Imágenes claras en lodos base aceite Una nueva herramienta proporciona imágenes de la pared del pozo en ambientes con fluidos de perforación base aceite y con lodos sintéticos. Esta exclusiva tecnología llena un vacío en los servicios de evaluación de formaciones y brinda a los expertos en yacimientos una opción clara para evaluar pozos y campos de manera más precisa.

Philip Cheung Andrew Hayman Rob Laronga Clamart, Francia Greg Cook The GHK Company Oklahoma City, Oklahoma, EUA Greg Flournoy Oklahoma City, Oklahoma Peter Goetz Mel Marshall El Paso Oil y Gas Canada Calgary, Alberta, Canadá Steve Hansen Houston, Texas, EUA Malcolm Lamb Bingjian Li Calgary, Alberta Mark Larsen Shreveport, Luisiana, EUA Mark Orgren Alliance Energy Corporation Jones, Oklahoma Jim Redden M-I L.L.C. Drilling Fluids Houston, Texas

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La pérdida de un solo elemento de información que podría darnos la clave para llevar a cabo una tarea o solucionar un problema resulta frustrante. La pieza que falta en el rompecabezas puede parecer pequeña e insignificante, pero a menudo puede marcar la diferencia entre el éxito y el fracaso. Ciertos escenarios de caracterización de yacimientos de hidrocarburos se asemejan a un rompecabezas, aunque son ciertamente más complejos. Los equipos encargados de los activos de las compañías petroleras que intentan crear modelos de yacimientos, a menudo, carecen de información clave. Los geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de yacimientos pueden frustrarse frente a la imposibilidad de obtener suficientes detalles para su programa de evaluación de formaciones, lo que suma incertidumbre a decisiones ya de por sí complejas. En la actualidad, las herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo constituyen una fuente común de conocimientos geológicos y de yacimientos. Sin embargo, en fluidos de perforación base aceite y en lodos sintéticos, una limitación técnica ha impedido que la industria evalúe completamente los yacimientos utilizando las herramientas de generación de imágenes. Para dar respuesta a esta creciente necesidad, en 1997 la generación de imágenes en lodos no conductivos se convirtió en una prio-

ridad central del equipo de investigación y desarrollo (R&D, por sus siglas en inglés) de Schlumberger. Los yacimientos complejos requieren una detallada evaluación de la formación que sólo se puede lograr con herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo. En campos de todo el mundo, el análisis de estos datos es un proceso de rutina, y los expertos en yacimientos han llegado a depender de la información proporcionada por las imágenes. Si bien la tecnología de generación de imágenes a partir de la microrresistividad ha avanzado durante los últimos 15 años para cubrir una mayor porción de la pared del pozo, para lograr una mejor resolución y para tener sistemas de medición más confiables, también se han producido cambios en el ambiente del pozo en que deben operar estas herramientas. Los avances en la tecnología de fluidos de perforación han conducido a nuevas y mejores formulaciones de lodos base aceite (OBM, por sus siglas en inglés) y de lodos sintéticos (SBM, por sus siglas en inglés) que se utilizan en operaciones críticas, en las que los costos y riesgos son altos. Estos avances tecnológicos han disminuido el riesgo de perforación y aumentado la eficacia de las operaciones de perforación, fomentando en gran medida la popularidad de estos sistemas de lodo.1

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ted Bornemann y Lindsay Fraser, Houston, Texas, EUA; Amy Bunger y Robert Elphick, Denver, Colorado, EUA; Mike Grace, Dallas, Texas; Didier Largeau, Patrick Perrin, Jay Russell y Patrick Vessereau, Clamart, Francia; Stephen Prensky, Silver Spring, Maryland, EUA; y John Rasmus y Don Williamson, Sugar Land, Texas. ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARI (generador de Imágenes de Resistividad Azimutal), BorDip (programa computarizado de cálculo automático de echados o buzamientos), CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), ECS (herramienta de Espectroscopía de Captura Elemental), ELAN (Análisis Elemental a partir de Registros), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), FMS (Microbarredor de Formaciones), GeoFrame (programa de computación), GeoSteering (motor direccional instrumentado de desplazamiento positivo), GVR (módulo de Resistividad GeoVISION), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OBDT (sonda de

Medición de Echados en Lodos Base Aceite), OBMI (generador de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite), OFA (Analizador Óptico de Fluidos) RAB (Resistividad Frente a la Barrena), StrucView (módulo de GeoFrame para la generación de secciones transversales estructurales) y UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) son marcas de Schlumberger. SIGMADRIL y SIGMADRIL II son marcas de M-I L.L.C. ELIAS es una marca del Bureau de Recherches Geologique et Minieres (BRGM) de Francia. CAST y EMI son marcas de Halliburton. CBIL y STAR son marcas de Western Atlas. 1. Bloys B, Davis N, Smolen B, Bailey L, Houwen O, Reid P, Sherwood J, Fraser L y Hodder M: “Designing and Managing Drilling Fluid,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 33–43. 2. Lummus JL y Azar JJ: “Oil-Base Muds,” en Drilling Fluids Optimization, A Practical Field Approach. Tulsa, Oklahoma, EUA: PennWell Publishing Company (1986): 200–229.

Oilfield Review

En muchas cuencas de hidrocarburos, sin embargo, la evolución de la tecnología de fluidos de perforación ha complicado los esfuerzos por optimizar los programas de adquisición de registros (perfilaje) y, por lo tanto, la obtención de información necesaria para evaluar los yacimientos complejos. Los ambientes no conductivos tornan ineficaces a las herramientas convencionales de generación de imágenes de microrresistividad, limitando las opciones de los registros geológicos de alta resolución a herramientas ultrasónicas y de medición de echados (buzamientos) solamente. Las limitaciones de estas herramientas desafortunadamente reducen su utilidad. El nuevo dispositivo de generación de imágenes operado a cable permite que los expertos puedan detectar detalles importantes de los yacimientos aún en lodos no conductivos. La nueva herramienta, el generador de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI, se basa en métodos probados de adquisición de

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registros de resistividad, e incorpora un patín de generación de imágenes único en la industria para proporcionar el primer servicio comercial de generación de imágenes de resistividad en pozos llenos de lodos OBM y SBM. En este artículo se examinan los factores responsables de este reciente y decisivo avance en la generación de imágenes de la pared del pozo, los cuales son una combinación de las tendencias de la industria y la inventiva y perseverancia de los ingenieros, geólogos y científicos de Schlumberger. Aquí se explica cómo funciona la nueva herramienta de microrresistividad en ambiente de pozo resistivo y se analizan las limitaciones de la misma y las consideraciones para la interpretación de los datos. Diversas historias de casos demuestran la utilidad de los nuevos conjuntos de imágenes y de sus interpretaciones, y explican cómo esta herramienta proporciona de manera efectiva información nueva y crucial para la evaluación de las formaciones.

Historia de los lodos OBM y SBM Durante la última mitad del siglo pasado, los fluidos base aceite y las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo se han desarrollado de manera independiente. La necesidad de una herramienta más robusta de generación de imágenes en ambientes de lodos no conductivos se acrecentó a partir de la mayor utilización de dichos lodos debido a sus ventajas. Los lodos base aceite se han utilizado desde la década de 1920, mucho antes de la aparición de las primeras herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo.2 Durante la década siguiente, la industria comenzó a experimentar más asiduamente el uso de los lodos base aceite. En 1934, se añadió crudo al lodo de perforación para reducir el atascamiento de la sarta de perforación en Oklahoma. Al año siguiente, Humble Oil Company (hoy ExxonMobil) utilizó petróleo en el lodo de perforación para reducir el derrumbe de las lutitas y, en 1936, Shell Oil Company creó un programa de

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investigación para desarrollar un fluido de perforación base aceite.3 En 1937, se dieron a conocer aumentos en las velocidades de perforación, atribuidos al petróleo agregado a los lodos de perforación (abajo). En 1950, los lodos OBM ya se comercializaban y en la década de 1960 se comenzaron a utilizar emulsiones base aceite, o emulsiones inversas, en la cuenca de Los Ángeles, California, EUA.4 El alto contenido de agua de estos lodos—40% de

agua emulsionada en petróleo refinado—los hacía menos inflamables y menos costosos que los lodos OBM más concentrados. Durante la década de 1970, el uso de lodos OBM se hizo más común, ya que mejoraban el control de las arcillas reactivas durante la perforación. La estabilidad sin precedentes de los lodos de petróleo permitió a los operadores enfrentar ambientes de perforación extremos: alta temperatura, alta presión y medios corrosivos. Por ejemplo, las perforaciones

2000– M-I L.L.C. introduce el sistema de fluidos de perforación SIGMADRIL, el primer lodo comercial base aceite conductivo diseñado para expandir las opciones de evaluación de formaciones, incluyendo la generación de imágenes de microrresistividad. 1996– Aparecen los lodos sintéticos de olefinas internas.

2000

1994– Se desarrollan los lodos sintéticos de alfaolefinas lineales. 1991– Se introduce la segunda sustancia sintética, la polialfaolefina. 1990– Se introduce la primera sustancia sintética, el éster. 1988– Las preocupaciones ambientales impulsan la legislación mundial que restringe el uso de lodos base aceite.

1980

1987– Internacional Drilling Fluids (IDF) introduce el primer lodo 100% base aceite mineral en los primeros proyectos en aguas profundas del Golfo de México. 1986– El noventa por ciento de los pozos del Mar del Norte utilizan lodos base aceite de baja toxicidad, por lo menos en un intervalo. 1983– Los aceites minerales se utilizan por primera vez como una alternativa más limpia que el diesel en los sistemas de lodo base aceite.

1960

1980– El diesel se convierte en la base predominante de los sistemas de lodo base aceite. 1970– Los lodos base aceite se utilizan en forma creciente como medio para controlar lutitas reactivas. 1960– Se utiliza un lodo de perforación de emulsión base aceite en la cuenca de Los Ángeles, California.

1940

1950– Los lodos de perforación de emulsión de petróleo reciben aceptación. 1945– El personal de perforación recibe capacitación sobre “Principios de control de lodos de perforación.” 1942– Oil Base Drilling Fluids Company introduce en el mercado los lodos de petróleo comerciales.

1920

1938– La compañía Shell utiliza fluido de perforación base aceite. 1938– El Instituto Norteamericano del Petróleo (API, según sus siglas en inglés) publica normas estándar. 1937– Se dan a conocer aumentos en las velocidades de perforación luego de agregar petróleo al lodo de perforación.

1900

1936– Se estudian las normas estándar para la prueba de los lodos de perforación. 1936– La compañía Shell inicia las tareas de investigación para desarrollar un fluido de perforación base aceite. 1935– Humble Oil and Refining Company (en la actualidad ExxonMobil) utiliza petróleo para reducir el derrumbe de lutitas.

1880

1934– Se añade crudo al lodo de perforación para reducir el atascamiento de la sarta de perforación en Oklahoma, EUA. 1932– En California, EUA, se reconoce el daño ocasionado por los lodos de perforación. 1922– Por primera vez se utiliza barita para densificar el lodo. 1913– Se utiliza lodo de perforación para controlar la presión en Oklahoma, EUA.

1860

1901– Se descubre Spindletop en Texas. 1890s– En Texas, EUA, se utilizan arcillas formadoras de lodo con la perforación rotativa. 1866– Se emite una patente similar al diseño del equipo de perforación rotativa. 1860– Una patente menciona la circulación de fluido de perforación para elevar los residuos.

1840

1844– Se propone la circulación de agua en una patente perteneciente a Robert Beart.

> Acontecimientos de importancia en la historia del desarrollo de los fluidos de perforación.

4

de pozos de gas de gran profundidad en los pies de monte canadienses encontraron gruesas secciones de lutita sometidas a esfuerzos excesivos. Los sistemas de lodo base agua (WBM, por sus siglas en inglés) presentaron reacciones adversas con estas lutitas, provocando derrumbes durante la perforación del pozo, pero los lodos OBM conservaron la estabilidad del pozo, lo que permitió que los operadores superaran los límites técnicos anteriores en esta región. Se continuó progresando a lo largo de la década de 1980, a medida que se desarrollaban aditivos para fluidos de perforación como respuesta a las crecientes demandas y necesidades de la industria. Las preocupaciones sobre el impacto ambiental de los derrames de lodos OBM y la descarga de recortes en el mar, promovieron la introducción de aceites minerales de baja toxicidad. A fines de la década de 1980, la industria advirtió que inclusive la descarga de recortes de perforación humedecidos con aceites minerales podría tener un impacto ambiental de larga duración; esto condujo al primer desarrollo de fluidos de perforación sintéticos.5 Los dos primeros fluidos sintéticos, ésteres y polialfaolefinas, se desarrollaron en 1990 y 1991 respectivamente. Las alfaolefinas lineales aparecieron en 1994, y las olefinas internas en 1996. Desde que se utilizaron por primera vez los fluidos de perforación sintéticos a principios de la década de 1990, los investigadores se han dedicado a mejorar los sistemas no tóxicos. En esta misma década, también surgió la perforación en aguas profundas; incentivada en los Estados Unidos por la Ley de Regalías en Aguas Profundas.6 A medida que la perforación avanzaba en aguas cada vez más profundas, la industria debió enfrentar nuevos desafíos operativos y ambientales. En ciertas provincias de aguas profundas, los costos diarios de los equipos de perforación exceden los 300,000 dólares estadounidenses, y los costos totales de perforación para ciertos pozos superan los 30 millones de la misma moneda. Los lodos sintéticos se convirtieron en cruciales para el éxito de las perforaciones debido a su reducido impacto ambiental, a la disminución de los riesgos y al aumento de la eficiencia. En los últimos diez años se han reemplazado los fluidos de perforación base agua por los fluidos sintéticos y base aceite en el Golfo de México (próxima página, a la izquierda). Historia de la generación de imágenes de la pared del pozo Las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo con herramientas operadas a cable se desarrollaron mucho después de la aparición

Oilfield Review

de los lodos OBM. Recién en 1958 se usaron por primera vez dispositivos fotográficos, implementados por Bridwell, para obtener imágenes de la roca dentro del pozo (abajo, a la derecha).7 En la década de 1960, los intentos por generar imágenes de la pared del pozo se inclinaron por el uso de cámaras de televisión. Un avance significativo tuvo lugar en 1968, cuando Mobil desarrolló la primera herramienta de generación de imágenes acústicas de alta frecuencia, el visor de pozos. A diferencia de los dispositivos ópticos anteriores, las herramientas acústicas eliminaban la necesidad de un fluido transparente en el pozo—agua limpia, gas o aire—y ampliaron notablemente la gama de aplicaciones de la generación de imágenes de la pared del pozo. En la década de 1980, los esfuerzos se concentraron en lograr que los datos resultaran más

90 Sistemas de lodo utilizados en el Golfo de México estadounidense, %

una estación de trabajo de procesamiento de imágenes; y esto, con mucho mayor detalle que antes. La herramienta inicial incluía dos patines de generación de imágenes y dos patines medidores de echado, pero, en cada pasada, sólo podía generar imágenes capaces de cubrir hasta el 20% de un pozo de 77⁄8 pulgadas. Entonces, para obtener una cobertura perimetral razonable del pozo se necesitaban múltiples pasadas de la herramienta. En 1988, el reemplazo de los dos patines de medición de echados por dos patines adicionales de generación de imágenes duplicó la cobertura perimetral del FMS original. El impulso para obtener una mayor cobertura perimetral del pozo continuaba a medida que las compañías operadoras deseaban visualizar un mayor porcentaje del pozo en cada pasada, especialmente al generar imágenes en pozos de alto

2001– Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad diseñada para lodos no conductivos.

