Irradiación de rocas

Rómulo Carmona Petróleos de Venezuela, S.A. Caracas, Venezuela Eric Decoster Río de Janeiro, Brasil Jim Hemingway Houston, Texas, USA Mehdi Hizem Laurent Mossé Tarek Rizk Clamart, Francia Dale Julander Chevron U.S.A. Inc. Bakersfield, California, USA Jeffrey Little Bakersfield, California

Mediante la irradiación de una formación con energía de microondas, las herramientas de adquisición de registros dieléctricos pueden analizar ambientes de agua dulce e identificar hidrocarburos móviles. Las mediciones realizadas por estas herramientas son especialmente valiosas en la caracterización de yacimientos de petróleo pesado. Después de un largo período de aplicaciones específicas, llega una nueva herramienta que refuerza el apoyo a esta tecnología. Este resurgimiento está impulsado por una técnica de dispersión desarrollada recientemente que evalúa la textura de las rocas carbonatadas y los efectos de la arcilla en las areniscas.

Los especialistas en tecnología de la industria petrolera se complacen en encontrar nuevos métodos para perforar, producir y evaluar el subsuelo. Una de estas técnicas, los registros dieléctricos, consiste en la irradiación de una formación con

microondas para determinar las propiedades de la roca y el fluido. Aunque su uso no está muy difundido dentro de la comunidad de petrofísicos, la información dieléctrica responde a una serie de complejas preguntas de interpretación. El éxito

Tom McDonald Perth, Australia Occidental, Australia Jonathan Mude Petroleum Development Oman Muscat, Sultanato de Oman Nikita Seleznev Cambridge, Massachusetts, USA Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1. Copyright © 2011 Schlumberger. Dielectric Pro, Dielectric Scanner, EPT, FMI, HRLA, LithoDensity, MR Scanner, Platform Express, y Rt Scanner son marcas de Schlumberger.

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de una herramienta dieléctrica introducida recientemente está generando un gran interés debido a que la misma proporciona información que no está disponible fácilmente a partir de la combinación de herramientas de adquisición de registros estándares. Introducidos a la industria del petróleo y el gas a fines de la década de 1970, los registros dieléctricos no tuvieron una aceptación universal. La falta de aceptación de las nuevas tecnologías no es inusual. Las tecnologías generalmente necesitan tiempo para evolucionar, mejorar su nivel de reconocimiento por parte de los usuarios y, finalmente, ser asimiladas. Por ejemplo, el primer horno de microondas de uso comercial, una tecnología radicalmente nueva en ese momento, se introdujo en 1947. Era más alto que el hombre promedio y pesaba más del triple. No es de extrañar que no existieran las ventas domésticas. Sin embargo, en la actualidad, las unidades compactas que poco se parecen a los primeros modelos industriales son parte del equipamiento estándar de las cocinas de todo el mundo. Las tecnologías radicalmente nuevas se dividen en diferentes categorías de aceptación. Algunas sustituyen por completo tecnologías anteriores. Otras complementan los métodos existentes sin reemplazarlos. En el ejemplo del microondas, aunque sería posible preparar con el mismo una comida completa de varios platos, rara vez se utiliza como el método principal para la preparación de una comida. Sin embargo, como medio para recalentar la comida, un microondas es generalmente una opción más apropiada que los métodos anteriores, tales como el horno convencional. Es claramente una tecnología complementaria. Del mismo modo, una herramienta dieléctrica es una tecnología complementaria para la industria del petróleo y el gas. Estas herramientas fueron desarrolladas originalmente para analizar las formaciones de agua dulce, de agua de baja salinidad, o para los casos en que la salinidad del agua era desconocida. Responden principalmente al agua contenida en la red de poros y miden la porosidad ocupada por agua. A partir de la porosidad ocupada por agua se pueden derivar las saturaciones de fluidos independientemente de la resistividad. Los analistas de registros también combinaron las mediciones dieléctricas con datos obtenidos mediante herramientas de lecturas más profundas a fin de identificar zonas con movilidad de hidrocarburo, lo cual representa una información crucial para la evaluación de yacimientos de petróleo pesado.

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Desafortunadamente, la calidad de los datos de las primeras generaciones de herramientas estuvo frecuentemente comprometida debido a la rugosidad del pozo, lo cual es una condición común en los ambientes en los que estas herramientas ofrecen los mayores beneficios, y resultaba difícil cuantificar la precisión de la medición. Después de despertar el interés inicial dentro de la comunidad de petrofísicos, las herramientas dieléctricas nunca alcanzaron un nivel de aceptación universal para la evaluación de la formación. La introducción de las herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN) en la década de 1990 virtualmente pusieron fin al uso de las herramientas dieléctricas basadas en microondas, con excepción de algunas aplicaciones particulares.1 El servicio de dispersión dieléctrica multifrecuencia Dielectric Scanner introducido recientemente está diseñado para superar las limitaciones de las primeras herramientas. Tiene la capacidad de medir la porosidad ocupada por agua, y en combinación con otras mediciones de porosidad, las saturaciones de fluidos. Sus arreglos de transmisor y receptor yuxtapuestos miden la formación a múltiples profundidades de investigación y ofrecen de forma independiente una evaluación de la movilidad del petróleo en yacimientos de petróleo pesado. Además, la herramienta ofrece una nueva medición, la dispersión dieléctrica, con la cual los petrofísicos pueden determinar las propiedades texturales de la roca y los efectos de la arcilla.2 Este artículo presenta la teoría básica de las mediciones dieléctricas aplicadas a la petrofísica e incluye una descripción de la nueva técnica de dispersión dieléctrica. Los casos de estudio describen análisis texturales de los carbonatos, evaluación de formaciones con salinidad de agua variable o baja, y aplicaciones de petróleo pesado. Adquisición de registros con frecuencias de microondas Una roca se define eléctricamente mediante tres parámetros: permeabilidad magnética, conductividad eléctrica y permitividad dieléctrica.3 Las rocas de los yacimientos están compuestas principalmente de minerales no magnéticos, por lo que sus permeabilidades magnéticas son despreciables. Debido a que la matriz de la roca tiene poca conductividad, la conductividad eléctrica de la formación, es decir la inversa de la resistividad, es principalmente una función de los fluidos que ocupan la red de poros y de la conectividad de dichos poros. La conductividad de la formación

