en la long

tud de los segmentos del cuadrilátero d

evaluación de la saturación utilizando datos deregistro RST; cuadrilátero que se presenta e

gráficas de las relaciones carbono/oxígeno (C/O

provenientes del detector cercano (NCOR) versu

las relaciones C/O provenientes del detecto

lejano (FCOR). El cuadrilátero y las relacione

C/O se utilizan para determinar las saturacione

de los fluidos (próxima página, arriba).

La geometría del pozo, la litología de l

formación, la porosidad y la densidad de

carbono del hidrocarburo definen los punto

extremos del cuadrilátero de evaluación de l

saturación. La esquina inferior izquierda, AA, e

donde tanto el pozo como la formación contieneagua. Avanzando en el sentido de las agujas de

reloj, el punto AP indica que el pozo contien

agua y la formación contiene petróleo. El punt

PP, lado derecho superior indica petróleo, tant

en el pozo como en la formación. Finalmente, e

punto PA indica petróleo en el pozo y agua en l

formación. La posición exacta de estos cuatr

puntos se obtiene en condiciones de laboratori

controladas. 26

En los carbonatos, el cuadrilátero d

evaluación se traslada debido al carbono y ox

geno adicionales presentes en la matriz d

carbonatos. El grado de traslación del cuadrilátero de evaluación está relacionado con l

cantidad de carbonatos en torno a la herramient

y también con la distancia entre l a herramienta

el material de los carbonatos.

Se puede decir que el efecto será mayor e

un pozo pequeño, donde la herramienta y l

matriz de la roca están separadas sólo por e

revestidor. A medida que aumentan el tamañdel pozo y el espesor del cemento, la herra



mienta se ve menos afectada por las rocas car-

bonatadas. En el límite, para un espesor del

cemento mayor que el radio de investigación de

la herramienta, la roca carbonatada no influye en

la medición, ya que la herramienta tomamuestras sólo del cemento.

En el pasado, si se disponía de un registro de

calibre adquirido a pozo abierto, se incorporaba

al conjunto de datos del RST para evaluar el

espesor del cemento. Esto a partir de la diferen-

cia entre el radio del pozo abierto y el radio exte-

rior del revestidor. La utilización de los datos del

calibre parte de los supuestos que el pozo no ha

sido ampliado desde el momento en que se

adquirieron los registros a pozo abierto hasta el

momento de la cementación del revestidor; que

éste está perfectamente centrado en el pozo; y

que el pozo es perfectamente redondo, en lugarde tener una forma ovalada. Estos supuestos son

sumamente improbables, especialmente en

pozos desviados. Con la tecnología RSTPro y la

adquisición de datos con una pasada adicional de

la herramienta RST en modo sigma, es posible

calcular un valor optimizado del espesor de

cemento que, después de la corrección por efec-

tos de difusión, resultará en una discrepancia

mínima entre las mediciones de la sección de

captura efectiva (sigma) de la formación deriva-

das de los detectores lejano y cercano.

Este espesor del cemento y el diámetro exte-

rior del revestidor pueden utili zarse para generar

un "calibre del RST," para ingresar la informaci ón

al módulo de evaluación de volumen de petróleo

del RST. Los anteriores registros RST de carbona-

tos de áreas marinas de la India, mostraban per-

files de petróleo remanentes que eran dif íciles de

justificar. La nueva técnica ha producido registros

confiables desde su introducción a comienzos del

año 2000. Es común que en los perfiles de satu-

ración ocurran cambios de hasta 20 unidades de

24. Para mayor información acerc a de los registros de

ducción: Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, BouroumFuseau P, Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemingw ay Horkowitz J, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, MarkMart in A: "Keeping Producing Wells Healthy," OilfieReview 11, no. 1, (Primavera de 1999): 30-47.

25. Olesen J R y Carnegie A: "An Improved Technique foReservoir Evaluation Through Casing," artículo IRS20228, presentado en el Simposio de RecuperaciónMejorada, Inst ituto de Estudios de Yacimientos,Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28, 2000.

26. Se han medido más de 3000 combinaciones de tamde poros, litologías, porosidades, saturaciones de fción y de pozo. La interpolación entre los puntos exmos se obtiene mediante el modelado nuclear de laherramienta, las condiciones de las formaciones y pozos, con los puntos extremos del modelo calibradcon datos de laboratorio.