100 1990 1995 2000

80 70

1995– Western Atlas introduce la herramienta STAR, la cual cuenta con seis brazos de generación de imágenes mircrorresistivas combinados con un dispositivo de generación de imágenes acústicas.

2000

1994– Halliburton introduce la herramienta de Imágenes Microeléctricas EMI; un dispositivo de generación de imágenes de microrresistividad con seis brazos y que alcanza una cobertura perimetral del 60% en pozos de 77⁄8 pulgadas.

60 50

1994– Schlumberger introduce la herramienta LWD de Resistividad Frente a la Barrena RAB, la cual genera imágenes de la pared del pozo en tiempo real.

40 30

1992– Schlumberger introduce el generador de Imágenes de Resistividad Azimutal ARI que emplea una medición de tipo lateroperfil.

20 10 0

utilizables y, en consecuencia, se lograron avances que abarcan desde la conversión analógica a digital y el reprocesamiento, hasta las herramientas digitales de transductores enfocados de alta resolución; dispositivos que funcionan como transmisores y como receptores. No obstante, los dispositivos de generación de imágenes acústicas son extremadamente sensibles a la excentricidad de la herramienta, a la rugosidad del pozo y a la densidad del lodo, y a menudo resultan insensibles a la estratificación de la formación. En 1986, Schlumberger incursionó en otro campo introduciendo el primer dispositivo de generación de imágenes de microrresistividad, el Microbarredor de Formaciones FMS. Esta herramienta permitía a los geólogos observar y analizar la estratificación de la formación, las fracturas naturales y la porosidad secundaria en

WBM

OBM

SBM

> Crecimiento del uso de los lodos sintéticos (SBM) en el Golfo de México estadounidense durante la última década. Los lodos sintéticos han reemplazado a los sistemas WBM y OBM en el Golfo de México estadounidense, luego de que el uso de sistemas de lodo base aceite decayera a fines de la década de 1980, y debido al aumento de la actividad en aguas profundas a mediados de la década de 1990. 3. Gray R y Darley HC: “Development of Drilling Fluids Technology,” en Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids, 4ta. edición, Houston, Texas, EUA: Gulf Publishing Company (1980): 63. 4. Gray y Darley, referencia 3: 62–70. 5. Bloys et al, referencia 1. 6. Baud R, Peterson R, Doyle C y Richardson GE: “Deepwater Gulf of Mexico: America’s Emerging Frontier,” US Department of the Interior, Mineral Management Service, OCS Report MMS 2000-022. (Abril de 2000): 1–77. 7. Para una revisión completa de la evolución, los métodos, las aplicaciones, las limitaciones y los lineamientos de la generación de imágenes de la pared del pozo, consulte: Prensky SE: “Advances in Borehole Imaging Technology and Applications,” en Lovell MA, Williamson G y Harvey PK (editores): Borehole Imaging: Applications and Case Histories, Geological Society Special Publication No. 159. Londres, Inglaterra: Sociedad Geológica (1999): 1–43.

1991– Schlumberger introduce una herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI que duplica la cobertura perimetral del Microbarredor de Formaciones FMS mediante el empleo de patines abatibles; hasta el 80% en un pozo de 77⁄8.

1990

1990– Schlumberger introduce el generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI que también utiliza un transductor enfocado ultrasónico y con mayor tolerancia para lodos más pesados. 1990– Halliburton introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CAST, el cual también utiliza un transductor enfocado ultrasónico. 1989– BRGM desarrolla la herramienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro que logra una cobertura perimetral del 100% en pozos de pequeño diámetro.

1980

1989– Atlas introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CBIL, el cual utiliza transductores enfocados ultrasónicos. 1988– Schlumberger introduce la segunda versión del Microbarredor de Formaciones FMS, el cual cuenta con cuatro patines de generación de imágenes para una mayor cobertura perimetral del pozo. 1986– Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el Microbarredor de Formaciones FMS, el cual incluye dos patines de generación de imágenes y dos patines de medición de echados. 1984– Shell desarrolla un visor de alta resolución de 33⁄8 pulgadas de diámetro que incorpora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes.

1970

1983– ARCO desarrolla un visor de alta resolución de 33⁄4 pulgadas de diámetro que digitaliza los datos analógicos registrados y reprocesa digitalmente las imágenes. 1980– Amoco desarrolla un visor de alta resolución y de 33⁄8 pulgadas de diámetro que incorpora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes. 1971– Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de 13⁄4 pulgadas de diámetro. 1968– Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de 33⁄8 pulgadas de diámetro.

1960

1964– Shell utiliza una cámara de televisión en blanco y negro dentro del pozo. 1958– Birdwell fotografía la pared del pozo con una lente de 16 mm.

> Acontecimientos significativos en el desarrollo de la generación de imágenes de la pared del pozo.

Primavera de 2002

5

Óptico

Óptico

Óptico

Ultrasónico

Ultrasónico

Ultrasónico

Microrresistividad

Microrresistividad

Microrresistividad

Geometría del pozo, estabilidad y análisis de esfuerzos

Análisis petrofísico

Análisis estratigráfico

Óptico

Óptico

Óptico

Ultrasónico

Ultrasónico

Ultrasónico

Microrresistividad

Microrresistividad

Microrresistividad

Aplicaciones en pozos horizontales

Caracterización de fracturas

Análisis estructural

Bajo

Desempeño

Pesados

OBM/SBM Livianos

Pesados

WBM Livianos

Salmuera transparente

Pesados

Aire/Gas

OBM/SBM Livianos

Pesados

WBM Livianos

Salmuera transparente

Aire/Gas

Pesados

Livianos

OBM/SBM

Pesados

Livianos

Salmuera transparente

Aire/Gas

WBM

Alto

> Técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo con herramientas operadas a cable, aplicaciones y ambientes operativos. Las distintas técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo muestran distintos niveles de desempeño, dependiendo de la aplicación y del ambiente operativo. Los dispositivos de microrresistividad ofrecen una amplia gama de aplicaciones en lodos WBM, mientras que los dispositivos ultrasónicos representan la única opción para la generación de imágenes de la pared del pozo en lodos OBM y SBM. Existe una brecha en las posibilidades de la tecnología de generación de imágenes en lodos OBM y SBM, particularmente en lodos pesados. Microbarredor de Formaciones de dos patines

Microbarredor de Formaciones de cuatro patines

Herramienta FMI

62 electrodos

64 electrodos

192 electrodos

Patines y aletas de generación de imágenes

Patines de generación de imágenes

Dos patines

Cuatro patines

Cuatro patines y cuatro aletas

> Aumento de la cobertura perimetral del pozo con el tiempo. A medida que se obtienen más datos para generar imágenes de la pared del pozo, es posible lograr una interpretación más completa de las características del yacimiento. En los dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad de Schlumberger, se han ido incorporando progresivamente más electrodos y patines para aumentar la cobertura perimetral del pozo.

6

riesgo, en yacimientos heterogéneos o fracturados, o en rocas carbonatadas complejas. En 1991, el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, equipado con cuatro patines de generación de imágenes y cuatro aletas abatibles de generación de imágenes, duplicó una vez más la cobertura perimetral de cada pasada de la herramienta. El generador de imágenes FMI logró una cobertura perimetral del 80% en pozos de 77⁄8 pulgadas de diámetro (izquierda). La búsqueda de mayor cobertura perimetral del pozo no era exclusiva de Schlumberger. En 1989, el Bureau de Recherches Geologiques et Minieres (BRGM) de Francia, desarrolló la herramienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro, una herramienta de generación de imágenes microeléctricas de 16 patines que logró una cobertura perimetral del 100% en pozos esbeltos. En la década de 1990, tanto Halliburton como Western Atlas lograron un 60% de cobertura perimetral en un pozo de 77⁄8 pulgadas con herramientas de seis brazos; el generador de Imágenes Microeléctricas EMI de Halliburton en 1994 y la herramienta de generación de Imágenes Acústicas y de Resistividad Simultáneas STAR de Western Atlas en 1995. Además de la medición microeléctrica, la herramienta de Western Atlas incluía un sensor de generación de imágenes acústicas. Antes de 1995, se introdujeron otras herramientas de generación de imágenes acústicas, entre las que se incluyen el Barredor Acústico Circunferencial CAST de Halliburton y el generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI de Schlumberger. Estas herramientas acústicas tienen resoluciones similares a algunos de los dispositivos de microrresistividad; cobertura perimetral del pozo del 100% y el Oilfield Review

potencial de operar en lodos OBM. A pesar de los notables avances, las herramientas acústicas a menudo no contribuyen al análisis de la estratificación de la formación, lo cual es crítico para los geólogos que intentan discernir el echado estructural o la estratigrafía de un yacimiento. Aplicaciones de las imágenes de la pared del pozo La necesidad de mejorar las capacidades de generación de imágenes de la pared del pozo en lodos no conductivos se hizo evidente a mediados de la década de 1990. En aquel momento, los servicios de generación de imágenes de microrresistividad se empleaban en todo el mundo en pozos con lodos conductivos base agua. Las nuevas aplicaciones geológicas y de ingeniería para estas herramientas operadas a cable evolucionaron junto con los deseos de la industria de hallar y explotar yacimientos de gas y de petróleo de manera más efectiva. La excepción notable fueron los pozos perforados con sistemas OBM y SBM (página anterior, arriba). Las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad se han vuelto imprescindibles para los geólogos, ya que les ayudan a obtener información integral sobre las complejidades de los yacimientos controlados estratigráfica o estructuralmente, o mediante una combinación de ambos. A mayor escala espacial, las imágenes de la pared del pozo ayudan a los intérpretes a definir la posición estructural del yacimiento y a detectar características tales como pliegues y fallas. Los geólogos y los geofísicos utilizan los detalles de las fallas y de los echados de la formación para refinar las interpretaciones sísmicas, con el objetivo de lograr una mayor comprensión y un mejor mapeo del yacimiento, estimaciones de reservas más precisas y una mejor ubicación de los pozos de desarrollo. Los geólogos evalúan los cambios verticales y laterales del yacimiento mediante la identificación y caracterización de eventos sedimentarios a gran escala y de límites de secuencias estratigráficas a través de los campos. Mediante el uso de datos de imágenes de microrresistividad adquiridos con dispositivos tales como la herramienta FMI, también definen y determinan la orientación de eventos sedimentarios menores, para comprender los 8. Las características de sedimentaión observables en imágenes de la pared del pozo varían de la estratificación por corrientes a superficies de erosión y secuencias de relleno. Serra O: “Information on Depositional Sedimentary Environments,” en Serra O: Sedimentary Environments from Wireline Logs, 2da. edición, Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Educational Services (Agosto de 1989): 119–233. 9. Los echados estructurales generalmente se toman de una sección constante y continua de lutitas marinas de aguas profundas o de rocas depositadas en medios de baja energía, representadas por capas planares paralelas depositadas horizontalmente.

Primavera de 2002

yacimientos controlados estratigráficamente.8 Un examen detallado de la estratificación revela la historia de sedimentación en sucesiones verticales de tipos de sedimentos y tamaños de grano, contribuyendo a responder cuestiones sobre el origen del yacimiento (abajo). ¿Fue depositado por el viento, en un sistema de agua dulce, en un sistema marino o en una combinación de ambientes? ¿Fue depositado en aguas profundas o de poca profundidad? ¿En qué dirección progradaba el sistema sedimentario? ¿En qué dirección debería engrosarse o adelgazarse el yacimiento? Las respuestas a preguntas como éstas ayudan a los geólogos a determinar el tamaño potencial del yacimiento, las mejores ubicaciones para perforar pozos, y si se requieren pozos adicionales para una explotación eficiente del yacimiento.

1

3

C 14 15 16 27 29 31 F 30 28 32 26

A menudo, existen yacimientos en los cuales tanto los elementos estratigráficos como estructurales confinan los hidrocarburos (trampa combinada). Una práctica habitual para visualizar estos yacimientos durante su sedimentación, consiste en quitarles el efecto del echado estructural.9 Si la historia tectónica de las rocas incluye múltiples episodios de deformación, puede necesitarse una reconstrucción integral para determinar la orientación relativa del yacimiento al momento de su sedimentación. La mejor resolución vertical de las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad ayuda a los petrofísicos a responder preguntas difíciles sobre tipo y distribución de porosidad, distribuciones de arena-arcilla, así como la correlación y orientación tanto de

A 5 6 7 2 4

13 9

18 E 23

10 12

B 11 8

D 17 36 35 G 33 34

24 22 19 21 20

40

41

I

25

37 38 H

39

A. Ambiente glaciar 1. Manto de hielo 2. Morrena terminal 3. Nunatak 4. Delta 5. Morrena intermedia 6. Témpano de hielo 7. Glaciaciomarino B. Ambiente fluvial–Sistema anastomosado 8. Levee (albardón) 9. Pantano 10. Barra longitudinal 11. Barra transversal 12. Derrame 13. Llanura de inundación C. Ambiente de abanico aluvial 14. Proximal 15. Medio 16. Distal D. Ambiente eólico 17. Cresta de playa E. Ambiente marino–siliciclástico somero 18. Planicie de mareas 19. Delta de marea de inundación 20. Delta de marea de reflujo 21. Canal de marea principal 22. Complejo de barreras costeras 23. Pantano 24. Laguna 25. Isla de barrera F. Ambiente fluvial–Sistema de meandros 26. Canal 27. Canaleta 28. Banco cóncavo 29. Banco convexo 30. Laguna de media luna 31. Banco erosionado 32. Barra de meandro G. Ambiente de aguas someras–Carbonatos 33. Arrecife 34. Pre-arrecife 35. Post-arrecife 36. Canal de marea H. Ambiente clástico de mares profundos 37. Cañón submarino 38. Corrientes de turbidez 39. Abanico abisal I. Ambiente de delta 40. Cuña de delta en progradación activa 41. Cuña de delta abandonada

> Ambientes de sedimentación. Los dispositivos de microrresistividad ayudan a definir ambientes específicos y a identificar sus características exclusivas. La comprensión de la relación entre las geoformas a escala de pozo y los ambientes de sedimentación a mayor escala es crucial al integrar la interpretación de las imágenes de la pared del pozo dentro del proceso de modelado del yacimiento.