Minerales, rocas, fluidos

Constante dieléctrica relativa (relativa al vacío)

Anhidrita Yeso Petróleo Gas Arenisca Dolomía Caliza Lutita Coloides secos Agua dulce Agua

6,35 4,16 2,0 a 2,4 1,0 4,65 6,8 7,5 a 9,2 5 a 25 5,76 78,3 56 a 80

> Constantes dieléctricas de los minerales, rocas y fluidos más comunes.

se mide generalmente con dispositivos de inducción y lateroperfil, y junto con la porosidad representan datos de entrada cruciales en la ecuación de saturación de agua de Archie. La permitividad dieléctrica generalmente no es una medición que se considere cuando se evalúan las rocas de los yacimientos. Se define como la capacidad de un medio en función de la frecuencia para almacenar energía de un campo aplicado y es una función del grado en el que un material se polariza ante la presencia de un campo eléctrico o electromagnético. La permitividad dieléctrica del material, ε, se puede expresar como su constante dieléctrica, que es la permitividad normalizada para un ambiente de vacío sin pérdidas. La constante dieléctrica adimensional no es realmente una constante porque es una función de la frecuencia del campo electromagnético. La misma se calcula a partir de los datos dieléctricos utilizando las ecuaciones de Maxwell.4 Para laOilfield mayoríaReview de los minerales y fluidos que SPRING 11 se encuentran en las rocas de los yacimientos, DIELSCAN Fig. Table 1 salvo la importante excepción del agua, la permitiORSPRG11-DIELSCAN Fig. Table 1 vidad dieléctrica es bastante baja (arriba). Para el agua, la permitividad dieléctrica absoluta, ε*, consta de tres términos: un término real relacionado con la polarizabilidad, un término complejo 1. Serra O: Well Logging Handbook. París: Editions Technip, 2008. 2. Dispersión es la variación de la permitividad dieléctrica y de la conductividad, si se miden en diferentes frecuencias. 3. Serra, referencia 1. 4. Habiendo recibido su nombre de James Clerk Maxwell, este conjunto de ecuaciones diferenciales parciales unifica los fundamentos de la electricidad y del magnetismo. Existen cuatro ecuaciones básicas, pero a partir de éstas se pueden desarrollar múltiples iteraciones. Para obtener todas las ecuaciones relacionadas con el electromagnetismo y la respuesta dieléctrica, consulte: Serra, referencia 1.

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el cambio de fase para derivar las propiedades petrofísicas, incluyendo la permitividad dieléctrica, la conductividad, y la porosidad ocupada por agua (abajo). Los petrofísicos determinaban las saturaciones de fluidos mediante la comparación de esta porosidad ocupada por agua con respecto a la porosidad total. Después de la introducción de la herramienta EPT, otras compañías de servicio desarrollaron herramientas dieléctricas, cada una diseñada para operar a la frecuencia elegida por la empresa. Debido a la dependencia de la frecuencia que presenta la información dieléctrica, los datos registrados a diferentes frecuencias a menudo arrojaban resultados diferentes y la comparación de resultados entre pozos podía ser problemática. Las diferencias pueden ser atribuibles a la sensibilidad de la medición a la textura de la roca, el contenido de arcilla y la salinidad del fluido. Estas sensibilidades, sin embargo, no se habían comprendido con claridad. La porosidad ocupada por agua derivada de las primeras herramientas se calculaba mediante el método tpo, que se basa en el tiempo de propagación de las ondas electromagnéticas al pasar por la roca (próxima página, arriba). Este cálculo implicaba una transformación simple que se asemeja a la ecuación de Wyllie utilizada para calcular la porosidad sónica. Para la misma es necesario conocer la salinidad y temperatura del agua para estimar el tiempo de propagación en el agua de formación.

Agua a 25°C

εr

ε* = εr +i ωσε + i εx 0

Dipolar

σ ω ε0

Atómico

Electrónico

Infrarrojo

Ultravioleta

εx

1,1 GHz

20 GHz Frecuencia

> Gráfico de permitividad dieléctrica del agua. La permitividad dieléctrica absoluta, ε*, del agua comprende una combinación de términos complejos y reales y es una función de la frecuencia del campo electromagnético. El componente real, εr (azul), es lineal hasta 1 GHz aproximadamente y luego disminuye a medida que aumenta la frecuencia del campo electromagnético. El término complejo de la conductividad (negro) depende de la frecuencia del campo electromagnético, ω, y está normalizado con respecto a la permitividad al vacío, ε0. El componente de conductividad disminuye a medida que aumenta la frecuencia, especialmente en el rango de frecuencias utilizadas en las herramientas dieléctricas de fondo de pozo. El segundo término complejo, iεx (púrpura), está relacionado con la relajación dipolar y tiene un pico alrededor de los 20 GHz. El mismo tiene un efecto mínimo sobre la permitividad total medida por las herramientas de fondo de pozo debido a que operan en un rango de frecuencia por debajo de los 1,1 GHz.