0.50

0.45

0.40

0.35

0.30

F C O R

V I L L

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

0.1

0.00.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

NCOR0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

AP

AA

PP

PA

Superposición del cuadrángulo de evaluación de saturación del RST con la gfic a de la r elación C/O del detec tor c ercano (NCOR) y del detec tor lejano (FCORcodific ación por c olor en el eje Z representa el volumen de lutitas (V ILL); rojo espura, azul es un 10% de lutita. Los datos se regist raron en la India en un yac imide cal iza cuya porosidad es de 22 u.p., en un pozo de 8.5 pulg, con revest idor depulg. La geometría del pozo, la litología y la porosidad de la formación, junto codensidad del carbono del hidrocarburo, definen c ompletamente los puntos extrpara la caracterización. Los datos se agrupan a lo largo de la línea AA-AP, indicun pozo lleno de agua. La saturación de petróleo de la formac ión varía de 0 a 4

NLM2-2NLM2-4

NLM4-2

NLM5-9

Norte

3

2

1

Análisis de un perfil de decaimiento. En estos cuatro pozos, una combinaciódel perfil de decaimiento del RST y de la derivada del registro de temperatura

adquirido con el pozo en producc ión, muestran las tres principales unidades dflujo del yacimiento. La base de la Zona 1 es la transición original agua-petróleLa Zona 2 incluye los princ ipales hori zontes en producc ión. En la Zona 3 hayreservas remanentes, pero la simulación del yacimiento indica que ha ocurridoun importante decaimiento de presión.

saturación entre evaluaciones, tomando en

cuenta o no el espesor optimizado del cemento.

An á lisis geoestad í stico — La utilización inno-

vadora de las herramientas estadísticas en el

JRC amplía el análisis de datos de RMN y de los

resultados del RST de los pozos clave a todo el

modelo del campo, el cual antes sólo estaba com-

puesto por datos de registros convencionales y

datos de producción del fondo del pozo. Estas

nuevas técnicas incluyen curvas de proporción y

el seguimiento de los conductos de agua.

>

>



Una curva de proporción vertical traza un his-tograma en cada nivel estratigráfico dentro de laformación (derecha). En este ejemplo, se presen-tan registros de categorías de porosidad con pro-fundidades relativas a la parte superior delyacimiento: la superficie de separación entreestratos. En estos pozos, el intervalo vertical demuestreo es de 1 metro [3 pies]. El estudio de los

datos RST analizado anteriormente se l levó a caboen un pozo vecino. Los registros se han proyectadoen una línea que va de norte a sur y que se indicaen el mapa. La curva de proporción vertical segenera indicando los porcentajes relativos de lasdiferentes categorías de porosidad en cada nivelestratigráfico. La curva se hace más estrecha amedida que aumenta la profundidad, debido a quelos pozos tienen diferentes profundidades depenetración. No obstante, se puede inferir que laformación probablemente consta de dos zonas deporosidad relativamente alta, separadas por unazona de baja porosidad.

Este ejemplo demuestra que la técnica decurvas de proporción utiliza datos agrupados o ca-tegorizados, en lugar de datos continuos. Tradicio-nalmente, las curvas de proporción verticales sehan construido con datos de litofacies en funciónde la profundidad para comprender los ciclosdepositacionales y constreñir las realizacionesgeoestadísticas.27 Pero tal como se muestra en elJRC, estas curvas pueden tener una importanteaplicación en el diagnóstico del comportamientode los flujos del yacimiento, y en la relación dedicho comportamiento con la caracterización delyacimiento efectuada con registros de saturaciónadquiridos a pozo abierto y a pozo entubado.

Para tener una visión más clara de esta técnica,se puede llevar el ejemplo un paso más allá, al in-cluir una curva de proporción vertical derivada delos registros de producción (arriba, parte inferiorderecha). La productividad, o tasa de flujo, se cla-sifica como alta, media, baja, o sin flujo. En la par-te superior del yacimiento, las tasas de flujo sonaltas, lo que implica que existe una capa delgadade alta permeabilidad en la parte superior de la for-

mación. Análisis posteriores demostraron que éstaes una capa súper k. Más abajo, hay otras doszonas principales de alta tasa de flujo mezcladas

con tasas de flujo más bajas. Estas zonas deberíantener una permeabilidad de media a alta. Estasobservaciones soportan las conclusiones obtenidasen base a los datos del registro RST descritos ante-riormente, puesto que las curvas de proporcióncaptan el comportamiento promedio de la región.