7

Calibre 2 6 pulg 16 Calibre 1 0 6 pulg 16 Prof. pies

Orientación norte 120 Resistivo

Porosidad de densidad 0.15 0 pie3/pie3 Inducción profunda grados 90 360 0 20 ohm-m 2000 Echado real, BorDip DIP MSD Factor fotoeléctrico Conductivo grados 10 0 90 0 Echado real de los límites de la capa

Imágenes FMI 240

XX050 Herramienta de densidad afectada por un nódulo denso en el lado SE del pozo Fracturas inducidas durante la perforación, NE-SO

Ovalización del pozo por ruptura, SE-NO XX055 Herramienta de densidad afectada por una ovalización del pozo por ruptura en el lado SE del mismo

XX060

> Uso de imágenes FMI para determinar la dirección de los esfuerzos y para ayudar a explicar las respuestas de los registros. Las fracturas inducidas durante la perforación se observan en las caras noreste y sudeste del pozo, y se orientan paralelamente a la dirección del esfuerzo local máximo. La dirección de la ovalización del pozo por ruptura confirma la dirección del esfuerzo y se orienta perpendicularmente a la dirección del esfuerzo local máximo. Con frecuencia, las imágenes de la pared del pozo suministran el único medio para determinar la razón por la cual se producen ciertas respuestas de los registros. En este caso, la herramienta de densidad responde a un nódulo de alta densidad a XX051 pies y a la ovalización del pozo por ruptura a XX059 pies. Ambos eventos se ubican en el lado sudeste del pozo.

núcleos (testigos, coronas) de diámetro completo como de núcleos laterales (muestras de pared, testigos laterales). En ciertos casos, las imágenes de la pared del pozo suministran los detalles para resolver aspectos de interpretación y de calidad de registros, tales como la presencia de fracturas inducidas durante la perforación o de areniscas laminadas. En yacimientos de capas delgadas, las imágenes de la pared del pozo de alta resolución permiten a petrofísicos y geólogos determinar la distribución de la arenisca productiva de alta calidad, conocida también como análisis de espesor neto. La exactitud de este análisis está limitada por la resolución vertical de la medición, pero también está relacionada con el espesor de las capas de arenisca y de lutita. Las capas de arenisca más delgadas y las laminaciones de lutitas requieren mediciones de mayor resolución para contabilizar adecuadamente la cantidad de arenisca. Esta técnica de microrresistividad ha mejorado significativamente la capacidad de la industria para calcular las reservas totales de hidrocarburos en yacimientos de capas delgadas. Las imágenes de la pared del pozo ofrecen a los ingenieros de yacimientos y de terminación la oportunidad de observar los efectos de los esfuerzos locales. A menudo, los ingenieros examinan la ovalización del pozo causada por ruptura

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y las fracturas inducidas mecánicamente durante la perforación para determinar la dirección de los esfuerzos tectónicos (arriba). Este análisis mejora el diseño y la efectividad de la terminación del pozo; por ejemplo, orientando los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) antes de fracturarlo hidráulicamente.10 Las fracturas inducidas y la ovalización del pozo causada por ruptura también indican zonas débiles de la formación, las zonas potenciales de pérdidas de circulación y otros riesgos de inestabilidad del pozo que afectan las operaciones de perforación y de terminación. Los ingenieros de yacimientos modelan el comportamiento del yacimiento con más precisión cuando conocen las tendencias de las fracturas naturales, la dirección de las fracturas hidráulicas o una tendencia estratigráfica que pueda definir una dirección de permeabilidad preferencial.11 Los ingenieros de yacimientos necesitan también conocer los detalles estructurales del yacimiento porque los contactos entre fluidos y la distribución de los compartimentos del yacimiento influyen directamente en el desarrollo del campo. Los echados de la formación obtenidos a partir de las imágenes de la pared del pozo, permiten determinar el espesor verdadero de las capas, que es un dato esencial para el plan del

desarrollo del yacimiento y la planificación de pozos vecinos, así como para definir los puntos de inicio de la desviación del pozo. Las fracturas naturales habitualmente juegan un papel crucial en los yacimientos de gas y de petróleo, pudiendo ser el mecanismo primario de canalización que permita la migración de agua o de hidrocarburos hacia el pozo, y se detectan y caracterizan mediante imágenes de la pared del pozo. En muchas regiones, los dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad se utilizan para evaluar si las fracturas naturales están abiertas, lo que permite el movimiento de fluidos, o cerradas por mineralización, que restringe en consecuencia el flujo. Schlumberger desarrolló un método cuantitativo para calcular la apertura o el ancho de fracturas abiertas a partir de los datos del FMI o del FMS.12 A menudo, esta información de apertura de la fractura, es comparable con los resultados de producción y ofrece una manera efectiva de evaluar el potencial productivo de un yacimiento fracturado. En menor escala, las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad revelan la textura y los tipos de porosidad de las rocas, y ayudan a identificar y correlacionar tanto las facies clásticas como las carbonatadas. Estas interpretaciones son más confiables si se las

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integra con el análisis de núcleos de diámetro completo. Los servicios de generación de imágenes de la pared del pozo incluyen las mediciones de más alta resolución que pueden realizarse mediante las herramientas operadas a cable de hoy en día y, con frecuencia, se utilizan en combinación con otras herramientas—tales como la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, la de Espectrometría de Captura Elemental ECS y el programa de computación de Análisis Elemental a partir de Registros ELAN de Schlumberger—para evaluar las complejidades de la formación (derecha).13 Estas complejidades constituyen un desafío, especialmente en sistemas de yacimientos carbonatados porosos debido a los cambios diagenéticos extensivos producidos luego de la sedimentación. Su enorme versatilidad ha convertido a los dispositivos de generación de imágenes en una parte fundamental de la evaluación detallada de formaciones en ambientes de pozo conductivos. Los expertos de yacimientos en muchas disciplinas utilizan las imágenes de microrresistividad de la pared del pozo para comprender el comportamiento de un yacimiento, desde su mayor hasta su menor escala, y desde su pasado distante hasta su producción futura. Generación de imágenes durante la perforación El análisis de las modernas técnicas de generación de imágenes estaría incompleto si no se menciona el impacto de los métodos de generación de imágenes durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés). La adquisición de datos 10. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 42–60. 11. Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 48–56. Robertson D y Kuchuk F: “The Value of Variation,” Middle East Well Evaluation Review no. 18 (1997): 42–55. 12. Este método requiere que los datos de imágenes se calibren con una medición somera de resistividad. Para una revisión más detallada de esta técnica, consulte: Luthi S y Soulhaité P: “Fracture Apertures from Electrical Borehole Scans,” Geophysics 55, no. 7 (Julio de 1990): 821–833. 13. Akbar M, Petricola M, Watfa M, Badri M, Charara M, Boyd A, Cassell B, Nurmi R, Delhomme J-P, Grace M, Kenyon B y Roestenburg J: “Classic Interpretation Problems: Evaluating Carbonates,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 38–57. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi A, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya R, Logan D, Steif D, Netherwood R, Russel SD y Saxena K: “Evaluación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–41.

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de imágenes en tiempo real tiene grandes ventajas si se combina con el motor de fondo GeoSteering y con el control de la estabilidad del pozo en tiempo real. El acceso oportuno a la información mejora la calidad de las decisiones críticas tomadas durante las operaciones de perforación.

Agua ligada

Agua ligada a la arcilla

Arcilla

Microporosidad Macroporosidad de Hg

Análisis volumétrico 3

Mesoporosidad

0.5

3

0 m /m 1 Volumen de fluido ligado 1 m3/m3 0

Macroporosidad Porosidad efectiva

Agua irreducible Agua producida

Una amplia gama de tamaños de herramientas y diseños modulares agregan flexibilidad y reducen el tiempo no productivo de los equipos de perforación, lo que ha generalizado el uso de herramientas LWD. Los sensores de medición LWD se colocan cerca de la barrena, proporcionando información inmediata a los perforadores y geólogos.

Prof. pies

0.5

m3/m3 Porosidad total

0.5

m3/m3

Dist. de T2 de CMR

Permeabilidad de núcleo

m3/m3

0

Permeabilidad de núcleo

0 Orientación norte 0 29 1 mD 1000 0.5 m3/m3 0 120 240 360 Dist. de T2 de CMR Minipermeámetro Vesícula % 0 m3/m3 29 1 mD 1000 0.5 m3/m3 Permeabilidad Imagen FMI Corte de T2 Macroposoridad de FMI Resistivo Conductivo 0 0.3 msec 3500 1 mD 1000 0 0

1355

1360

1365

1370

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> Análisis completo de un yacimiento carbonatado de una zona marina de India Occidental. Cuando las imágenes FMI se combinan con registros CMR, ECS, datos de núcleo y con un análisis ELAN, el resultado es una descripción más precisa del yacimiento carbonatado. Los registros ECS aportan datos clave para producir una descripción detallada de la litología y de la fracción de agua ligada (Carril 1). Los datos del registro CMR se usan para distinguir agua irreducible de agua móvil que está asociada con los tamaños de poros más pequeños (Carril 2). El Carril 3 muestra las distribuciones de T2 del registro CMR. En el Carril 4 se compara la permeabilidad generada por ELAN (curva azul) con las permeabilidades de núcleo, tanto de los tapones de núcleo (puntos celestes) como de muestras de secciones de núcleo cada 1 cm, utilizando un minipermeámetro. Los datos FMI se utilizan para evaluar las geometrías de poros de mayor tamaño. El Carril 5 muestra una comparación de macroporosidad calculada a partir de los datos FMI (mostrados en el Carril 6) y los métodos de medición de núcleos, incluidas la inyección de mercurio en tapones de núcleo y las mediciones de porosidad secundaria en las secciones de núcleo.

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¿100% de cobertura perimetral? A medida que los fluidos de perforación base aceite y sintéticos se desarrollaron y se difundió su uso, las barreras técnicas para correr herramientas de microrresistividad en estos lodos parecían insuperables. En estos lodos, una capa aislante de lodo resistivo o revoque de filtración (enjarre) separa a los electrodos de microrresistividad de la pared del pozo, e impide que los patines puedan generar imágenes de la formación. La complejidad de la perforación en aguas profundas exigió un nuevo enfoque para impulsar estas tecnologías. Las operaciones de perforación en aguas profundas requieren sistemas de lodo de perforación estables y que no dañen el medio ambiente; una exigencia satisfecha por los sistemas de lodo sintéticos. Al no poder generar imágenes de la formación mediante dispositivos de microrresistividad, las compañías se vieron obligadas a usar métodos alternativos para evaluar los yacimientos, los que incluyen la extracción de núcleos de diámetro completo, dispositivos de generación de imágenes acústicas y herramientas de medi-

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Imagen FMI

Imagen RAB

1 pulg

Por ejemplo, en lodos conductivos, la herramienta de Resistividad Frente a la Barrena RAB permite a las compañías operadoras seleccionar inmediatamente los puntos de asentamiento del revestidor y de extracción de núcleos. El módulo de Resistividad GeoVISION GVR, mide una resistividad azimutal utilizando sensores de 1 pulgada, integrados en el collar de la herramienta. El procesamiento de las imágenes de la pared del pozo proporciona datos sobre las capas de la formación y de las fracturas naturales (derecha). El conocimiento en tiempo real de la geología y de la ubicación de la barrena con respecto al yacimiento, permite un direccionamiento preciso de la barrena, lo cual es sumamente útil en pozos horizontales y altamente desviados. La generación de imágenes de la formación a través de zonas problemáticas también brinda a los perforadores e ingenieros la oportunidad de mitigar los problemas de estabilidad del pozo, mediante el análisis de datos geomecánicos y la identificación de los mecanismos de falla. Otro dispositivo LWD de generación de imágenes, la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN de Schlumberger, se puede utilizar en lodos conductivos y no conductivos, y es útil para evaluar las capas delgadas, la porosidad de la formación, la heterogeneidad litológica, la invasión desigual de filtrados y los contactos de fluidos. Los dispositivos LWD de generación de imágenes han probado ser beneficiosos para los perforadores ya que les permiten afrontar situaciones de perforación complejas con planes de pozos cada vez más agresivos.

> Comparación entre imágenes RAB e imágenes FMI. Las imágenes RAB (derecha) identifican los estratos de formación necesarios para la determinación de los echados estructurales. La imagen FMI (izquierda) delinea los estratos más delgados y el fracturamiento fino (parte superior de la imagen).

ción de echados en lodos base aceite. Estos métodos alternativos pueden incrementar los costos, e incluso generar datos marginales, inutilizables o insuficientes. La extracción de núcleos de diámetro completo es cara y lenta, y puede complicar en forma significativa las operaciones de perforación. Los elevados costos de los equipos de perforación complican aún más las cosas en aguas profundas. A menudo, los operadores minimizan la longitud de los intervalos muestreados, y la recuperación parcial de núcleos es habitual. En intervalos altamente fracturados, la recuperación pobre y los barriles corta núcleos atascados, son una rutina. Cuando la extracción de núcleos es satisfactoria, se obtiene una excelente manera de examinar las propiedades petrofísicas y mineralógicas de la roca del yacimiento. No obstante, los núcleos de diámetro completo rara vez están orientados, y en consecuencia poseen un uso limitado para la determinación de los echados estructurales y estratigráficos verdaderos. Los dispositivos de generación de imágenes acústicas de alta frecuencia han sido utilizados con éxito para la identificación de fracturas naturales, para obtener información de la geometría del pozo y para el análisis de los esfuerzos locales. El tiempo de tránsito y la amplitud son las mediciones clave, derivadas de un pulso de alta frecuencia disparado desde un transductor, que se refleja en la pared del pozo y luego vuelve al transductor.14 Las mediciones del tiempo de tránsito y de la amplitud se ven afectadas por: el contenido de sólidos y la densidad del fluido de perforación, el tamaño del pozo y la excentricidad de la herramienta.