relacionado con la conductividad a una determi- zando microondas; la herramienta de propaganada frecuencia y un segundo término complejo ción electromagnética EPT.6 La misma funcionaba relacionado con la relajación dipolar (arriba). a una única frecuencia de 1,1 GHz y medía la ateDebido a la gran diferencia entre las permitivi- nuación y el cambio de fase de las ondas que se dades de la matriz y del agua, la permitividad die- propagan a través de la formación. Luego se apliléctrica de una roca de yacimiento medida en el caban inversiones matemáticas a la atenuación y rango de las microondas es principalmente una función del agua que ocupa los poros.5 Los valores Cambio de fase de permitividad del petróleo son similares a los de Cambio en amplitud Transmisor Receptor la matriz, por lo cual la presencia de hidrocarburo hace que sea imposible calcular la porosidad ocuOilfield Review SPRING 11 pada por agua y la porosidad total, utilizando Fig. 1 solamente datos dieléctricos. Sin DIELSCAN embargo en ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 1 combinación con una medición de porosidad independiente, los datos dieléctricos pueden cuantificar las saturaciones de fluidos. Espaciamiento entre transmisor y receptor, r Un segundo factor que afecta la permitividad Frecuencia, ω dieléctrica y conductividad de la roca es la Vacío Voltaje del receptor = ƒ (ω, ε, σ, r ) Medio manera en que sus diferentes componentes están –1 ƒ ε Permitividad mezclados entre sí. Este factor es generalmente Cambio de amplitud Α σ Conductividad Cambio de fase pequeño cuando se mide a frecuencias de alredeφ Porosidad ocupada por agua dor de 1 GHz, pero es dominante cuando la medi> Desde las microondas a la petrofísica. La herramienta dieléctrica transmite ción se realiza a frecuencias más bajas. Por esta una onda electromagnética (onda sinusoidal roja) con una frecuencia ω a una razón, la textura de la roca y el contenido de formación donde, como resultado de la interacción con los fluidos y minerales, lutita pueden provocar una dispersión sensible a su amplitud se atenúa y su velocidad cambia. El cambio de velocidad corresponde la frecuencia en ambas mediciones: permitividad con un cambio de fase medible. El cambio de amplitud, A, y el cambio de fase de la onda (onda sinusoidal negra) después de haber atravesado el medio se miden y conductividad. en el receptor; son funciones de la frecuencia inicial, ω, la permitividad dieléctrica En la década de 1970 Schlumberger introdujo del medio, ε, la conductividad del medio, s, y el espaciamiento entre transmisor el primer dispositivo comercial de fondo de pozo, y receptor, r. El cambio de amplitud y de fase luego se invierten matemáticamente para calcular la permitividad, la conductividad y la porosidad ocupada por agua, f. capaz de medir propiedades dieléctricas utili-

}

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Las formaciones, sin embargo, contienen más que simplemente agua. Existen fluidos en los poros, tales como agua, petróleo y gas, y minerales en la matriz de la roca. Las relaciones entre cada uno de estos componentes, tal como existen en la formación, pueden modificar las ondas electromagnéticas. El método tpo no era el adecuado para el cálculo de la porosidad ocupada por agua y, por lo tanto, se propusieron diversas leyes de mezclas para tener en cuenta la interacción del campo electromagnético con los diferentes elementos en la formación.7 El método del promedio complejo de tiempo (CTA, por sus siglas en inglés), que combina ambas mediciones, cambio de fase y atenuación, fue una primera técnica para el cálculo de las propiedades petrofísicas de una mezcla. Para determinar el volumen de agua en la red de poros se pueden escribir dos ecuaciones independientes, una para el cambio de fase y otra para la atenuación de la señal. Un enfoque alternativo, el método del índice complejo de refracción (CRI, por sus siglas en inglés), se basa en las ecuaciones de Maxwell. Debido a la naturaleza sinusoidal de un campo electromagnético en función del tiempo, la derivada de las ecuaciones de Maxwell se puede simplificar bastante.8 Quedando reducida a dos términos que definen la permitividad dieléctrica absoluta, un término de número real correspondiente a la permitividad y un término complejo correspondiente a la conductividad en función de la frecuencia.9 El término de número complejo está compuesto por la frecuencia angular del campo magnético aplicado y una conductividad que puede ser expresada como un número real. Una sola ecuación transforma el tiempo de propagación y la atenuación en valores físicos: permitividad y conductividad. Debido a que los minerales de la matriz y los hidrocarburos son malos conductores y generalmente actúan como aisladores, la señal de conductividad está dominada por el agua presente en el área de medición de la herramienta; es decir, la zona invadida. Calcular el valor de la conductividad dieléctrica proporciona la conductividad de los fluidos que ocupan los poros de la región adyacente a las paredes del pozo. El filtrado de lodo generado mediante el proceso de invasión entra a la zona invadida y modifica las propiedades del fluido que había originalmente en el lugar. Esta invasión no es uniforme ni fácil de cuantificar. Los primeros métodos para el cálculo de las propiedades dieléctricas, tales como el método tpo, consideran valores fijos para la conductividad del fluido.

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Método t po

φEPT =

tpo – tpma tpwo – tpma

Método CTA

tpl = φSxo tpw + φ (1– Sxo ) tph + (1– φ) tpma Α = φSxo Αw

Método CRI

ε* = (1 – φT) εm+ φT (Sw ε*w + (1 – Sw) εoil )

tpo = tiempo de tránsito sin pérdidas tpma = tiempo de tránsito a través de la matriz tpwo = tiempo de tránsito sin pérdidas a través del agua

tpl = tiempo de tránsito con pérdidas (medición de la herramienta) tpma = tiempo de tránsito a través de la matriz tpw = tiempo de tránsito con pérdidas a través del agua tph = tiempo de tránsito con pérdidas a través del hidrocarburo φ = porosidad Sxo = saturación de agua en la zona invadida Α = atenuación (medición de la herramienta) Αw = atenuación a través del agua ε* = permitividad dieléctrica εm = permitividad de la matriz εw* = permitividad del agua εoil = permitividad del hidrocarburo Sw = saturación de agua φT = porosidad total