La comparación del registro de producción conlas curvas de proporción de porosidad muestraque la porosidad sola es un parámetro incompletode descripción de la permeabilidad en esta regióny, en consecuencia, se necesitan mejores indica-dores de la permeabilidad basados en registros apozo abierto, como los que se derivan de los datosMDT o de RMN.

La técnica de curvas de proporción se haaplicado en otros sitios del yacimiento y a otrasformas de datos dinámicos y estáticos, paraderivar rápida y eficientemente varios resultadosútiles. Por ejemplo, es posible mapear en todo elcampo la extensión lateral y vertical de las zonasde alta permeabilidad por las que ha fluido aguapor un tiempo prolongado. Esto mediante lacombinación en una curva de proporción del

registro de rayos gamma adquirido a pozabierto con el registro de rayos gamma obtenida pozo entubado más tarde en la vida útil de u

pozo. Por otro lado, la comparación de registrode rayos gamma adquiridos a pozo abierto con lseparación de las curvas densidad-neutrópermite la detección de zonas erosionadas en laque el agua meteórica ha creado capas súper mediante alteración diagenética.

Las curvas de proporción permiten un análisirápido y eficiente de grandes cantidades ddatos, una importante ventaja cuando se requierinterpretar y sintetizar datos de un campo completo, que puede incluir datos de producción histórica, y registros adquiridos a pozos abierto entubado, provenientes de varios cientos dpozos. Las curvas de proporción se pueden agrupar para obtener una visión local de partes específicas de un campo. También ofrecen un altgrado de inmunidad frente a datos incorrectos de baja calidad, puesto que el "ruido" creado potales conjuntos de datos tiende a anularse por ssolo, y la cantidad de datos de alta cali dad supercon creces la de datos cuestionables dentro dtodo el conjunto de datos. Un paquete patentadde software para PC, perfeccionado en el JRC

38 Oilfield Review

Creación y aplicación de las curvas de propor-ción. Se hizo un muestreo de datos de porosidadde diez pozos a intervalos verticales de 1 m [3 pies]y se clasificaron para formar registros de propor-ción de porosidad (arriba a la izquierda). Las loca-ciones de los pozos y la línea de proyección norte-sur se muestran en el mapa (arriba a la derecha).Los registros de proporción de porosidad se com-binan para formar una curva de proporción deporosidad (abajo a la izquierda). El fondo de lacurva se estrec ha porque los pozos tienen diferen-tes profundidades de penetrac ión. Se puede gene-

rar una curva similar utilizando los registros deproducc ión de los pozos (abajo a la derecha). LaZona 1 incluye sólo valores de alta produc tividad;las Zonas 2 y 3 tienen algunas tasas de flujo altasmezcladas con tasas de flujo más bajas.

D1

D2

D3

Porosidad < 8%

Porosidad 8-16%

Porosidad 16-24%

Porosidad > 24%

D4

D9

D8

D7

D6

D5

C2

Registros de proporción de porosidad Pozos con registros

L í n e a

d e p r o y e c c

i ó n

N - S

Sin flujo

Productividad baja

Productividad mediana

Productividad alt a

Zona 1

Zona 2

Zona 3

>



27. Para mayor información acerca de las curvas de propor-ción y los cic los depositacionales, véase: Jain AK yCarnegie A: "Value Addition Through Stochastic Evaluationof Gamma Rays – A Geostatistical Approach to GeologicalModeling and Characterization of t he Reservoir," presen-tado en la Conferencia y Exposición Internacional de laAAPG, Bali, Indonesia, Octubre 15-18, 2000.Para mayor información acerca de las c urvas de propor-ción y las realizaciones geológicas, véase: Klauser-Baumgartner D y Carnegie A: "Geostatistical Modeling of

Delta Front Parasequences by Indicator Kriging,"Procesamiento y Modelado de Informac ión Geológica, 10.Kontaktwochenende, Sedimentología, Aachen, 1995.

28. Para mayor información sobre el método de seguimientode conductos de agua, véase: Carnegie A: "Techniques toOptimize the Efficiency of History M atching in Integrat edStudies," artículo 402, presentado en el Simposio deRecuperación Mejorada de Petróleo, Instituto de Estudiosde Yacimientos, Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28,2000.