Las imágenes acústicas están dominadas por los efectos de rugosidad y textura superficial, lo que permite la observación de fracturas abiertas y vesículas (vacuolas, vúgulos, cavidades, oquedades), la ovalización del pozo por ruptura y características relativas a la perforación. Diferentes texturas o impedancias acústicas pueden indicar los límites de la capa. La estratificación de la formación es más fácilmente observable en pozos lisos y en rocas duras. En la actualidad, la fuente de información de echados más común en pozos perforados con lodos OBM y SBM procede de las herramientas de medición de echados en lodo base aceite. La sonda de Medición de Echados en Lodos Base Aceite OBDT de Schlumberger, por ejemplo, utiliza cuatro sensores de microinducción para medir las variaciones en la conductividad de la formación. Idealmente, el procesamiento provee datos para la computación rápida del echado estructural y para la localización y orientación de eventos estructurales significativos. El procesamiento de los datos OBDT a menudo no suministra una cantidad suficiente de echados precisos, debido a que el ambiente del pozo afecta en forma adversa la medición. Por lo general, el examen visual y la interpretación de los datos de la sonda OBDT son necesarios para extraer manualmente información de echados en pozos perforados con lodos OBM en el Golfo de México. La práctica de desplazar los lodos OBM y SBM por lodos conductivos base agua antes de la adquisición de datos para imágenes de microrresistividad ha sido utilizada con un éxito limitado. Sin embargo, debido a que el cambio de lodos aumenta el riesgo de inestabilidad del pozo, se necesitaban otras soluciones.

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8 cm

I

I

Rxo

δV

Pares de electrodos o sensores

37 cm

Electrodo inyector de corriente

Electrodo inyector de corriente

Rxo = k(δV/I). k = factor geométrico ~ 10 m.

> Diagrama esquemático del patín OBMI contra la pared del pozo en vista lateral (izquierda) y en vista frontal (derecha). Se inyecta en la formación una corriente alterna, I, entre dos electrodos inyectores de corriente ubicados por encima y por debajo de cinco pares de pequeños electrodos. Se mide una diferencia de potencial, δV, entre los electrodos de cada par. Para cada par de electrodos, se deriva una resistividad de zona invadida, Rxo, a partir del valor medido de δV, de una I conocida y del factor geométrico de la herramienta, k. Esto puede describirse en la ecuación Rxo=k(δV/I).

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100,000 Límite de la medición Rxo

Zona de trabajo

M

Ruid 0.1

0

ur

fut

rác

sp

re ejo

s, tica

Ru

Velocidad de adquisición de registros (perfilaje)

ollo

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Resistividad de la formación, ohm-m

Visualización a través de la oscuridad resistiva La capacidad de los dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad para reflejar eléctricamente las características de la pared del pozo, es análoga a la capacidad del ojo para ver. Para funcionar, el ojo humano necesita cierta transparencia mínima en el medio circundante, a fin de que la luz le llegue desde un objeto. Para operar en forma efectiva, las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad requieren cierta conductividad mínima—medida en siemens por metro (S/m)—en el medio circundante, a fin de que la corriente pueda fluir hacia adentro y hacia fuera de los electrodos de generación de imágenes. En pozos no conductivos, el intento de registrar imágenes mediante dispositivos de microrresistividad estándar es muy similar al intento de ver a través de un vidrio oscuro. De la misma manera que la luz reducida oscurece la visión, la baja conductividad dificulta la generación de imágenes de microrresistividad. Un lodo base agua típico, es un millón de veces más conductivo que un lodo OBM promedio—10 S/m versus 10 microsiemens por metro (µS/m), respectivamente—lo que convierte en un desafío intimidante la tarea de medir la microrresistividad de la formación en pozos con fluidos de perforación base aceite.

do Rui

o

Alejamiento del patín de la pared del pozo, pulgadas

1

> Envolvente operativa de la herramienta OBMI. La envolvente operativa aproximada de la herramienta OBMI se describe en términos de la resistividad de la zona invadida (Rxo) y del alejamiento del patín de electrodos de la pared del pozo (standoff). Para resistividades inferiores a 1 ohm-m, la señal medida es siempre pequeña y en consecuencia es susceptible al ruido, el cual puede minimizarse si se reduce la velocidad de adquisición de registros (perfilaje) (900 pies/hora [271 m/hora] o 1800 pies/hora [549 m/hora]). El alejamiento del patín disminuye también la señal, a la vez que introduce un ruido sistemático que no puede evitarse disminuyendo la velocidad de adquisición. El límite de exactitud para la medición de Rxo se encuentra por encima de 10,000 ohm-m, aunque las imágenes con valores de resistividad inferiores a este valor aún son útiles para la interpretación estructural. El desarrollo permanente de ingeniería y la aplicación de un conjunto de mejores prácticas durante las operaciones de adquisición de registros y de perforación apuntan a mejorar el desempeño en condiciones marginales.

Así como los avances en tecnología óptica proveen amplificación lumínica para permitir la visión nocturna frente a condiciones de iluminación reducidas, la solución al desafío del lodo OBM requirió también un enfoque novedoso. Los científicos e ingenieros de Schlumberger desarrollaron una novedosa técnica basada en los principios ya probados de registros de resistividad, y produjeron el generador de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI. Esta nueva herramienta emplea el método de los cuatro terminales para medir la resistividad. Los cuatro patines de generación de imágenes de la herramienta inyectan en la formación una corriente alterna, I, entre dos electrodos inyectores de corriente ubicados por encima y por debajo de cinco pares de pequeños electrodos. Se mide una diferencia de potencial, δV, entre los electrodos de cada par. Para cada par de electrodos, se deriva una resistividad de zona invadida, Rxo, a partir del valor medido de δV, de una I conocida y del factor geométrico de la herramienta, k. Esto puede describirse mediante la ecuación Rxo= k(δV/I) (izquierda). En lodos no conductivos, los puntos de contacto eléctrico entre los patines de generación de imágenes—específicamente los electrodos de corriente y los pares de electrodos—y las paredes del pozo son puntos de alta impedancia. Esta impedancia de contacto se origina en la delgada película de lodo de alta resistencia y revoque de filtración que se encuentran entre el patín y la

formación. Lo que comienza como una diferencia de potencial de cientos de voltios en el electrodo inyector, disminuye a sólo una fracción de milivoltio en los pares de electrodos. La ejecución de esta sutil medición, simultáneamente con la generación de los altos voltajes requeridos resultó ser un obstáculo técnico difícil. El equipo de desarrollo de la herramienta OBMI diseñó e implementó exitosamente un exclusivo patín de generación de imágenes y su electrónica asociada para despejar esta dificultad. Hoy en día, se adquieren imágenes de alta calidad en lodos no conductivos por encima de una amplia gama de valores de Rxo—de 0.2 a más de 10,000 ohm-m—cuando el alejamiento de los patines de electrodos de la pared del pozo (standoff) se mantiene dentro de ciertos límites.15 El modelado matemático, los experimentos de laboratorio y las pruebas de campo de la herramienta OBMI contribuyeron a definir la sensibilidad de la herramienta respecto del alejamiento (arriba). La sensibilidad al alejamiento se incrementa a medida que Rxo decrece, y secundariamente, a medida que la resistividad del lodo, Rm se incrementa. 14. La herramienta UBI de Schlumberger opera en dos frecuencias: 250 kHz o 500 kHz. La frecuencia menor—250 kHz—tiene mayor penetración a través de lodos pesados, una menor resolución, y se utiliza para la generación de imágenes en lodos pesados. 15. El alejamiento (standoff) se define como la distancia entre la superficie externa del sensor de una herramienta de registro y la pared del pozo.

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Orientación relativa grados Presión del patín OBMI –20 porcentaje Calibre 2 6 pulgadas Rayos gamma 0 API Desviación Acelerómetro de grados alta resolución, 0 Calibre 1 Eje Z, m/s2 9 11 6 pulgadas –40

360 130 16 0 150 0 100 0 16 0

Impedancia Patín D kohm Impedancia Patín C kohm Impedancia Patín B kohm Impedancia Patín A kohm

1000

0.1

1000

0.1

1000 1000

Imagen LQC OK Señal débil

Saturación Despegue

0.1 0.1

Botón (electrodo) No. 3 Patín D del OBMI ohm-m Botón (electrodo) No. 3 Patín C del OBMI ohm-m Botón (electrodo) No. 9 Patín B del OBMI ohm-m Botón (electrodo) No. 3 Patín A del OBMI ohm-m

10,000 10,000 10,000

Imagen OBMI

10,000

849

850

851

> Control de calidad del registro OBMI. La pantalla del control de calidad del registro (LQC, por sus siglas en inglés) OBMI identifica intervalos de datos poco confiables. De izquierda a derecha: En el carril de profundidad, la curva del acelerómetro muestra atascamiento de la herramienta. En el Carril 1, la curva del calibre muestra rugosidad del pozo, y la curva de presión del patín indica que el operador de la herramienta debió reducir la presión del patín para evitar el atascamiento de la herramienta, o incrementar la presión del patín para mejorar el contacto del mismo. En el Carril 2, la impedancia del inyector indica el alejamiento de los cuatro patines. En el Carril 3, se muestra un sombreado de LQC codificado por colores para cada patín. El color verde indica un aislamiento adecuado; el amarillo indica poco aislamiento, lo que ocasiona una señal débil, y el rojo indica la presencia de un aislamiento excesivo, o flotación del patín. El Carril 4 presenta la resistividad de un electrodo en cada patín, y el Carril 5 muestra la imagen OBMI.

En un típico lodo no conductivo, por ejemplo, donde Rxo es igual 10 ohm-m, un alejamiento de 1.3 cm [0.5 pulgadas] puede comenzar a degradar la calidad de la imagen, pero si Rxo es menor que 1 ohm-m, la degradación puede producirse con una separación de 0.64 cm [0.25 pulgadas].16 El alejamiento excesivo del patín de la pared de un pozo rugoso o el contacto pobre del patín aparece en las imágenes como áreas de alta resistividad y se muestran en blanco. Las lecturas anómalas causadas por un alejamiento excesivo son detectadas por el programa de computación de la herramienta y se indican en una pantalla que da cuenta de la calidad de los registros, la cual se presenta con las imágenes (arriba). Los cinco pares de electrodos en cada uno de los cuatro patines de la sonda OBMI entregan cinco píxeles por patín de generación de imágenes. El tamaño del píxel es igual al espacio entre los electrodos en cada par; en este caso, un píxel de 1.0 cm por 1.0 cm [0.4 pulgada2]. La resolución vertical de la herramienta es de 3.0 cm [1.2 pulgada] y se define como la capa más delgada cuyo espesor puede medirse. La herramienta OBMI responde a capas y rasgos menores a 3.0 cm, pero no puede determinar con precisión su espe-

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sor (página siguiente). La resolución vertical de 3.0 cm de la herramienta OBMI se ubica entre las resoluciones de las herramientas FMI y RAB.17 La herramienta OBMI, sin embargo, es el único dispositivo de generación de imágenes de microrresistividad disponible para lodos no conductivos. La nueva herramienta brinda también datos cuantitativos de Rxo de alta resolución con un error máximo de 20% en zonas cuyo espesor es mayor a 25 cm [10 pulgadas] y donde Rxo varía de 1 ohm-m a 10,000 ohm-m. Más allá de este rango de resistividad, las imágenes aún son útiles para mostrar la geometría correcta y el contraste relativo de los objetos, pero la medición de resistividad se hace menos confiable.18 Frente a límites de capa muy marcados, los resultados de la herramienta OBMI pueden sufrir distorsiones y efectos de capas adyacentes; como ocurre con los procesadores de imágenes de microrresistividad convencionales y de lateroperfil, pero por razones que surgen de distintos principios de medición.19 La gravedad de la distorsión depende del espesor del estrato, del contraste de resistividad entre la capa delgada cuya imagen se ha generado y de las capas adyacentes, y de si la capa delgada es más resistiva o

más conductiva que la capa adyacente. En el caso de una capa delgada de 3 cm rodeada por dos capas adyacentes equivalentes, un contraste de resistividad bajo de capa delgada a capa adyacente de 3:1 o 1:3, produce una Rxo de buena calidad. Para contrastes de resistividad más elevados de capa delgada a capa adyacente (10:1 y superiores) se observan distorsiones que afectan el valor de Rxo medido tanto para la capa delgada como para las capas adyacentes. Estos efectos se producen hasta una distancia de 25 cm de la capa delgada debido a que el espaciamiento entre los electrodos inyectores es de 25 cm. Cuando la capa delgada es conductiva y las capas adyacentes son resistivas, los contrastes más elevados generan menos distorsión que cuando la capa delgada es más resistiva que la capa adyacente (página siguiente). Si bien la distorsión puede afectar el espesor medido de las capas delgadas e introducir pequeños errores en el análisis de las mismas, la sonda OBMI ha surgido como la herramienta operada a cable más precisa para efectuar un conteo total de arenisca en lodos no conductivos.