> Evolución de la petrofísica dieléctrica. Una de las primeras transformadas de porosidad para las herramientas dieléctricas, el método tpo (arriba), es similar a la ecuación de Wyllie utilizada para calcular la porosidad a partir de datos acústicos. La transformada es válida para el tiempo de tránsito sin pérdidas, el cual no es representativo de las condiciones de fondo de pozo. El método del promedio complejo de tiempo (CTA, por sus siglas en inglés) (centro) proporciona la porosidad ocupada por agua a partir de la atenuación, tiempo de tránsito y saturación de agua en la zona invadida. El mismo incluye correcciones por pérdidas, pero no es tan preciso como el método del índice complejo de refracción (CRI, por sus siglas en inglés) (abajo). El método CRI utiliza la permitividad dieléctrica, ε*, medida en condiciones de fondo de pozo. Las permitividades de la matriz, el hidrocarburo y el agua, utilizadas en la ecuación, también están ajustadas para condiciones de fondo de pozo. La saturación de agua se resuelve para utilizar una porosidad total, fT, proporcionada por otra fuente, como la porosidad de interrelación de las herramientas de densidad y neutrón.

El cálculo directo de la conductividad del fluido en esta región, que se puede hacer mediante el método CRI, proporciona resultados más precisos para la medición de porosidad ocupada por agua. Por esta y otras razones, el método CRI se ha convertido en la técnica más aceptada para el cálculo de propiedades petrofísicas a partir de datos dieléctricos.10 Además, los parámetros de textura de las rocas, que son difíciles de cuantificar a partir de las herramientas utilizadas en el conjunto de registros convencionales, se pueden derivar de la dispersión de los datos dieléctricos obtenidos a Oilfield Review múltiples frecuencias. A frecuencias de alrededor SPRING 11 de 1 GHz, los parámetros texturales tienen efectos DIELSCAN Fig. 3 limitados sobre los resultados derivados del

método CRI. Una excepción, sin embargo, son los ambientes de alta salinidad, que pueden mejorar la dispersión textural, incluso con frecuencias en el rango de 1 GHz. A frecuencias más bajas, los efectos texturales afectan significativamente las mediciones de permitividad dieléctrica, lo cual se cumple especialmente en los yacimientos carbonatados.11 Se han desarrollado diversos modelos de dispersión para tener en cuenta el fenómeno en función de la frecuencia. Entre los nuevos métodos, se ha desarrollado un análisis de dispersión — el cual se detalla a continuación— que utiliza los resultados dieléctricos multifrecuencia para cuantificar el exponente de cementación, m, que es uno de los dos datos de entrada más importantes relacionados

5. Dependiendo de la fuente de referencia, las microondas se consideran en general ondas electromagnéticas con longitudes de onda oscilantes entre 1 m y 1 mm, lo que corresponde a un rango de frecuencia comprendido entre 300 MHz y 300 GHz.   6. Una herramienta dieléctrica rusa fue desarrollada 10 años antes que la herramienta EPT pero su disponibilidad fue limitada.   7. Para obtener más información sobre las diversas leyes de mezclas, consulte: Seleznev N, Boyd A y Habashy T: “Dielectric Mixing Laws for Fully and Partially Saturated Carbonate Rocks,” Transcripciones del 45o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Noordwijk, Países Bajos (6 al 9 de junio de 2004), artículo CCC.   8. Para ver los supuestos formulados y la derivación completa a partir de las ecuaciones de Maxwel, consulte: Böttcher CJF y Bordewijk P: Theory of Electric Polarization: Dielectrics in Time-Dependent Fields, vol. 2,

2da ed. Ciudad de Nueva York: Elsevier Scientific Publishing Company (1978): 10–19.   9. Un tercer número complejo puede ser ignorado para las aplicaciones de fondo de pozo. 10. El método CRI fue propuesto en Wharton RP, Hazen GA, Rau RN y Best DL: “Electromagnetic Propagation Logging: Advances in Technique and Interpretation,” artículo SPE 9267, presentado en la 55a Conferencia y Exhibición Técnica Anual de Otoño de la SPE, Dallas, 21 al 24 de septiembre de 1980. Para ver una comparación de los métodos CTA y CRI, consulte: Cheruvier E y Suau J: “Applications of Micro-Wave Dielectric Measurements in Various Logging Environments,” Transcripciones del 27o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Dallas (9 al 13 de junio de 1986), artículo MMM. 11. Kenyon WE: “Texture Effects on Megahertz Dielectric Properties of Calcite Rock Samples,” Journal of Applied Physics 55, no. 8 (15 de abril de 1984): 3153–3159.

ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 3

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Tipo de polarización

E

E=0

Centro de + y – 8+

Electrónica

8+

Centro de – Centro de + +

Orientacional

8+

+

Petróleo

Interfacial

Matriz

Agua

Iones de sal

> Mecanismos de polarización. Varios mecanismos relacionados con la polarización de los materiales afectan a las mediciones dieléctricas. En caso de polarización electrónica (arriba), la estructura atómica en equilibrio puede desplazarse en presencia de un campo electromagnético, E, pero los efectos son mínimos. En cambio, las moléculas de agua presentan polarización orientacional (centro) debido a que son dipolares. En el estado inicial, estas moléculas de agua fácilmente polarizables se encuentran como dipolos orientados al azar. Al ser expuestas a un campo electromagnético, intentan alinearse con la dirección del campo. La polarización interfacial de las rocas de los yacimientos (abajo) es afectada por la presencia de arcillas cargadas, salmuera y petróleo contenidos en la red de poros y en los minerales de la matriz. Los minerales y elementos en las rocas que no podrían polarizarse por separado a menudo tienen un comportamiento diferente en una mezcla, por lo cual muestran un mayor valor de permitividad que cualquiera de los componentes que la conforman. Este fenómeno es un ejemplo del efecto de Maxwell-Wagner.