29. Para mayor información sobre el método de los RRTs,véase: Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden G:"Small-Scale Heterogeneity and Permeability Estimationfrom Dipmeter and Image Logs for Reservoir Rock Typing:Aptian Shuaiba Reservoir of Abu Dhabi," Boletín de la Asociación N orteamericana de Geólogos en Petróleo (en prensa).

RRT 6 RRT 7

RRT 14 RRT 15

RRT 8

> Heterogeneidad de la for mación Shuaiba. Ltipos de rocas del yacimiento (RRTs, por sus sen Inglés) oscilan desde rudistas—moluscosextinción similares a las ostras—en lodo de c(arriba a la izquierda) a rudistas mezclados ematriz granular (arriba al centro), hasta rudstcon desechos diagenéticamente alterado (arla derecha). Un lápiz o la punta del dedo en cfotografía indica la escala. Los RRTs de la parnorte del campo comprenden rudstone (fotomgrafía izquierda inferior) y caliza granular lod(packstone) de granos finos o cal iza granularlodosa (abajo a la derecha). El campo de vistlas fotomic rografías es de 4 mm por 6 mm.

realiza, en forma interactiva, el manejo de una

base de datos, el cálculo y la visualización en 2 y

3 dimensiones de estas curvas de proporci ón. El

paquete es compatible con el programa

GeoFrame Application Builder, que facilita el

acceso a la base de datos.

Método de seguimiento de conductos de

agua — La detección de conductos de alta per-

meabilidad, tales como las fallas o capas súper k

que transportan el agua del yacimiento o de in-

yección, se puede mejorar mediante la realizaciónde un análisis en red de las veces en que se veri-

ficó irrupción de agua en los datos de producción

de los pozos. Un paquete de software para PC

escrito en el JRC les ayuda a los usuarios a det ec-

tar de manera interactiva el trayecto del agua. La

información de la irrupción del agua proviene de

los datos de producción de los pozos cargados en

una base de datos de manejo de la producci ón.

Esta herramienta permite un diagnóstico más

rápido y objetivo que los análisis manuales tradi-

cionales en cuanto al progreso y la evolución de la

irrupción de agua en todo un campo. 28 Este

método, conocido como seguimiento de conductos

de agua (WCT, por sus siglas en Inglés), hace que

la evaluación de la vali dez de múltiples escenariossea más eficiente que en el pasado.

Al realizar los vitales análisis de texturas de

rocas, permeabilidad, perfiles de decaimiento y

datos de producción, y al integrar de manera sen-

sata estos resultados con otros datos de campo

utilizando técnicas geoestadísticas, el JRC estácreando modelos que resultan en simulaciones de

yacimientos más realistas. Estas simulaciones

ayudan a tomar decisiones más confiables en

cuanto al desarrollo y la producción del yacimiento

que con los análisis aislados.

Evaluación de la heterogeneidad

de los carbonatos en Abu Dhabi

Los equipos de operaciones locales mejoran las

contribuciones de las iniciativas de investigación

formales para entender los carbonatos. Los cient í-ficos e ingenieros de Abu Dhabi, EAU, han desa-

rrollado nuevas técnicas para evaluar yacimientos

carbonatados heterogéneos, mediante la integra-

ción de datos geológicos, registros adquiridos a

pozo abierto y regist ros de producción. La caracte-

rización de las heterogeneidades a peq

escala en las rocas de los yacimientos ha lle

a una clasificación de 17 tipos de rocas del

miento (RRTs, por sus siglas en Inglés) en la

mación Shuaiba. Los tipos de rocas del yacim

se basan en las litofacies, los datos de regi

de pozos, la porosidad y la permeabilida

núcleos, la presión capilar y las distribucione

tamaño de los poros derivadas de los anális

inyección de mercurio, y en los datos de pro

ción.29 Los RRTs se pueden utilizar para corre

nar de mejor manera las zonas de los yacimie

cuando no hay núcleos disponibles.