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Una cuestión de interpretación La herramienta OBMI provee la resolución necesaria para el análisis estructural detallado. El análisis estratigráfico a mediana y a gran escala también es posible, lo cual permite caracterizar paquetes de estratificación más gruesos y más continuos que representan la sedimentación en una variedad de ambientes.20 Sin embargo, la capacidad de la herramienta para suministrar el detalle necesario para interpretar completamente pequeños rasgos en o cerca de la pared del pozo, depende del tamaño del objeto. Por ejemplo, la imagen de una concreción generada por una herramienta OBMI debería tener al

menos un diámetro de 3 cm para una estimación adecuada de su tamaño.21 Rasgos más pequeños, tales como estratificación fina y estratificaciones onduladas de pequeña escala pueden no ser detectados.22 La herramienta OBMI permite detectar fracturas y determinar su orientación. Sin embargo, como la medición se efectúa en lodos no conductivos, diversos factores afectan el análisis de la fractura. Al igual que con otros dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad, las mediciones de resistividad OBMI se muestran como una imagen que utiliza colores más claros para resistividades más elevadas, y colores más

Respuesta frente a una capa de 3 cm—Rt de las capas adyacentes = 1 ohm-m

Resistividad medida, ohm-m

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Rcapa delgada = 3 ohm-m Rcapa delgada = 10 ohm-m Rcapa delgada = 30 ohm-m 10-1 -10

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0 2 Distancia, pulgadas

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Respuesta frente a una capa de 3 cm—Rt de las capas adyacentes = 10 ohm-m

Resistividad medida, ohm-m

101

100

Rcapa delgada = 3 ohm-m Rcapa delgada = 1 ohm-m Rcapa delgada = 0.3 ohm-m 10-1 -10

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-2

0 2 Distancia, pulgadas

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> Respuesta modelada de la herramienta OBMI a través de una capa delgada de 3 cm de espesor. La parte superior de la gráfica muestra la respuesta de la herramienta OBMI para tres diferentes resistividades de una capa delgada, cuando la resistividad de las capas adyacentes es de 1 ohm-m. La parte inferior de la gráfica muestra la respuesta de la herramienta OBMI para tres diferentes resistividades, cuando la resistividad de las capas adyacentes es de 10 ohm-m. Ambas gráficas muestran cierta distorsión en la respuesta de la herramienta OBMI lejos de la capa delgada. Estos efectos de las capas adyacentes pueden observarse hasta una distancia igual al espaciamiento entre los electrodos inyectores; esto es a 25 cm de la capa delgada.

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oscuros para resistividades menores. En lodos conductivos, una fractura abierta rellena con lodo es conductiva y se ve oscura, mientras que una fractura cerrada, que habitualmente está más llena de minerales resistivos que conductivos, aparecerá clara. Sin embargo, una fractura abierta llena de lodo no conductivo es resistiva y aparece en color blanco, lo cual dificulta la diferenciación entre las fracturas abiertas y las cerradas. Aunque es menos frecuente, las fracturas que aparecen oscuras en las imágenes OBMI indican la presencia de minerales conductivos; por ejemplo, arcillas o pirita. Tales fracturas se interpretan como inactivas, que no permiten el flujo de fluidos. 16. Cheung P, Pittman D, Hayman A, Laronga R, Vessereau P, Ounadjela A, Desport O, Hansen S, Kear R, Lamb M, Borbas T y Wendt B: “Field Test Results of a New OilBase Mud Formation Imager Tool,” Transcripciones del 42do. Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo XX. 17. Cannon D y Kienitz C: “Interpretation of Asymmetrically Invaded Formations with Azimuthal and Radial LWD Data,” Transcripciones del 40mo. Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, Oslo, Noruega, 30 de mayo al 3 de junio de 1999, artículo G. Cryer J, Ford G, Grether B, Hartner J y Waters D: “Dip Interpretation from Resistivity at Bit Images (RAB) Provides a New and Efficient Method for Evaluating Structurally Complex Areas in the Cook Inlet, Alaska,” artículo de la SPE 54611 presentado en la Reunión Regional Occidental de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA, 26 al 28 de mayo de 1999. Bonner S, Bagersh A, Clark B, Dajee G, Dennison M, Hall JS, Jundt J, Lovell J, Rosthal R y Allen D: “A New Generation of Electrode Resistivity Measurements for Formation Evaluation While Drilling,” Transcripciones del 35to. Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, Tulsa, Oklahoma, EUA, 19 al 22 de junio de 1994, artículo OO. 18. Cheung et al, referencia 16. 19. Una capa adyacente es una capa de formación por encima o por debajo de la capa que está siendo medida con una herramienta de adquisición de registros. El término se emplea en los registros de resistividad para describir las capas que están por encima o por debajo de un yacimiento. El término se usa más frecuentemente para pozos verticales, y se deriva de la imagen típica de la respuesta del registro de resistividad de un yacimiento: un yacimiento de elevada resistividad con dos lutitas de baja resistividad por encima y por debajo del yacimiento. El término también puede utilizarse en pozos horizontales, si bien en este contexto el término capa circundante es más común. 20. Para un panorama general de los ambientes sedimentarios, consulte: Serra, referencia 8. Para una revisión más detallada de los ambientes sedimentarios, consulte: Scholle PA y Spearing D: Sandstone Depositional Environments. Tulsa, Oklahoma, EUA: Sociedad Norteamericana de Geólogos de Petróleos, 1982. 21. Una concreción es una masa compacta de mineral, generalmente esférica o de la forma de un disco, incrustada en otra roca de distinta composición. Las concreciones se forman por precipitación de minerales (en general un carbonato como la calcita, pero a veces un óxido o hidróxido de hierro, como goetita, o una forma microcristalina o amorfa de silicio) alrededor de un núcleo, tal como una lámina o un trozo de concha o de hueso. Su tamaño varía de un diámetro de unos pocos centímetros a 3 m [9.8 pies]. Se forman durante la diagénesis del depósito, generalmente poco después de que el sedimento que la encierra haya sido enterrado. 22. Las estratificaciones onduladas son ondulaciones en la superficie sedimentaria producidas a medida que el viento o el agua circulan y depositan arenisca.

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Además, los dispositivos estándar de generación de imágenes de microrresistividad en fluidos conductivos detectan fracturas conductivas en formaciones resistivas sin dificultad. Lo opuesto sucede cuando se generan imágenes con la herramienta OBMI en fluidos no conductivos, donde las fracturas, tanto naturales como inducidas, se identifican con más facilidad en formaciones conductivas tales como las lutitas. Los pozos de los yacimientos carbonatados fracturados de la cuenca profunda de Anadarko en Oklahoma, EUA, enfrentan un ambiente rigu-

roso para adquirir incluso los registros más básicos. Los lodos base aceite, utilizados para mejorar la eficiencia de la perforación en esta cuenca, dificultan los intentos por generar imágenes de la formación. La herramienta OBMI se utilizó en un pozo para registrar las calizas Hunton y Sycamore a fin de determinar el echado estructural e identificar rasgos estructurales y fracturas naturales. Se identificó un intervalo extensamente fracturado en la sección Hunton y se determinó la orientación de la tendencia del sistema principal de fracturas. Dado que tanto las fracturas abiertas

como las mineralizadas son resistivas en lodos OBM y SBM, otros métodos, incluyendo otros registros, ayudaron a dilucidar que las fracturas de la caliza Hunton están rellenas de calcita. Unos metros más arriba se identificó y orientó una falla normal no observada en las imágenes sísmicas. Además, se observó un cambio de echado a través del plano de falla (abajo). La herramienta OBMI inyecta corrientes eléctricas dentro de la formación que fluyen casi paralelamente a la pared del pozo. Por lo tanto, las diferencias de voltaje medidas en esa direc-

Límite de la capa, orientación norte Flechas Desviación del pozo 0 grados 20

Fractura resistiva, orientación norte Falla, orientación norte

Rayos gamma 0 API 200 Calibre 1 0 4 pulgadas 14

Orientación norte 120

240

360

0

Resistivo

120

240

360

Imagen OBMI dinámica

Imagen OBMI estática

Calibre 2 4 pulgadas 14 Conductivo

Echado real de los límites de la capa Echado real de la fractura resistiva

Orientación norte

Prof. pies

Conductivo

Resistivo

0

Echado real de la falla 90 grados

XX770

Falla normal

XX780

Muy fracturada

XX820

> Fracturas naturales detectadas por la herramienta OBMI. En este pozo profundo en la cuenca Anadarko, la herramienta OBMI identifica claramente las fracturas naturales y suministra sus orientaciones. La imagen de la izquierda es la procesada estáticamente para detectar los cambios mayores a través del intervalo total registrado. La imagen de la derecha es la imagen procesada dinámicamente para visualizar pequeños rasgos dentro del intervalo registrado. Las fracturas resistivas son más difíciles de detectar en la caliza resistiva Hunton. También se identificó una falla normal en la parte superior del pozo.

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Oilfield Review

Resistividad A010 Flechas 0.2 ohm-m 20 Desviación A020 del pozo 0 grados 40 0.2 ohm-m 20 Calibre 1 A030 6 pulg 16 0.2 ohm-m 20 A060 Calibre 2 0.2 ohm-m 20 6 pulg 16 Rayos gamma Prof. A090 20 API 120 pies 0.2 ohm-m 20

Porosidad neutrón 0.6 pies3/pies3 0 Porosidad de densidad 0.6 pies3/pies3 0

Imagen OBMI estática

Factor fotoeléctrico 0 10

Imagen OBMI dinámica

Echado real del límite de la capa Echado real de las fracturas de deshidratación 0 grados 10

X880

X881 Estratificación de la formación X882

X883

X884

Fracturas de deshidratación

X885

X886

X887

> Fracturas de deshidratación de las lutitas en imágenes OBMI. Las fracturas de deshidratación (sinusoides interpretadas en el carril de la imagen OBMI dinámica), pueden enmascarar la estratificación de la formación, dificultando el cómputo automático de los echados. En las lutitas, la complejidad del cómputo de echados en lodos SBM y OBM a partir de las imágenes OBMI es evidente, lo cual acentúa la importancia de optar por computar los echados manualmente a partir de imágenes más claras.

ción permiten determinar la resistividad de la formación. En teoría, si los límites de la capa o las fracturas se orientan en forma paralela al pozo, la caída de voltaje en la dirección del mismo sería la misma independientemente de la resistividad de la formación. En consecuencia, las capas o fracturas que mantienen un echado alto respecto del pozo pueden ser indetectables o difíciles de observar. En la práctica, sin embargo, la nueva herramienta ha tenido pocas dificultades para generar imágenes tanto en fracturas como en estratificaciones con echados aparentes de hasta 80 grados respecto del pozo. Por otro lado, la apertura de la fractura no es tan fácil de cuantificar. La gran mayoría de las fracturas observadas en las paredes del pozo tienen aperturas significativamente menores que el ancho del píxel de la herramienta OBMI. Por esta causa, la apertura de la fractura no puede observarse directamente. Para las imágenes OBMI, aún no se ha desarrollado un método para el análisis cuantitativo de la apertura de

fracturas, similar al usado en lodos conductivos con los datos del FMI o del FMS. A medida que se dispone de más imágenes OBMI, se manifiestan los desafíos especiales de interpretación asociados con los lodos OBM. Por ejemplo, la deshidratación de las lutitas por parte de los lodos OBM y SBM lleva al fracturamiento o a la separación de las estratificaciones de lutitas. Estas grietas son invadidas por lodo no conductivo y, por lo tanto, aparecen como eventos brillantes en las imágenes OBMI (arriba). Contrariamente a las fracturas inducidas por los esfuerzos, las causadas por la deshidratación de arcilla—particularmente esmectita—se producen en agrupamientos de alta densidad y oscurecen la estratificación de la formación en las imágenes alrededor de toda la circunferencia del pozo. Esto puede dificultar notablemente la interpretación geológica de los datos de las imágenes. Un registro de la herramienta de echados puede proporcionar echados de buena calidad, pero muy engañosos debido a la presencia de fracturas por deshidratación.

Estas fracturas se han detectado en núcleos y pueden explicar la separación comúnmente observada entre los registros de inducción profunda y somera. Hasta ahora ha resultado difícil saber si estas fracturas se encontraban en la pared del pozo, porque no afectaban los registros acústicos. Por este motivo, las fracturas de deshidratación tienden a ser finas y poco profundas, y al rellenarlas con un fluido muy resistivo, se vuelven detectables mediante dispositivos de resistividad. Cuando los operadores no pueden dejar de usar lodos OBM o SBM, pero aún requieren imágenes de alta resolución, como las de la herramienta FMI, pueden recurrir a un fluido de perforación alternativo. El sistema SIGMADRIL, un lodo OBM conductivo, diseñado por M-I L.L.C. ofrece las ventajas de los fluidos base aceite y las propiedades eléctricas de los sistemas de lodo conductivos. El análisis estratigráfico de pequeña escala, el análisis cuantitativo de fracturas y otras técnicas de evaluación de formaciones antes limitadas sólo a pozos conductivos ahora son posibles con el uso de este nuevo lodo (véase “Un lodo base aceite diseñado para la generación de imágenes,” página 16). Generación de imágenes en pozos de aguas profundas Dado el enorme costo de perforar, terminar y producir pozos en las grandes profundidades oceánicas, la importancia de tomar la decisión correcta y hacerlo bien la primera vez aquí no tiene precedentes. Las pruebas a través de la tubería de perforación (DST, por sus siglas en inglés) y las de producción, conllevan riesgos ambientales y enormes costos en áreas de aguas profundas, lo cual las hace indeseables. Los operadores tratan de maximizar su visión inicial del yacimiento a la vez que pretenden minimizar su exposición al riesgo. La necesidad de datos de evaluación de formación e interpretaciones precisas de alta calidad y en el momento adecuado, nunca ha sido mayor que en las actuales operaciones en aguas profundas. La mayoría de los pozos de aguas profundas, incluyendo los del Golfo de México estadounidense y los de las cuencas de aguas profundas en la costa occidental de África, se perforan utilizando lodos sintéticos. Esto limita seriamente las opciones disponibles para la generación de imágenes de la pared del pozo. La herramienta OBMI ha sido extensamente utilizada en estas áreas, y se ha probado en aplicaciones significativas que ayudan a ingenieros y geólogos a evaluar los yacimientos de aguas profundas. Más de la mitad de la producción de petróleo en el Golfo de México estadounidense procede ahora de áreas situadas en aguas profundas. Se espera que hacia fines de 2005, dos tercios de la (continúa en la página 18)

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Un lodo base aceite diseñado para la generación de imágenes

Los sistemas de lodo base aceite se desarrollaron para mejorar el desempeño durante la perforación respecto de sus contrapartes base agua. Las mayores velocidades de penetración y la mejor estabilidad del pozo, la inhibición de las lutitas y la mejor lubricidad que ofrecen los

fluidos base aceite, con frecuencia, los convierten en la única opción técnica y económica viable para aplicaciones exigentes tales como las de los pozos de alcance extendido, los de aguas profundas, y los pozos de alta temperatura y alta presión.