con la textura en la ecuación de saturación de Hay tres mecanismos principales de polarización agua de Archie. Para los carbonatos, los valores que pueden estar relacionados con las propiedapara estos parámetros generalmente se derivan des petrofísicas: la polarización electrónica, la de los datos de núcleos, que luego se aplican a orientación molecular y la polarización interfacial pozos similares perforados en la misma zona. (arriba). Para comprender cómo las ondas elecEl método utilizado para medir estos parámetros tromagnéticas interactúan con los diferentes a partir de núcleos es un proceso largo y costoso. medios, imagínese una taza de porcelana, llena de Con salidas continuas de m para la ecuación de café y colocada en un microondas. La taza esenArchie, derivadas de información de dispersión cialmente no es afectada por las microondas que Oilfield Review la atraviesan, mientras que el café contenido en la dieléctrica, los petrofísicos pueden evaluar SPRINGmejor 11 los carbonatos utilizando datos de fondo de pozo. DIELSCAN Fig. 4taza se calienta rápidamente. Y si se dejara acciFig. 4 una cuchara de metal en la taza Caracterizar con precisión la texturaORSPRG11-DIELSCAN en este tipo dentalmente de roca es importante porque aproximadamente podría resultar desastroso debido a la interacción el 60% del petróleo que queda en el mundo se de las microondas con los materiales buenos conductores, como el metal. encuentra en yacimientos carbonatados. Estos materiales responden a la energía electromagnética de forma diferente debido a sus Dieléctricos y dipolares Los materiales que se polarizan cuando se expo- propiedades atómicas y moleculares y a sus connen a un campo electromagnético estático se ductividades intrínsecas. En lugar de polarizarse conocen como dieléctricos.12 La susceptibilidad cuando son alcanzados por las microondas, los de un material a la polarización está directamente objetos metálicos, como la cuchara, pueden experelacionada con su permitividad dieléctrica. rimentar una corriente inducida. Esto se debe a

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la presencia de electrones libres en el metal que se movilizan cuando el metal queda expuesto al campo electromagnético. La resistencia al flujo de la corriente puede generar calor extremo y la corriente inducida puede generar un arco eléctrico si no encuentra una trayectoria conductiva. Al ser conductores eléctricos, la mayoría de los metales tienen una permitividad dieléctrica que puede corresponder a un valor negativo. Por esta razón, los metales generalmente no se clasifican como dieléctricos. La taza de porcelana, en cambio, en principio se ve afectada por el campo electromagnético, y se polariza ligeramente. El origen de la polarización radica en las nubes electrónicas que rodean el núcleo de los átomos. Cuando se aplica el campo eléctrico, se desplazan las trayectorias de los electrones. A este fenómeno se lo conoce como polarización electrónica. La constante dieléctrica resultante, en el rango de 5 a 7, es similar a la de las rocas de los yacimientos.13 El café, o más específicamente, la porción de agua del café, muestra un comportamiento totalmente diferente en presencia del campo electromagnético. Las moléculas de agua, compuestas por dos átomos de hidrógeno y un átomo de oxígeno, son asimétricas: los centros de sus cargas positivas y negativas no coinciden. Esta asimetría da lugar a un momento dipolar permanente de las moléculas de agua. Debido a que su susceptibilidad a la polarización es mucho mayor, la constante dieléctrica del agua es de alrededor de 80; un orden de magnitud mayor que la de la porcelana. En ausencia de un campo eléctrico, los dipolos individuales de agua apuntan en direcciones aleatorias, por lo que el momento neto por unidad de volumen es nulo. En cambio, cuando se aplica un campo eléctrico, además de la polarización electrónica de los átomos de oxígeno e hidrógeno, el campo tiende a orientar los dipolos individuales. Esto da lugar a un momento neto por unidad de volumen positivo. Este efecto se conoce como polarización orientacional. Las colisiones de las moléculas en su movimiento térmico desorientan a las moléculas y limitan el momento dipolar neto por unidad de volumen. En consecuencia, la magnitud de la polarización orientacional es el resultado del tipo de molécula polar y su temperatura. La orientación de moléculas polares bajo la influencia de un campo aplicado no es instantánea. Requiere de un tiempo finito debido al momento molecular de inercia y, como resultado, hay resistencia al realineamiento cuando el campo cambia de dirección. Si la frecuencia del campo aplicado es suficientemente alta, por ejemplo en el rango de las microondas, las moléculas polares