Un campo petrolífero en Abu Dhabi ha e

produciendo desde 1962 de la formación Sh

del Cretáceo Inferior. Dentro del campo, la fo

ción Shuaiba varía de plataformas de aguas

profundas a sedimentos de talud de aguas pr

das, con cuatro facies específicas. Los RRTs v

de rocas no productivas a rocas que tienen has

30% de porosidad y una permeabilidad d

Darcies (arriba). Este significativo grado de he



> RRTs e indic ador de permeabilidad de la formac ión Shuaiba derivados de los datos de núcleos y de regis-tros. Las fotografías (extremo derecho) en esta representac ión compuesta de un pozo en un campo en AbuDhabi muestran la heterogeneidad de tres de los RRTs específicos. La permeabilidad car acteri zada por elanálisis de los datos de la herramienta de Echados (Buzamientos) Estratigráfic os de Alta Resolución SHDT(Carril 8) muestra una estrecha concor dancia con los datos de registros y de núcleos.

Indicador depermeabilidad

del SHDTRRTsde núcleos

Facies del SHDTy los registros

Canales del SHDTsin procesar

GRProf,pies

XX950

X1000

X1050

X1100

X1150

X1200

X1250

X1300

Interpretaciónpetrofísica

Conductividaddel SHDT

Proporciónde

hetero-geneidad

Permeabilidadde núcleos

0.2 2000



geneidad debe considerarse al planificar las tra-yectorias y terminaciones de los pozos y las estra-tegias de producción.

Los RRTs se definen sobre la base de la cali-dad, la distribución y la productividad del yaci-miento, pero son productos de su ambientedepositacional y su historia diagenética. Los RRTsobservados en los núcleos y registros de dospozos del campo se han correlacionado con regis-tros de pozos sin núcleos, y esta correlación per-mitió una estimación de permeabilidad másprecisa que en los pozos en que sólo se utilizarondatos de registros. El estudio de los RRTs contri-buye de manera significativa al desarrollo delcampo, ya que el operador, Abu Dhabi Companyfor Onshore Oil Operations (ADCO), puede utilizarestimaciones de permeabilidad realistas y mode-los geológicos en 3D actualizados para optimizarel drenaje del campo y, de este modo, mantener yprolongar la producción.

Un método innovador de caracterización deRRTs depende de la cuidadosa integración de losregistros de pozos convencionales, tales comorayos gamma, neutrón y densidad, con las imá-genes y los registros de echados (buzamientos)de alta resolución. La heterogeneidad en la formade variaciones de conductividad se cuantifica ut i-lizando un software especializado, entre otros,las aplicaciones BorTex y RockCell, para identifi-car los RRTs y generar indicadores de permeabi li-dad (página anterior).30 En carbonatosextremadamente heterogéneos, la permeabilidadque se deriva utilizando esta metodologíaresuelve la heterogeneidad mejor que muestrasde núcleo de 1 pulgada o datos de minipermeá-metro (arriba). La mayor resolución y el aumentode la cobertura de las herramientas de genera-

ción de imágenes de pared de pozo, permhacer una di ferenciación más preci sa de los que los registros de echados solos y facilitidentificación de los trayectos de flujo entre dades y poros grandes. Debido a que es másdisponer de imágenes y de registros de echque de núcleos, el análisis de los RRTs espoderosa herramienta para evaluar los pozoscarecen de muestras de núcleos.

Otra técnica exitosa para evaluar la porosen la formación Shuaiba utiliza imágenespared de pozo para mapear la porosidad prim

30. Un análisis completo del softw are BorTex y RockCemás allá del alcance de este artículo. Para mayor imación, visite el sitio:http://www.geoquest.com/pub/prod/index.html .

> Datos de permeabilidad integrados. Muestras de núcleos de 246 intervalos de un pie (izquierda)y 586 mediciones del minipermeámetro a intervalos de 2pulgadas (centro) de un pozo en Abu Dhabi, muestran significativa dispersión debido a la extrema heterogeneidad que se presenta a pequeña escala. Porparte, el indicador de permeabilidad derivado del SHDT (derecha) muestra una clara tendenc ia que se correlac iona estrechamente con los RRTs encontraen los núcleos. Cada color en el intervalo del núcleo representa un RRT específico de la formación Shuaiba.