Tubería metálica Herramienta FMI Pozo Capas de grava Baja resistividad Alta resistividad

Barrera de PVC

Baja resistividad

Salmuera

OBM

Fluido SIGMADRIL

> Pozo de prueba en Meaux, Francia. Para probar la respuesta de la herramienta FMI en tres fluidos diferentes, que incluían salmuera, OBM y lodo conductivo base aceite SIGMADRIL, se utilizó un pozo de 10 m [32.8 pies] de largo y 8 pulgadas de diámetro construido con una desviación de 60º. Para simular las capas de la formación, se utilizaron cinco capas de cemento de distintas resistividades. Las capas superior e inferior estaban compuestas de concreto de construcción de alta resistividad. Las tres capas intermedias de cemento se componían de una capa central de alta resistividad rodeada por dos capas de baja resistividad. Además, en las bases de la capa superior de baja resistividad y de la capa intermedia de alta resistividad, se emplazaron capas de 5 cm [2 pulgadas] de grava de resistividad más elevada. El lodo OBM impidió la generación de imágenes utilizables mediante la herramienta FMI. La prueba demostró que el lodo SIGMADRIL permitió obtener imágenes de alta calidad que identificaron tanto las delgadas capas resistivas de grava como los quiebres sutiles observados tanto en el centro de la capa resistiva como en el centro de la capa menos conductiva, indicando dónde dichas capas fueron colocadas en dos etapas distintas.

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Los ingenieros y geocientíficos, a menudo, usan imágenes de microrresistividad para comprender las características de los yacimientos y para evaluar la capacidad productiva de un campo. Históricamente, los fluidos de perforación base agua eran la única opción para obtener registros de imágenes de la formación de alta calidad mediante técnicas de microrresistividad. La baja resistividad del lodo, del revoque de filtración y del filtrado de los fluidos de perforación conductivos base agua, permite el retorno de una señal eléctrica potente desde la formación, generando en consecuencia registros de mayor claridad. Por otra parte, el fluido contaminado con petróleo, el revoque de filtración y el filtrado de los fluidos convencionales de emulsión inversa—agua en una fase continua de petróleo—crean una barrera resistiva que bloquea la corriente eléctrica, lo cual da como resultado una imagen con defectos. En respuesta a tal dilema, M-I L.L.C. y Schlumberger se embarcaron en un programa de investigación de cinco años que llevó al desarrollo conjunto del fluido de perforación base aceite conductivo, el sistema SIGMADRIL. El lodo SIGMADRIL emplea una fase continua eléctricamente conductiva que produce lodo, revoque de filtración y filtrado conductivos. El resultado es un fluido que brinda las características de desempeño de la perforación de los lodos base aceite, con la calidad de adquisición de registros de la formación de un fluido de perforación base agua. El ambiente de pozo conductivo producido por este nuevo lodo permite generar las imágenes de microrresistividad de alta calidad que normalmente se asocian con los sistemas de lodo base agua. Pruebas extensivas realizadas en el pozo de pruebas de Schlumberger en Meaux, Francia, ayudaron a producir un sistema de lodo que se ajusta de manera ideal a las operaciones del generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI (izquierda). El sistema contiene un paquete de químicos patentados y registrados que hacen que la fase continua de petróleo sea conductiva sin desestabilizar la emulsión. El sistema está formulado para una filtración mínima mediante la incorporación de un paquete exclusivo de control de fil-

Oilfield Review

tración que contiene un aditivo polimérico soluble no acuoso y un aditivo de ésteres líquidos. Las propiedades del fluido de perforación SIGMADRIL son idénticas a las de un típico sistema base aceite o sintético, salvo por su conductividad eléctrica que permite el uso de ciertos dispositivos de resistividad. El sistema se desplegó por primera vez en un pozo altamente desviado en el sector noruego del Mar del Norte, donde el objetivo primario era obtener datos geológicos detallados, incluyendo echados estructurales y sedimentarios, así como información sobre fallas y fracturas. Se escogió la herramienta FMI como el único dispositivo capaz de proveer los resultados de resolución y cobertura perimetral del pozo requeridos con el mínimo riesgo para la calidad de los datos. La sección de interés, sin embargo, contenía lutitas altamente reactivas que hacían extremadamente riesgosa la perforación con un sistema de fluidos base agua, con el probable resultado de la pérdida del pozo. El operador desplazó el sistema original de lodo con fluido SIGMADRIL en la sección de interés de 81⁄2 pulgadas de diámetro y lo utilizó para perforar hasta una profundidad final de 4755 m [15,599 pies]. El lodo SIGMADRIL demostró ser un sistema de fluido estable y de fácil mantenimiento, que se comportó como cualquier otro fluido de perforación base aceite de alta calidad. Las problemáticas lutitas se perforaron sin tiempos improductivos relacionados con el fluido. Se perforó el intervalo sin problemas, 41⁄2 días antes de lo previsto, lo que dio como resultado ahorros de 1.5 millón de dólares estadounidenses. La calidad de las imágenes de la formación y la interpretación geológica detallada fue tan buena, y en ciertos casos aún mejor, que las logradas con fluidos de perforación base agua (derecha). Se obtuvieron imágenes interpretables de alta calidad en formaciones de resistividad tan baja como 2 ohm-m. Esta resolución permitió al operador definir claramente el yacimiento, reduciendo el costo del desarrollo futuro. En un segundo pozo del Mar del Norte noruego se registraron resultados similares.

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En la actualidad, M-I L.L.C.. está realizando una prueba de campo con la segunda versión del sistema base aceite. El lodo conductivo base aceite SIGMADRIL II está diseñado para ser un 50% más conductivo que su predecesor. Esto mejora aún más la calidad de las imágenes de microrresistividad, a la vez que abre la puerta a

dispositivos LWD de generación de imágenes de resistividad, tales como el módulo de Resistividad GeoVISION GVR. En la prueba de campo inicial del lodo, que aún está en marcha, la calidad de las imágenes GVR fue excelente, y en el pozo no se experimentó problema alguno de perforación relacionado con el lodo.

Imagen FMI estática

Imagen FMI dinámica

Falla pequeña

1 pie

> Imágenes FMI en lodo conductivo base aceite SIGMADRIL. Las imágenes de este pozo del Mar del Norte noruego demuestran la calidad y el detalle de las imágenes en el lodo SIGMADRIL. En este caso, los datos del registro FMI indican una pequeña falla y capas delgadas.

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Resistividad A010 Flechas, 0.2 ohm-m 200 Desviación A020 del pozo 0.2 ohm-m 200 0 grados 40 Calibre 1 A030 Porosidad 6 pulgadas 16 0.2 ohm-m 200 neutrón A060 Calibre 2 0.6 pies3/pies3 0 0.2 ohm-m 200 6 pulgadas 16 Porosidad Imagen OBMI estática A090 Rayos gamma Prof. de densidad 20 API 120 pies 0.2 ohm-m 200 Imagen del núcleo 0.6 pies3/pies3 0 Conductivo Resistivo

XX000

XX001

Superficie de erosión en imagen OBMI

XX002 Superficie de erosión en foto del núcleo

> Imágenes OBMI de una superficie de erosión basal. Las imágenes OBMI de una herramienta de pruebas de campo anterior detectaron esta abrupta superficie erosional (flechas) en este pozo de aguas profundas. La superficie de erosión fue confirmada mediante exámenes del núcleo. La fotografía del núcleo se muestra en el Carril 3.

producción—cerca de 2 millones B/D (318,000 m3/d)—proceda de estas áreas.23 Las áreas bajo la sal en aguas profundas con perspectivas petroleras han generado enorme interés. Habitualmente, los yacimientos bajo la sal son difíciles de detectar, de definir y de caracterizar mediante imágenes sísmicas, debido a que mucha de esta energía sísmica se pierde en los límites de la estructura salina y no permite generar imágenes de los estratos bajo la sal.24 La sal también dispersa la energía sísmica, lo que dificulta más la generación de imágenes sísmicas cuando se recurre a modelos que utilizan trayectorias rectilíneas. La herramienta OBMI permite a los geólogos de aguas profundas descubrir detalles estructurales e identificar características importantes tales como fallas y capas volcadas, brindando mayor claridad a aquellas secciones complejas donde el procesamiento tradicional de imágenes sísmicas puede resultar ambiguo. Las cuencas de

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interés exploratorio en el Golfo de México presentan estructuras complejas y fallas por debajo de la acumulación salina en los estratos plegados del Jurásico Superior, a través de una sección del Mioceno. Mediante imágenes OBMI, un operador de aguas profundas confirmó la presencia de una falla normal que no había sido detectada previamente en imágenes sísmicas. La falla representaba un rasgo estructural significativo con 150 m [500 pies] de salto (rechazo) vertical. Fallas como ésta entorpecen los esfuerzos de desarrollo durante la perforación de pozos de producción laterales, y pueden reducir las reservas recuperables si el yacimiento está formado por compartimentos. El marco estructural mejorado que se deriva de las interpretaciones de las imágenes OBMI puede incorporarse a los modelos utilizados en el reprocesamiento sísmico, lo que ayuda a definir la extensión del yacimiento y la futura estrategia de desarrollo.

Así como los primeros dispositivos de generación de imágenes de resistividad revolucionaron el análisis estratigráfico en lodos WBM, la herramienta OBMI permite a los operadores de aguas profundas examinar las características estratigráficas y la estratificación interna en lodos no conductivos. Las imágenes OBMI permiten evaluar secuencias estratificadas, el carácter de la estratificación y los cambios abruptos en la sedimentación. En un pozo de aguas profundas, un operador del Golfo de México utilizó la herramienta OBMI e identificó una superficie de erosión basal que fue confirmada por un núcleo de diámetro completo (izquierda). En operaciones en aguas profundas, el costo de los sistemas de producción excede al de perforación de pozos en el campo. La selección y el diseño de estos sistemas de producción dependen mayormente del comportamiento del fluido producido. En estos casos, se debe minimizar la formación de sólidos de asfalteno y cera. Las muestras de fluidos, obtenidas con herramientas operadas a cable, tales como el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT, se analizan para determinar las propiedades del fluido. Sin embargo, cuando las muestras están contaminadas con más del 10% de filtrado de lodos OBM o SBM, la extracción de información crítica acerca de las propiedades del fluido de producción se torna muy dificultosa y pone en riesgo el aseguramiento de las condiciones de flujo.25 Se han utilizado imágenes de la herramienta OBMI para la selección de las profundidades de muestreo con la herramienta MDT, a fin de minimizar el porcentaje de contaminación con filtrado de lodos SBM y OBM en las muestras. En las areniscas de aguas profundas del Golfo de México, la selección de profundidades para la toma de muestras de fluidos utilizando registros convencionales, puede suministrar ubicaciones no óptimas de la herramienta MDT. Gracias a su resolución de 3 cm, la herramienta OBMI puede ayudar a identificar la ubicación y naturaleza de 23. Lyle D: “Deepwater Production Surges Higher,” Hart’s E&P 74, no. 8 (Agosto de 2001): 90. 24. Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y Woods R: “Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 50–64. 25. Andrews J, Beck G, Castelijns K, Chen A, Fadness F, Irvine-Fortescue J, Williams S, Cribbs M, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43. Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C, Denyer G, Mendonça JE, Theuveny B y Vise C: “Soluciones para la construcción de pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E, McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Soluciones submarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 2–19.

Oilfield Review

los límites de la capa—abrupto versus gradacional—mejor que con los registros tradicionales, lo cual facilita la determinación óptima de las profundidades de muestreo. Si se combina la información de los contactos de las capas a partir de los registros OBMI con los indicadores de producibilidad de la herramienta CMR, se pueden tomar muestras de las areniscas de alta permeabilidad de los puntos más cercanos a los límites de capas abruptos, lo que reduce los efectos del flujo esférico en la probeta de la herramienta MDT. Un mejor posicionamiento de la herramienta MDT mediante el uso de los registros OBMI y CMR, junto con tiempos de bombeo más extendi-

dos y el uso del Analizador Óptico de Fluidos OFA, han contribuido a que un operador reduzca sus niveles de contaminación de muestras del 10 a 20% a menos del 5% (abajo). Estos niveles reducidos de contaminación mejoran la caracterización de las propiedades del fluido y ayudan a asegurar el diseño óptimo de las instalaciones de producción y tratamiento en áreas de aguas profundas. Imágenes, núcleos y echados La experiencia reciente en el Golfo de México estadounidense ha demostrado que la medición con la herramienta OBMI es sólida. En comparación con los registros convencionales, esta nueva

Calibre 1 pulgadas 16 Calibre 2 6 pulgadas 16 Rayos gamma 20 API 120 Desviación del pozo 0 grados 10

0.2

6

Calibre 2 6

pulgadas pulgadas API

0.2 Prof. pies

0.2

20 Cruce 20 20

Porosidad neutrón 0.6 pies3/pies3

Imagen recta 0

0

Porosidad de densidad pies3/pies3 0 Conductivo 20 0.6

120 240 Imagen OBMI estática

360

Resistivo

Porosidad de densidad 16

0.6

Rayos gamma 20

0.2

20

16

Calibre 1 6

0.2

Resistividad A010 ohm-m A020 ohm-m A030 ohm-m A060 ohm-m A090 ohm-m

herramienta entrega resultados de alta calidad que correlacionan muy bien con los núcleos de diámetro completo, lo que permite hacer conteo de areniscas más precisos aún en capas delgadas para las estimaciones del espesor neto y, en consecuencia, de las reservas. Debido a que se trata de una herramienta de generación de imágenes, la sonda OBMI provee echados estructurales y estratigráficos más precisos, en comparación con los obtenidos con métodos más tradicionales. Las imágenes OBMI eliminan mucha de la ambigüedad de las interpretaciones de echados provenientes de datos procesados en pozos llenos de lodos no conductivos.