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no tienen tiempo suficiente para orientarse en la dirección del campo y la contribución a la polarización orientacional disminuye. La resistencia de las moléculas de agua a los cambios rápidos de polaridad se pueden expresar como calor. Este fenómeno se conoce como pérdida de relajación dipolar. Un fenómeno dieléctrico del agua salada, o salmuera, consiste en que a medida que aumenta la salinidad, la conductividad de una solución aumenta pero la permitividad de la solución disminuye. Agregar sal a una solución incrementa la cantidad de moléculas de agua ligadas sin rotación a las moléculas de NaCl. Esto disminuye la polarización orientacional. Al mismo tiempo, aumenta la concentración de iones que contribuyen a la conducción de corriente. Un aumento de la temperatura tiene un efecto similar en las propiedades de la solución: la conductividad de la solución aumentará, y la permitividad de la solución se reducirá debido al efecto más fuerte de la desorientación térmica de los dipolos. A medida que la onda electromagnética atraviesa los diferentes medios, se ve alterada debido a la interacción con dichos medios. La amplitud y la velocidad de la onda disminuyen en función de la cantidad de energía impartida, y la fase de la onda cambia. En el caso de los materiales con valores de constante dieléctrica bajos, como la taza de café o la matriz de la roca, hay efectos mínimos sobre las ondas electromagnéticas de retorno. Por el contrario, la constante dieléctrica alta del agua provoca un efecto importante. Ya en la década de 1950, los petrofísicos que estaban experimentando con microondas, reconocieron que la medición de la permitividad dieléctrica de las muestras de núcleos saturados estaba controlada principalmente por la cantidad de agua en los poros y podía estar directamente relacionada con la porosidad ocupada por agua. Sin embargo, para calcular la parte de agua de una muestra de roca a partir de mediciones dieléctricas, las relaciones entre las propiedades dieléctricas de los componentes que conforman la muestra de núcleo en cuestión, deben ser conocidas. Las leyes de mezclas se establecieron bajo condiciones de laboratorio controladas a fin de modelar los efectos de estas relaciones. En el laboratorio, las propiedades dieléctricas pueden medirse mediante diferentes métodos utilizando muestras de diferentes tamaños y formas. La técnica de medición depende de la frecuencia de interés. Por ejemplo, la técnica capacitiva se emplea generalmente para frecuencias de hasta varios MHz. El material se coloca entre las placas de un capacitor, y a partir de la medición de la capacitancia se puede calcular la constante dieléctrica. Este modelo funciona bien

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30% Agua, 70% Matriz

10% Agua, 20% Petróleo, 70% Matriz

Sw = 100%

Sw = 33%

φ Total = 30% φ Dielectric = 30%

φ Total = 30% φ Dielectric = 10%

> Saturación derivada de mediciones dieléctricas. Los petrofísicos generalmente utilizan la ecuación de saturación de agua de Archie, la cual requiere como valores de entrada la porosidad y la resistividad. El método dieléctrico no necesita la resistividad. La relación simplificada que se explica aquí demuestra cómo se realiza. La porosidad dieléctrica es una medición de la parte de la porosidad ocupada por agua. Cuando todo el espacio poroso está ocupado por agua (izquierda), la porosidad de la herramienta dieléctrica, fDielectric, coincide con la medición de la porosidad total, fTotal, la cual debe provenir de otra fuente; por ejemplo, la porosidad de la interrelación densidad-neutrón. Debido a que sus propiedades dieléctricas son similares, para las mediciones dieléctricas los hidrocarburos no se diferencian de la matriz. Por lo tanto, la disminución en la porosidad medida por la herramienta dieléctrica que no se refleja en la porosidad total se relaciona directamente con un aumento en el volumen de hidrocarburos (derecha).

si la longitud de onda es mucho mayor que el Archie se basa en el supuesto de que existe un conespacio entre las placas del conductor. traste entre la resistividad de las formaciones con A altas frecuencias, resulta difícil medir el vol- hidrocarburos y las formaciones con salmuera. Por taje y la corriente total en los puertos del disposi- lo tanto, no proporciona resultados de saturación tivo. Debido a la impedancia de los sensores y la precisos en los yacimientos con agua dulce, agua dificultad de colocar los sensores en la posición de baja salinidad o en los que no se conoce la salideseada, uno no puede simplemente conectar un nidad del agua de formación. En estos ambientes, voltímetro o un sensor de corriente y obtener medi- el gran contraste entre la permitividad dieléctrica ciones precisas. Para las frecuencias en la región de de los hidrocarburos y el agua, independientelos GHz, los investigadores desarrollaron técnicas mente de la salinidad de la salmuera, hacen que como la de la línea de transmisión o de resonador de sea una medición ideal de saturación. microondas. Los métodos de línea de transmisión se Las herramientas de resonancia magnética utilizan ampliamente debido a que permiten medi- nuclear (RMN) también son capaces de detecciones de banda ancha. El ancho de banda abarcado tar hidrocarburos en ambientes de aguas dulces Oilfield Review está limitado, en el extremo inferior, por la disminumediante la medición de la difusión de los fluiSPRING 11 15 ción de la sensibilidad a la constante dieléctrica de DIELSCAN Fig. 5dos. Debido a que no se basan en la resistividad la muestra a medida que aumenta laORSPRG11-DIELSCAN longitud de de los fluidos Fig. 5 que ocupan los poros de la roca onda. La frecuencia máxima de medición depende para determinar la saturación, las herramientas del tipo de línea de transmisión, el modelo directo y dieléctricas y de resonancia magnética nuclear las limitaciones del sistema de adquisición. 12. Melrose DB y McPhedran RC: Electromagnetic Es importante cuantificar la porosidad ocuProcesses in Dispersive Media. Cambridge, Inglaterra: Cambridge University Press, 1991. pada por agua a partir de las mediciones dieléc13. Enciclopedia del Instituto Virtual de Ciencias tricas porque la relación entre la porosidad Aplicadas: “Dielectric Constant,” http://www.vias.org/ encyclopedia/phys_dielectric_const.htm ocupada por agua y la porosidad total representa (Se accedió el 11 de febrero de 2011). la saturación de agua (arriba). La medición de la 14. Poley JPh, Nooteboom JJ y de Waal PJ: “Use of V.H.F. permitividad dieléctrica puede determinar la Dielectric Measurements for Borehole Formation Analysis,” The Log Analyst 19, no. 3 (Mayo-junio de saturación de agua en forma independiente de la 1978): 8–30. medición de resistividad, que es un dato de 15. Akkurt R, Bachman HN, Minh CC, Flaum C, LaVigne J, Leveridge R, Carmona R, Crary S, Decoster E, Heaton entrada necesario y crítico en la ecuación de N, Hurlimann MD, Looyestijn WJ, Mardon D y White J: saturación de agua de Archie.14 “La resonancia magnética nuclear revela todo su potencial,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de Tanto el agua dulce como los hidrocarburos 2009): 4–23. tienen altos valores de resistividad. La salmueras típicas que se encuentran en las rocas de los yacimientos tienen baja resistividad. La ecuación de