XX900

XX950

X1000

X1050

X1100

X1150

X1200

X1250

X1300

XX900

XX950

X1000

X1050

X1100

X1150

X1200

X1250

X1300

XX900

XX950

X1000

X1050

X1100

X1150

X1200

X1250

X13000.1 1

P r o

f u n

d i d a

d ,

p i e s

Permeabilidad de núcleos, mD Permeabilidad de núcleos del minipermeámet ro, mD Indi cador de permeabi li dad del SHDT, mD

10 100 1000 10,000 0.1 1 10 100 1000 10,000 1 10 100 1000 10,0



y secundaria. El espectro de porosidad azimutal

del pozo revela una extremada heterogeneidad en

la porosidad, lo cual, a su vez, se relaciona con la

permeabilidad (derecha).31

Si bien los estudios de los RRTs ayudan en l os

estudios de caracterización y simulación de yaci-

mientos a largo plazo, los resultados también

pueden influir en el desarrollo del campo en el

corto plazo. Por ejemplo, el reconocimiento de

diferentes RRTs en un pozo horizontal perforado

en la formación Shuaiba le permitió al operador

optimizar las tasas de producción.32 Un pozo hori-

zontal perforado en 1997 produjo inicialmente

6000 bppd (953 m3 / d) libres de agua durante cua-

tro meses y luego perdió repentinamente presión

y fue cerrado. El operador necesitaba determinar

qué había detenido el flujo de petróleo: ¿era la

disminución de la presión del yacimiento, la

migración de finos, o la carga de agua en el pozo?

La interpretación de los datos de alta calidad del

registro de producción obtenido con la sarta PL

Flagship, en conjunto con el análisis de los RRTs

que incorporó los datos geológicos y de registrosadquiridos a pozo abierto, confirmó que la sec-

ción horizontal penetraba dos RRTs muy diferen-

tes (próxima página, a la izquierda).

Los ingenieros y geocient íficos descubrieron

que un RRT de baja permeabilidad situado a lo

largo del segmento central del pozo afectaba el

comportamiento del flujo. Al comprender la sen-

sibilidad a l os ajustes del estrangulador de flujo,

el operador optimizó el rendimiento del pozo al

seleccionar un ajuste que permitió una caída de

presión uniforme a lo largo del pozo, a pesar de

la heterogeneidad lateral del yacimiento. Ello ha

tenido como consecuencia la producción establede miles de barriles de petróleo seco por día. Esta

estrategia de manejo de yacimientos se está apli-

cando en otras partes del yacimiento para opti-

mizar el emplazamiento de pozos adicionales.

Iniciativas de investigación a futuro

Está claro que queda pendiente una gran canti-

dad de trabajo para quienes exploran y explotan

yacimientos carbonatados. Si bien la complejidad

y heterogeneidad de los carbonatos plantean

enormes retos operacionales y de interpretación,

los ejemplos que se han presentado en este art í-culo destacan la necesidad de integrar todos los

datos disponibles y seleccionar rigurosamente

las herramientas de evaluación.

Schlumberger está enfrentando los proble-

mas de los carbonatos de manera más dinámica

al crear un Centro de Investigación de Carbonatos

(CRC, por sus siglas en Inglés) en la King Fahd

University of Petroleum and M inerals (KFUPM) en

Dhahrán, Arabia Saudita (próxima página, a la

derecha). La proximidad del centro a los prol íficos

yacimientos carbonatados del Medio Oriente, a

operadores clave y a selectas universidades

regionales facilitará la colaboración intra-

regional. Las novedosas soluciones de la

tecnología de la información para trabajo en

equipo virtual, acelerarán el ritmo de

investigación y la diseminación de las

experiencias exitosas en todo el mundo (véase

"De las propiedades de los yacimientos a las

soluciones de estimulación", página 44 ).

Entre las áreas clave de trabajo del CRC s

encuentran la adquisición de datos sísmicos,

interpretación de datos de RMN, el manejo de

agua y la estimulación de pozos en yacimiento

carbonatados. Las iniciativas de investigación s

complementarán en lugar de duplicar el trabaj

realizado en otras instalaciones de investigación

Por ejemplo, l os estudios de casos de carbonato

en el Medio Oriente se realizarán en el CRC y n

en el SDR, cuando corresponda. Debido a la prox

midad con campos de carbonatos clásicos, do

> Evaluación de la porosidad en la formación Shuaiba. Una nueva técnic a utiliza imágenes del FMI(Carril 1 del registro superior) para mapear la porosidad primaria y secundaria mediante la generaciónde histogramas de porosidad en cada profundidad (Carriles 2 y 3). En la fi gura inferior, la fongolita (mudstone) a 3 pies es relativamente homogénea y microporosa, como se muestra en la fotografía y fotomicrografía a la derecha del registro inferior. La caliza ‘floatstone,’ un tipo de caliza soportada por la matrizcon algunos granos grandes, ubicada sobre los 5 pies, tiene extrema heterogeneidad de porosidad,como se muestra en la fotografía y fotomicrografía a la derecha.