Resistividad profunda 120 Prof. pies 0.2

ohm-m

Vol/Vol

0

Porosidad neutrón 20 0.6

Vol/Vol

0

X070

X100

X080

X090

X100

Resultados del muestreo de fluidos con el probador MDT: Muestra de fluidos MDT asistida por datos OBMI Profundidad = X097.0 pies Tiempo de bombeo = 69.7 min Volumen de bombeo = 16.88 gal Contaminación con lodo SBM = 4.4% Muestra de fluidos MDT Profundidad = X108.1 pies Tiempo de bombeo = 77.0 min Volumen de bombeo = 11.28 gal Contaminación con SBM = 17.7%

X110

X120

X130

> Ajuste fino de las profundidades de muestreo de la herramienta MDT. Las imágenes OBMI permiten la diferenciación de tipos de límites de capas para la selección de puntos de muestreo de la herramienta MDT. Esto mejora las posibilidades de que se muestren rocas de mayor calidad, incrementando en consecuencia el volumen de las muestras de fluidos y reduciendo la contaminación de las mismas. La profundidad de muestreo MDT mayor (rombos rojos), X108.1 pies, se seleccionó sin la ayuda de la herramienta OBMI y la muestra tuvo un elevado porcentaje de contaminación con lodo SBM. La profundidad de muestreo (rombos verdes) menor, X097.0 pies, se seleccionó apoyándose en imágenes OBMI (Carril 4) y la muestra se tomó entre las laminaciones. Se obtuvo una mayor cantidad de muestra, más limpia y en menos tiempo que cuando no se utilizaron las imágenes OBMI. La cercanía a las láminas de baja permeabilidad reduce los efectos del flujo esférico, lo que permite una extracción más rápida de los fluidos de formación de la zona no invadida. Los resultados del probador MDT respecto de la contaminación de muestras han mejorado notablemente desde la introducción de nuevas técnicas y procedimientos.

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Calibre 2 pulg 16 Calibre 1 6 pulg 16 Rayos gamma Prof. 20 API 120 pies

Resistividad OBMI 0.2 ohm-m 20 Arenisca A010 Porosidad neutrón Conteo total de arenisca Limolita 0.2 ohm-m 20 0.6 pies3/pies3 0 Imagen OBMI A090 Porosidad de densidad Lutita o Conteo total Imagen 0.2 ohm-m 20 0.6 pies3/pies3 0 Conductivo Resistivo de núcleo arenisca con agua de limolita

XX82

264.30 49.47

XX83

264.10 49.34

XX84

263.70 49.18

XX85

263.24 48.87

XX86

262.87 48.69

6

> Generación de imágenes en lodos no conductivos. Las imágenes OBMI (Carril 4) se comparan favorablemente con las de núcleo (Carril 5) y mejoran el conteo total de arenisca (Carriles 6 y 7) en lodos no conductivos. Se pueden identificar capas tan delgadas como de 1.3 cm [0.5 pulgadas] de espesor, pero éste no puede cuantificarse hasta que no llega a 3 cm [1.2 pulgadas]; por ejemplo en XX84.0 pies. Además, se pueden identificar límites de capas planares y no planares, tal como el límite de capa no planar que se observa a los XX83.4 pies, tanto en el núcleo como en la imagen OBMI.

En el Golfo de México, los operadores han utilizado con éxito imágenes OBMI junto con mediciones de resistividad para caracterizar intervalos en los que no se han extraído núcleos, así como para definir las relaciones entre espesor total y espesor neto.26 Para evaluar el nivel de detalle provisto por la herramienta OBMI, se obtuvieron imágenes y núcleos de diámetro completo de una sección de areniscas del Pleistoceno. La correlación resultó excelente. Además, se identificaron capas delgadas de hasta 1.3 cm [0.5 pulgadas] de espesor (arriba). Se pueden observar capas delgadas tanto en el núcleo como en la imagen OBMI a los XX84 pies de profundidad. El núcleo muestra con claridad capas de lutita intercaladas con capas de arenisca. La herramienta OBMI, limitada a una resolución de 3 cm, sugiere que la lutita es limosa. Esto introduce pequeños errores en el cálculo de espesor neto, los cuales se tornan más significativos mientras más delgadas sean las capas del yacimiento. En las areniscas del Pleistoceno

del Golfo de México, se utilizó la resistividad OBMI en combinación con datos de núcleos laterales para mejorar la precisión del conteo de arenisca neta. El incremento de arenisca neta calculado fue de 15 m [50 pies] superior a lo indicado por el análisis de registros convencionales. Los cómputos automáticos de echados generalmente resultan beneficiosos para las compañías operadoras que requieren análisis estructurales de potentes secciones estratificadas. Estos cómputos suministran un marco estructural rápido de modo que las decisiones críticas pueden tomarse con celeridad. Sin embargo, en lodos no conductivos, los datos de la herramienta de medición de echados, a menudo, deben procesarse e interpretarse manualmente, lo que toma demasiado tiempo para suministrar respuestas oportunas a decisiones críticas. En un pozo del Golfo de México, se computaron echados estructurales con idénticos parámetros de procesamiento tanto para los datos OBDT

como para los datos OBMI adquiridos en el mismo intervalo de arenisca del Pleistoceno. En el procesamiento de los datos OBDT se utilizó un solo electrodo por patín, mientras que para procesar los datos OBMI se utilizaron tres electrodos por patín. El geólogo recibió tres veces más información de echados utilizables de la herramienta OBMI que de la OBDT. En algunas secciones las magnitudes y direcciones de los echados variaron en gran medida con respecto a las de la herramienta OBDT. La comparación de los datos OBDT con las imágenes OBMI demuestran con claridad cómo difieren las correlaciones de echados entre las herramientas (página siguiente). Los trazos sinusoidales computados que se muestran en cada imagen demuestran las ventajas de la claridad superior de las imágenes OBMI. Las imágenes mejoradas del pozo conducen a cómputos de echados más precisos y a interpretaciones estructurales más rigurosas. 26. Cheung et al, referencia 16.

20

Oilfield Review

Calibre 1 6

pulgadas

16

Calibre 2 6

pulgadas

16

Resistividad OBMI

Rayos gamma 20

0

API 120 Flechas Desviación del pozo grados 90

0.2

ohm-m AO10

Prof. pies

0.2

ohm-m

0.2

ohm-m

AO90

20

OBDT Orientación norte

OBMI Orientación norte Echado verdadero de OBMI

Orientación norte Orientación norte 0 grados 90 0 120 240 360 0 120 240 360 20 Echado verdadero de OBDT ODBDT OBMI Resistivo Conductivo Resistivo Conductivo 20 0 grados 90

X570

X575

X580

X950

X955

X960

> Echados computados a partir de datos OBDT y OBMI. La sección superior muestra que, en ciertos casos, los echados computados a partir de los datos de la herramienta OBDT son comparables a los correspondientes a la sonda OBMI (Carril 4). La sección inferior revela diferencias significativas. Los datos OBDT y las imágenes OBMI muestran diferencias considerables en la claridad de los dos juegos de datos. La claridad es crítica cuando se escogen sinusoides de echados en forma manual durante la interpretación de los datos.

Primavera de 2002

21

Estructuras complejas Ciertas provincias geológicas han sufrido intensos plegamientos, fallamientos y levantamientos a lo largo de su historia tectónica. La amplia generación de fallas de cabalgamiento (compresión, corrimiento) a lo largo de cinturones orogénicos ha creado trampas capaces de almacenar hidrocarburos, lo cual ha sido motivo de atracción para compañías operadoras que buscan explotar estos interesantes yacimientos. Las compañías que operan en estos cinturones plegados y cabalgados, a menudo dependen de sistemas de lodo no conductivos para llevar a cabo de manera exitosa programas de perforación exploratoria y de desarrollo. En estos emplazamientos estructurales, las lutitas reactivas al agua son particularmente problemáticas durante las operaciones de perforación, por lo que se toman todas las precauciones para minimizar los problemas de inestabilidad de las mismas. Los lodos OBM y SBM han resuelto exitosamente estos problemas. La utilización de lodos no conductivos ha dificultado la tarea de definición de la estructura con herramientas convencionales de medición de echados y generación de imágenes de la pared del pozo, y es exactamente en estos complicados emplazamientos tectónicos donde más se necesita una imagen general clara. Para el éxito de estas áreas prospectivas, es de fundamental importancia la comprensión de las geometrías y características estructurales que a menudo tienen altos echados, que son pequeñas y complicadas, y, por lo tanto, son un obstáculo para la generación de imágenes de sísmica de superficie interpretables. A esta complejidad se suman los yacimientos profundos parcialmente cabalgados que carecen de una respuesta sísmica clara. La herramienta OBMI ha tenido un efecto positivo en estas áreas al ayudar a las compañías a definir y refinar las geometrías estructurales en las cercanías del pozo. La nueva información de la herramienta OBMI se aplica al modelado geológico, lo cual mejora el control estructural y reduce el riesgo de exploración de estas áreas prospectivas. La herramienta OBMI ha sido ampliamente utilizada por compañías que operan en los pies de monte canadienses de Alberta, Canadá. Estos pies de monte son parte de un cinturón plegado y cabalgado más grande que se extiende a lo largo de las Montañas Rocosas. La compresión horizontal ha deformado las capas de rocas sedimentarias, de modo tal que los mantos de cabalgamiento realmente se superponen unos sobre otros, apilándose para formar geometrías complejas y repetidas o imbricados cabalgamientos duplex (página siguiente, arriba).27 Las imágenes sísmicas bidimensionales y tridimensionales son una importante

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fuente de información del subsuelo, pero el terreno montañoso a menudo complica el proceso de adquisición de datos. Por otro lado, las imágenes sísmicas de estructuras profundas intensamente falladas y plegadas se deben reforzar con información estructural detallada que proviene de un conocimiento preciso de los datos de echados y fallas geológicas cortadas por el pozo. En los lodos WBM, esto no sería un problema, pero esta región requiere el uso de lodos OBM para mitigar los problemas asociados con

la inestabilidad de las lutitas. Por estas razones, la herramienta OBMI se ha convertido en una parte esencial de los programas de evaluación de formaciones en los pies de monte canadienses. El Paso Oil y Gas Canada Incorporated, en conjunto con Suncor Energy, se han centrado en las rocas carbonatadas de la formación fracturada Turner Valley que se encuentran en la parte norte de los pies de monte de Alberta. Inicialmente, se perforó un pozo vertical primario con lodo OBM y se obtuvieron registros con la

Prof., m

1000

1500

Pozo primario

2000

2500

Falla de cabalgamiento

> Diagrama StrucView de la sección superior del pozo primario. Los datos OBMI (izquierda) fueron clave para la identificación de una importante falla de cabalgamiento (compresión, corrimiento) a 2800 m de profundidad. La trayectoria del pozo y los echados de la formación se muestran en una sección transversal (derecha).

Oilfield Review

27. Mitra S: “Duplex Structures and Imbricate Thrust Systems: Geometry, Structural Position, and Hydrocarbon Potential,” The American Association of Petroleum Geologists Bulletin 70, no. 9 (Septiembre de 1986): 1087–1112.

Primavera de 2002

Despegue superior 1

2

3

1 Despegue inferior

1

2

3

2

Tech o de l cab alga mie nto

2 1

3

Im bri cad o

herramienta OBMI, tanto en la sección superior como en la inferior. En una pasada, la herramienta OBMI detectó echados de la formación e identificó la presencia de una importante falla de cabalgamiento a 2800 m [9186 pies] de profundidad. Se examinó cuidadosamente la estratificación de la formación con la herramienta OBMI, y se utilizaron los echados para generar una sección transversal con el programa de generación de secciones transversales estructurales StrucView de GeoFrame (página anterior). La interpretación obtenida con la ayuda del programa StrucView se generó a través de la parte superior del pozo primario y concordó muy bien con las imágenes de la sísmica de superficie. La perforación se suspendió temporalmente para correr la herramienta OBMI a 3582 m [11,750 pies] y nuevamente a 3665 m [12,020 pies], debido a que la cima de la formación aparecía a 150 m por debajo del valor pronosticado. Utilizando la nueva información de echados y de datos sónicos, la compañía El Paso fue capaz de posicionar correctamente los datos de registro sobre la imagen sísmica tridimensional con sólo mover las cinco trazas sísmicas en la dirección echado arriba. Los datos de echados de alta confiabilidad de la zona que sobreyace al yacimiento Turner Valley indican que el pozo en realidad no había atravesado la cresta estructural y, por lo tanto, no se encontraba en una posición ideal para iniciar el pozo horizontal a lo largo del yacimiento. En general, los yacimientos fracturados mantienen una óptima productividad a lo largo de la cresta de estas estructuras debido a la presencia de fracturas de tensión abiertas. Los datos de la herramienta OBMI y las imágenes sísmicas corregidas fueron clave para diseñar la trayectoria del pozo desviado, desde el cual se podría perforar un pozo horizontal más efectivo a lo largo de la cresta estructural. Se corrió la herramienta UBI a través de la sección superior del pozo desviado; se escogió la herramienta UBI en lugar de la OBMI debido a que esta última no se encontraba disponible para dicha aplicación. Se adquirió suficiente información de echados durante esta carrera para confirmar la posición de la cresta estructural de este yacimiento. Se combinaron estos datos con los de la herramienta OBMI para construir otra sección transversal con la ayuda de la aplicación StrucView, incorporando el pozo primario y el desviado (derecha).

3

Piso del cabalgamiento

> Evolución de un sistema plegado y cabalgado. La formación de sistemas de pliegues duplex tiene como resultado estructuras complejas, altos echados y secciones repetidas. Las leyendas 1, 2 y 3 representan tanto los tiempos de la secuencia teórica como la ubicación física de las fallas de cabalgamiento que forman un sistema duplex. La falla superior es la más antigua y la falla inferior es la más joven.

Prof., m

Falla de cabalgamiento principal Pozo primario

3000 Falla de cabalgamiento secundaria

Falla de cabalgamiento principal

Pozo desviado

3500 Formación Turner Valley

> Diagrama de la aplicación StrucView para la sección inferior del pozo primario y del desviado. Los datos OBMI (izquierda) ayudaron a identificar la presencia de la falla de cabalgamiento superior principal y confirmaron la presencia de la falla de cabalgamiento secundaria. La falla de cabalgamiento inferior se encontraba debajo de la profundidad final del pozo y se identificó a partir de imágenes sísmicas. Los conjuntos de datos OBMI interpretados muestran incremento en la magnitud del echado en la proximidad de la falla de cabalgamiento principal que se encuentra más abajo, y los echados más pronunciados se observan en la falla de cabalgamiento principal (pozo desviado). Con toda la información disponible, se perforó el pozo desviado hacia la cresta estructural y éste quedó en una posición óptima para perforar el pozo horizontal de producción.

23

Prof., Echados computados manualmente 90 grados m 0

Imágenes OBMI

Imágenes UBI

3204

Estratificación

3205

Fracturas 3206

3207

3208

> Comparación entre imágenes OBMI e imágenes UBI. Las imágenes OBMI (Carril 1) proporcionan un cuadro detallado de los estratos de la formación (flechas). Las imágenes UBI (Carril 3) permiten identificar algunos estratos e indican que las fracturas naturales están abiertas.