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Permitividad

50 40

45 40 35

Frecuencia de operación de la herramienta EPT

30 25 20 15 10

10 2

10 3

Frecuencia, MHz

> Dispersión en los carbonatos. Los científicos encontraron que, debido a las diferencias en la textura de la roca, los carbonatos que por lo demás serían similares pueden tener respuestas dieléctricas muy diferentes, especialmente a bajas frecuencias. Los valores obtenidos en el laboratorio de permitividad de dos muestras de carbonatos diferentes cuyas porosidades, permeabilidades y saturación de fluidos son similares, se muestran junto con la permitividad calculada utilizando el método CRI (negro). La permitividad del carbonato 2 (rojo) es similar a los resultados del método CRI, pero la permitividad del carbonato 1 (verde) es diferente. Ninguna de las dos muestras coincidieron exactamente, excepto a aproximadamente 1 GHz, que corresponde a la frecuencia de operación de la herramienta EPT (línea roja discontinua). Debido a que los otros factores eran iguales, esta dispersión relacionada con la frecuencia está asociada con las diferentes texturas de las muestras de carbonatos.

leo de la roca. En definitiva, estos datos se calcular el volumen de hidrocarburo. Utilizando describen mejor como la información que, combi- una técnica de medición desarrollada recientenada con los resultados de otros registros, ayuda mente, que se basa en la dispersión dieléctrica, a los petrofísicos a caracterizar el yacimiento con las herramientas también pueden determinar las propiedades de la roca. Esto ha demostrado ser precisión. Las herramientas dieléctricas, sin embargo, especialmente útil en los carbonatos, pero tamofrecen a los petrofísicos más que la capacidad bién proporciona información para la evaluación Review de cuantificar la porosidad ocupadaOilfield por agua y de las areniscas arcillosas.

SPRING 11 DIELSCAN Fig. 6 ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 6

φ = 15,6%

0,051 ohm.m 0,211 ohm.m 1,010 ohm.m 4,890 ohm.m Seco

10 0

Conductividad, S/m

φ = 15,6% 60

Carbonato 1 Carbonato 2 Método CRI

50

Permitividad

son a menudo los principales medios para la cuantificación de los volúmenes de hidrocarburos en ambientes de agua dulce o en los que no se conoce la salinidad del agua de formación. La medición de la herramienta dieléctrica, sin embargo, se debe combinar con la porosidad de otras fuentes a fin de proporcionar las saturaciones de hidrocarburos. El resultado no depende del tipo de hidrocarburo ni de la red de poros. Las herramientas dieléctricas y de RMN tienen una profundidad de investigación somera, lo que evita que puedan sustituir completamente al tradicional conjunto de herramientas de adquisición de registros conocido como triple-combo. Mientras que las herramientas de resistividad miden hasta algunos metros en la formación, la naturaleza de las mediciones de RMN y dieléctricas se limitan a los primeros centímetros que se extienden desde la pared del pozo: la zona invadida, donde el fluido virgen ha sido invadido por el filtrado de lodo. Sin embargo, la naturaleza somera de las mediciones dieléctricas proporciona información importante sobre la movilidad del petróleo. La comparación de la saturación derivada de mediciones dieléctricas correspondiente a la zona invadida con respecto a la saturación de la zona virgen pueden ayudar a cuantificar el volumen de petróleo desplazado por el filtrado de lodo a base de agua. Este petróleo es móvil y se puede producir utilizando medios de producción primaria; en cambio, las zonas con petróleo no invadidas generalmente requieren de otros métodos, tales como la inyección de vapor, agua o CO2 o cualquiera de las muchas técnicas de recuperación mejorada del petróleo para drenar el petró-

30 20

10 -1

10 1

10 1

10 2

Frecuencia, MHz

10 3

10 -2 10 1

10 2

10 3

Frecuencia, MHz

> Efectos de la salinidad del fluido en las mediciones dieléctricas. Los núcleos fueron saturados con cuatro salmueras diferentes cuyas resistividades variaban entre 4,890 y 0,051 ohm.m. Se computaron la permitividad (izquierda) y conductividad (derecha) para un rango de frecuencias de 10 MHz a 10 GHz. Las mediciones de permitividad convergían a 1 GHz aproximadamente. A fines comparativos, se realizó una medición de permitividad de referencia en una muestra de núcleo seco (azul). El núcleo saturado con la salmuera de mayor salinidad (verde) mostró la mayor dispersión y fue la única que no convergía a 1 GHz. La conductividad dieléctrica en cambio, no convergía pero aumentaba con la frecuencia para las cuatro muestras, lo cual demostró el efecto dispersivo de la salinidad del fluido.