3 p

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0.0

0.1

0 0100Porosidad, % Porosidad, % 100.9

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

Prof,

pies

Imagen dinámica

del FMI

Histograma deporosidad del FMI

u.p. 050

Porosidad del FMIy de registros

Porosidad secundaria

u.p. 040

Porosidadde registros

Porosidaddel FMI

2

3

4

5

6

7

8



> El nuevo entorno de investigación de carbnatos. El Centro de Investigación de Carbontos de Schlumberger está ubicado en el árede la King Fahd University of Petroleum andMinerals (KFUPM) en Dhahrán, Arabia Saud

> Evaluación de los RRTs para opt imizar la producc ión. El análisis de losRRTs confi rmó que la secc ión horizontal del pozo penetró dos RRTs(arriba). Los registros operados a cable (abajo) confirman las variacio-nes en los r ayos gamma, la porosidad y la resist ividad de los dos RRTs.

La invasión inferida de la separación entre las c urvas de resistividadprofundas y poc o profundas en e l RRT 14 indica una permeabilidadsuperior que en el RRT 15.

GR14

15

14

Resistividadprofunda

Resistividadsomera

PHIE

0.2 2000ohm-m

Resistividad somera

Desviación, pies

P r o

f u n

d i d a

d , p

i e s

b a

j o n

i v e

l d e

l m a r

8000 6000 4000 2000 0

0.2 2000ohm-m

Resistividad profunda

0 50API

GR

0 0.4pies3 /pies3

Porosidad efectiva MD:5000pies

XX000

XX500

XX000

X1500

Total45 pies

RRT 14

Pozo C Pozo A

Total16 pies

X700

X720

X740

X760

X780

X800

X820

X840

X860

RRT 15

misiones específicas de las instalaciones

Dhahrán serán la prueba de nuevas herramie

en el campo y la modificación de herramienta

uso para lograr los mejores resultados posiblerocas carbonatadas.

Hasta ahora, gran parte del énfasis ha es

en los yacimientos petrolíferos, pero el én

estratégico a largo plazo hacia la producciógas está haciendo que incluso los mayores

ductores de petróleo del Medio Oriente de

desarrollar yacimientos de gas de carbonato

mayor profundidad de los depósitos de gas

tea importantes retos de i nterpretación, exp

ción y producción.

Si bien este art ículo se ha centrado en

datos a escala de pozo, Schlumberger y los

radores ya están evaluando los yacimientosbonatados a escalas mayores. Las simulaci

de yacimientos a escala de campo est án in

porando las interpretaciones de los registr

los núcleos. Las simulaciones permiten que

modelos de yacimientos se ampl íen hac

cuarta dimensión, el tiempo, para predec

forma más eficiente la respuesta del cam

optimizar el rendimiento.

Los nuevos métodos de adquisición sísm

como la tecnología del sensor Q que se ha

zado para la adquisición de datos en el M

Oriente, enfrentarán los retos de generacióimágenes a una escala aún mayor. Los res

dos preliminares de estas pruebas sugieren

un mejoramiento substancial de la calidad d

datos permitirá comprender mejor aún los

mientos carbonatados y, cuando se integre

manera adecuada con otros datos, llevarámayor éxito en la exploración, el desarrollo

producción de carbonatos. — G

31.A kbar M , Chakravort y S, Russell SD, Al Deeb MA,Saleh Efnik MR, Thower R, Karakhanian H, MohamedSS y Bushara MN: "Unconventional Approach toResolving Primary and Secondary Porosity in GulfCarbonates from Conventional Logs and BoreholeImages," artículo 0929, presentado en la NovenaExposición y Conferencia Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, Octubre 15-18, 2000.

32.Russell SD, Al-M asry Y, Biobien C y Lenn C: "OptimizingHydrocarbon Drainage in a Heterogeneous, High-Permeability Carbonate Reservoir," artículo de la SPE59427, presentado en la Conferencia sobre ModeladoIntegrado para el Manejo de Activos del PacíficoAsiáti co de la SPE, Yokohama, J apón, Abri l 25-26, 2000.

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