Rayos gamma 0 API 150 Calibre 1 125 mm 375 Calibre 2 125 mm 375 Flechas Desviación del pozo Imagen OBMI Prof., m estática 0 grados 90

Imagen OBMI dinámica Rayos gamma 0 API 150 Calibre 1 125 mm 375 Calibre 2 125 mm 375 Flechas Desviación del pozo 0 grados 90

Imagen OBMI estática

Prof., m 0

Echados OBMI computados Echados computados por manualmente mínimos cuadrados grados 90 grados 90 0

X220

X200

X221

X400

X222

> Zona de fallas en los pies de monte canadienses. Una falla de cabalgamiento corre a través de la arenisca superior a X221 m (izquierda) y es la responsable de la sección repetida que se observa a X200 m (derecha). Se observa una falla en escalón a X320 m. Las imágenes OBMI permiten el cálculo manual de los echados (Carril 3), que es más preciso que el cómputo automático a partir de datos de la herramienta de medición de echados (Carril 4). Por otro lado, estas imágenes ayudan a identificar más claramente las fallas en la sección.

24

La gran proximidad que hay entre la parte superior del pozo desviado y el pozo primario, permitió la comparación de imágenes UBI con imágenes OBMI. Tanto los datos de la herramienta UBI de la porción superior del pozo desviado como los de la sonda OBMI del pozo primario adyacente al pozo desviado mostraron fracturamiento natural. Las imágenes UBI indicaron que las fracturas estaban abiertas, pero proporcionaron menos información sobre la estratificación de la formación, mientras que las imágenes OBMI revelaron un abundante detalle acerca de la estratificación (izquierda). Después de examinar todos los datos de echados estructurales en combinación con las imágenes sísmicas corregidas, la compañía El Paso pudo iniciar con confianza el pozo horizontal de producción. Tras fijar un revestidor intermedio, se perforó un tramo horizontal de 675 m [2215 pies] de longitud, el cual se completó con éxito en las secciones altamente fracturadas de la formación Turner Valley. En otra parte de los pies de monte canadienses, la herramienta OBMI ayudó a una compañía operadora a profundizar su conocimiento acerca de una estructura plegada y cabalgada complicada y repetitiva, lo cual ayudó a mejorar el potencial del campo. Perforados con lodos OBM, los pozos en este emplazamiento, por lo general, penetran dos yacimientos de areniscas del Cretácico. La arenisca superior es productiva cuando se fractura naturalmente por procesos de plegamiento y fallado que mejoran la permeabilidad de la zona. Es menos probable que la arenisca inferior produzca debido a que los cabalgamientos inferiores han sufrido menores desplazamientos y deformaciones, dando como resultado una menor permeabilidad y un menor mejoramiento de la porosidad como consecuencia de las fracturas naturales. Los echados precisos a través de estos mantos de cabalgamiento apilados, ayudan a computar el espesor verdadero de las areniscas, así como también la posición de las areniscas y de las fallas que las separan. Esta información permite que los geólogos determinen si se encuentra o no presente la sección repetida completa, a partir de la cual se puede evaluar de manera razonable el diseño, los riesgos y la economía del pozo desviado. Las herramientas de medición de echados convencionales raramente han proporcionado esta información esencial en los pies de monte canadienses (izquierda). El modelo geológico inicial para la arenisca inferior mostró un escenario de cabalgamiento simple con muy poco arrastre y magnitud de echado mínimo que, en términos generales, era equivalente al echado regional. Las imágenes

Oilfield Review

sísmicas caracterizaron exitosamente los estratos con echados pequeños, pero no eran del todo claras cerca de las fallas y de los pliegues. Debajo de la falla superior, el flanco invertido muestra grandes magnitudes de echados de la formación y un intenso fracturamiento, lo cual dificulta la interpretación precisa de los datos sísmicos y de los echados. Sin una imagen coherente, se supuso que la segunda arenisca sería continua, inclinándose moderadamente debajo de la falla superior, y que se trataba de un yacimiento de baja calidad. A partir del trabajo realizado con las imágenes OBMI, la compañía operadora y Schlumberger reconocieron que un pliegue de gran importancia se extendía hacia la falla de cabalgamiento superior y que la segunda arenisca, ahora invertida, constituía una nueva zona de interés productivo (abajo). A diferencia de las segundas ocurrencias de areniscas en pozos típicos, la arenisca altamente fracturada del Cretácico dentro del flanco invertido da origen a un excelente yacimiento, aumentando la producción del campo y las estimaciones de reservas. El modelo geológico utilizado en la exploración y en el desarrollo del campo cambió fundamentalmente de una estructura de cabalgamiento simple a un modelo complicado; pero más preciso, que implica un evento de plegamiento inicial, seguido por una serie de fallas de cabalgamiento y fallas relacionadas. El campo Potato Hills en la cuenca Arkoma de Oklahoma, EUA, ejemplifica cómo se combinan las fallas de cabalgamiento, plegamiento y fracturamiento para crear un campo extremadamente prolífico. El campo tiene tres años de antigüedad

2

Referencia: verdadera

Datos en Prof., bruto pies 0 90

Pozo

11,000

> Sección transversal generada con la aplicación StrucView del flanco superior de un pliegue invertido en el campo Potato Hills. Los echados computados manualmente del registro OBMI (Carril 1) se ingresaron a la aplicación StrucView y permitieron la visualización de esta estructura. GHK actualmente considera que este yacimiento es más amplio y con menos compartimentos de lo que se pensaba anteriormente.

y es propiedad de la empresa The GHK Company. El mismo ha producido 92,000 MMpc [2600 millones de m3] de gas de 34 pozos. Si bien la mayor parte de este gas ha sido producido de la arenisca Pennsylvanian Ratcliff en el Grupo Jackfork, otro horizonte más profundo compuesto por nódu-

1

amiento

cabalg

Posición de la arenisca en la interpretación actual

Segunda ocurrencia

arenisca en Posición de la ión anterior la interpretac

> Escenario estructural que describe dos modelos y las trayectorias de pozo teóricas resultantes. Tras el plegamiento primario resultante de la compresión, se inicia la generación de la falla de cabalgamiento. De manera subsiguiente, se produce una segunda falla en escalón, aumentando la complejidad del modelo. La trayectoria 1 del pozo (rojo) representa el modelo geológico previo, mientras que la trayectoria 2 del pozo (verde) representa el nuevo modelo.

Primavera de 2002

Pliegue similar cilíndrico Echado ap. = 3.0 Azimut ap. = 69.0 Dir. sec. trans. = 342

10,500

Primera ocurrencia

e Falla d

Ancho de la sección transversal: 10 pulgadas Datos Color de la sección transversal: negro utilizados para la sección transversal Sección transversal 90 0

los de pedernal (chert, horsteno, ftanita) de la Formación Bigfork del Ordovícico, es actualmente de gran interés. En el campo Potato Hills, la herramienta OBMI resultó sumamente útil para definir la estructura en las cercanías del pozo en el pedernal Bigfork y en las formaciones aledañas. Para perforar la porción de las montañas Ouachita de la cuenca Arkoma, se utilizan lodos base aceite debido a la presencia de lutitas inestables en toda la sección. Estas lutitas, Stanley, Missouri Mountain y Polk Creek—superpuestas al pedernal Bigfork—y la lutita Womble—debajo del pedernal Bigfork—han sido sometidas a esfuerzos por el extenso plegamiento y cabalgamiento ocurridos durante la Orogenia Ouachita. El conocimiento de las complejidades estructurales locales del campo es extremadamente importante para ubicar los pozos en forma adecuada y para comprender el comportamiento de los pozos. A menudo, las imágenes sísmicas bidimensionales existentes no suministran esta información. En un pozo en particular, los resultados de los registros OBMI, combinados con registros convencionales y con una interpretación asistida por la aplicación StrucView, ayudaron a definir un pliegue invertido en la sección del pedernal Bigfork (arriba). Un panorama más claro de la geometría estructural ha demostrado a GHK que el yacimiento es más amplio y de menos compartimentos de lo que se creía anteriormente.

25

Desviación del pozo

Orientación del tope del pozo 0

0 grados 50

120 Conductivo

Calibre 2

240 Imagen OBMI

360 Resistivo Echado verdadero del límite de capa

5 pulgadas 15 Calibre 1 5 pulgadas 15 Rayos gamma 0

Orientación del tope del pozo 0

API 150 Prof., pies

120 Conductivo

240 Imagen OBMI

0 360

grados

90

Echado verdadero de la falla

Resistivo 0

grados

90

2835

Falla inversa menor 2840

> Utilización de imágenes OBMI para caracterizar una falla en el campo Potato Hills. Dos pasadas de la herramienta OBMI produjeron una excelente cobertura perimetral del pozo e identificaron claramente una falla inversa menor (flecha), ubicada por encima de los yacimientos principales.

En el pasado, GHK utilizó otros métodos para extraer información estructural de los pozos de esta área prospectiva, sólo con éxito moderado. Por ejemplo, las herramientas de medición de echados convencionales no han generado información de echados repetible. Los echados calculados utilizando herramientas operadas a cable de distintas compañías eran significativamente distintos en pasadas consecutivas sobre un mismo intervalo del pozo. Las herramientas de generación de imágenes ultrasónicas utilizadas en el campo Potato Hills han proporcionado resultados desalentadores. Estos dispositivos acústicos proveyeron imágenes de una calidad aceptable de las fracturas

26

naturales, pero generaron información de baja calidad acerca de los echados de las capas, debido a la insensibilidad relativa de las herramientas ultrasónicas a la estratificación de la formación. A diferencia de las herramientas convencionales de medición de echados, la herramienta OBMI proporcionó la calidad de datos necesaria para que GHK identificara y diferenciara los límites, las fallas, las fracturas y los planos de estratificación (arriba). La imagen OBMI estática ayudó a localizar los cambios litológicos y las fallas, mientras que la imagen dinámica se utilizó para calcular las orientaciones de las fracturas,

los planos de estratificación y las fallas.28 La capacidad de visualizar las características clave en las imágenes OBMI permitió que GHK utilizara sólo los datos significativos en sus análisis, y generó la confianza para que integraran dichos datos a sus modelos geológicos y de yacimientos. 28. En la generación de imágenes estáticas, se asignan colores a los valores de resistividad a todo un conjunto completo de datos, permitiendo que el intérprete observe los cambios generales a través de grandes intervalos. En el procesamiento dinámico de imágenes, los colores se reasignan a intervalos fijos, normalmente cada uno o dos pies. Este procesamiento dinámico o realzado crea el máximo contraste en las imágenes, permitiendo la observación de detalles finos tales como la estratificación cruzada.

Oilfield Review

OBM/SBM Ligero Pesado

OBMI RAB ADN

LWD

Operada a cable

Caracterización de fracturas

UBI FMI OBDT OBMI RAB ADN

Pozo horizontal y aplicaciones de GeoSteering

Operada a cable

RAB

LWD

Operada a cable

OBMI

ADN

UBI FMI OBDT OBMI RAB ADN

Orientación del núcleo

FMI OBDT OBMI RAB ADN

OBDT OBMI RAB ADN

UBI FMI OBDT OBMI RAB ADN

UBI FMI OBDT OBMI RAB ADN

Caracterización de eventos estructurales

Análisis de porosidad y porosidad dual

Desempeño

UBI FMI

Caracterización de eventos estratigráficos

UBI

Bueno

OBM/SBM Ligero Pesado

Análisis de litofacies

Análisis de capas delgadas

Operada a cable

OBDT

OBDT

LWD

FMI

UBI FMI

Operada a cable

Operada a cable LWD

UBI

WBM Ligero Pesado

OBM/SBM Ligero Pesado

LWD

ADN

Geometría del pozo, estabilidad y análisis de esfuerzos

LWD

RAB

Operada a cable

OBMI

LWD

OBDT

Operada a cable

UBI FMI

WBM Ligero Pesado

LWD

LWD

Operada a cable

WBM Ligero Pesado

Pobre

> Cierre de la brecha de generación de imágenes de la pared del pozo en pozos llenos de lodo no conductivo. Con una resolución de 3 cm, la herramienta OBMI permite examinar estratificaciones y eventos estratigráficos y mejorar la precisión de los análisis de conteo de areniscas. Además, ofrece la capacidad de identificar pequeños eventos estructurales, incluso en lodos SBM y OBM pesados. Los dispositivos acústicos de generación de imágenes, tales como la herramienta UBI, son importantes en lodos no conductivos porque permiten examinar de manera detallada la geometría del pozo, las características relacionadas con los esfuerzos y las fracturas naturales. Su efectividad disminuye cuando aumenta el peso del lodo. Las herramientas LWD de generación de imágenes mantienen su importancia en pozos horizontales o altamente desviados, especialmente cuando se requieren respuestas en tiempo real para las operaciones de “geodireccionamiento.” Sin embargo, las imágenes RAB no se pueden adquirir en lodos no conductivos.

Visión del futuro A medida que la información sobre los yacimientos de hidrocarburos se ha vuelto más detallada, la industria ha desarrollado maneras de aprovechar las mediciones mejoradas y convertirlas en conocimientos para una explotación más rentable y menos riesgosa. Si bien los obstáculos físicos para la generación de imágenes de yacimientos a través de sistemas de lodo no conductivos, pusieron temporalmente los numerosos beneficios de la generación de imágenes de la pared del pozo fuera del alcance de los expertos en yacimientos, esto ya no es así.

Primavera de 2002

Mediante el desarrollo y las pruebas de campo de la herramienta OBMI, la calidad de los datos ha mejorado continuamente con cada cambio en el diseño. La calidad de la imagen hoy en día está posibilitando análisis estructurales intensivos, y la herramienta ahora se está utilizando en un conjunto cada vez más creciente de aplicaciones estratigráficas. A medida que crece la experiencia con los datos del registro OBMI, los geólogos e ingenieros desarrollarán aún más aplicaciones para responder las preguntas clave acerca de sus yacimientos. La herramienta OBMI permite efectivamente que la generación de imá-

genes de la pared del pozo sea una opción para la evaluación de formaciones con lodos OBM y SBM (arriba). La combinación de la información de registros OBMI con el conocimiento actual y otras tecnologías nuevas y emergentes, ayudará a que las compañías encuentren las piezas que faltan para completar una clara imagen del yacimiento; una imagen que valga la pena enmarcar, aún cuando se haya logrado a través de lodos base aceite. —MG

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