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Oilfield Review

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Volumen 23, no. 1

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0,50

50

0 4laboratorio 0,45 5 Medición de Modelo textural 0,40

Conductividad, S/m

Permitividad

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30

20

10

0,30

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0,10

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107

108

0

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106

107

Frecuencia, Hz

109

0,50 0 4laboratorio 0,45 5 Medición de Método CRI0,40

Conductividad, S/m

40

30

20

10

108

Frecuencia, Hz

50

Permitividad

Dispersión Debido a que los factores biológicos y sedimentológicos pueden producir una complicada red de poros, los carbonatos tienen una estructura mucho más compleja que las rocas siliciclásticas.16 La red de poros también puede ser alterada por la diagénesis postdepositacional.17 Esto hace que la evaluación de las propiedades petrofísicas de los carbonatos sea un desafío, especialmente la evaluación de la permeabilidad y las saturaciones de fluidos que no se miden directamente, sino que se derivan combinando mediciones mediante el uso de un modelo apropiado. Los investigadores de Schlumberger descubrieron que las propiedades dieléctricas calculadas con una frecuencia de 1 GHz utilizando la técnica CRI eran precisas para las muestras de rocas carbonatadas saturadas con mezclas de salmuera y petróleo (página anterior, arriba). Sin embargo, otros factores diferentes a la mineralogía y el contenido de agua afectan la permitividad a frecuencias más bajas.18 Las mediciones de las dispersiones de la permitividad en dos rocas carbonatadas con porosidad, mineralogía y saturación de agua similares, demostraron esta diferencia textural en función de la frecuencia. La observación de la dependencia de la frecuencia que presentan las propiedades dieléctricas llevó a los investigadores a desarrollar un modelo de dispersión dieléctrica para caracterizar la textura de la roca. Los investigadores también experimentaron con la conductividad y la permitividad dieléctrica de muestras de núcleos siliciclásticos saturados con salmueras de diferentes salinidades.19 Aunque la permitividad de una muestra seca permanece constante para un amplio rango de frecuencias, los valores de permitividad de las muestras impregnadas con salmuera variaban de acuerdo a la salinidad, convergiendo a frecuencias de alrededor de 1 GHz (página anterior, abajo). Las conductividades dieléctricas, sin embargo, no son lineales, y el efecto de la salmuera sobre los valores de la conductividad aumentan con la frecuencia del campo electromagnético aplicado. Por lo tanto, cualquier variación de la permitividad dieléctrica con la frecuencia aplicada se deberá relacionar con las propiedades texturales o con la salinidad del fluido. A lo largo de los años, se han desarrollado diferentes modelos para cuantificar la dispersión. El modelo textural utiliza elementos geométricos, como los granos laminares, para tener en cuenta

0,30

0,20

0,10

106

107

108

0

109

Frecuencia, Hz

106

107

108

109

Frecuencia, Hz

> Comparación de modelos. La permitividad y conductividad (azul) de las mediciones de núcleos en laboratorio realizadas sobre una muestra de carbonato se compararon con los valores calculados utilizando el método CRI (abajo, negro) y el nuevo modelo de dispersión textural (arriba, rojo). El método CRI coincidía con las propiedades derivadas de los núcleos a 1 GHz; pero casi no había coincidencia entre las muestras de carbonatos y el método CRI a frecuencias más bajas, especialmente en el caso de la conductividad. El modelo textural coincidía casi perfectamente con los datos de los núcleos. El ejemplo que se muestra es uno de los diferentes núcleos de carbonatos que se sometieron a prueba; todos los núcleos probados mostraron resultados similares. (Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)

las diferencias en los parámetros texturales. Para validar los modelos, los científicos adquirieron datos experimentales de conductividad y permitividad dieléctrica utilizando un amplio rango de frecuencias en rocas con varias Oilfield texturasReview dife11 rentes. Luego, utilizaron el modelo SPRING de dispersión

para ajustar sus mediciones. Esta técnica de inversión genera resultados de conductividad y permitividad dieléctrica que coinciden más con las mediciones de los núcleos en comparación con los resultados obtenidos mediante la técnica CRI tradicional (arriba).

DIELSCAN Fig. 9

ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 9Response of Brine-Saturated Rocks,” 16. Para obtener más información sobre el análisis de Dielectric yacimientos carbonatados, consulte: Al-Marzouqi MI, Petrophysical Review B 34, no. 8 (15 de octubre de 1986): Budebes S, Sultan E, Bush I, Griffiths R, Gzara KBM, 5145–5153. Ramamoorthy R, Husser A, Jeha Z, Roth J, Montaron Baker PL, Kenyon WE y Kester JM: “EPT Interpretation B, Narhari SR, Singh SK y Poirer-Coutansais X: Using a Textural Model,” Transcripciones del 26o “Resolución de la complejidad de los carbonatos,” Simposio Anual de Adquisición de Registros de la Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 44–60. SPWLA, Dallas (17 al 20 de junio de 1985), artículo DD. 17. Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis Kenyon, referencia 11. y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2 19. Seleznev N, Habashy T, Boyd A y Hizem M: “Formation (Diciembre de 2010): 14–29. Properties Derived from a Multi-Frequency Dielectric 18. Para obtener más información sobre la derivación de los Measurement,” Transcripciones del 47o Simposio Anual modelos utilizados para la inversión textural, consulte: de Adquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz, Stroud D, Milton GW y De BR: “Analytical Model for the México (4 al 7 de junio de 2006), artículo VVV.

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Él método textural puede ser utilizado para derivar el exponente de cementación, m, que se utiliza en la ecuación de saturación de agua de Archie. Los datos de cementación calculados utilizando el modelo textural se aproximan favorablemente a los exponentes de cementación medidos en forma independiente en los núcleos de carbonatos. Los datos de laboratorio se modelaron con éxito abarcando un amplio rango de valores para m desde 1,7 hasta 2,9 (izquierda). Esta técnica se ha utilizado con éxito para explicar las variaciones de la resistividad relacionadas con la textura de los carbonatos, que dan lugar a estimaciones de saturación erróneas (izquierda, extremo superior). Los efectos de la dispersión no están limitados a los análisis de carbonatos; también se pueden aplicar a la evaluación de areniscas arcillosas. Sin embargo, los modelos de dispersión para las lutitas son diferentes a los utilizados para el análisis de carbonatos debido a que las arcillas que componen la lutita, inducen comportamientos de dispersión específicos.

m calculada a partir del modelo textural

4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

m medida en laboratorio a partir de núcleos

> Exponente de cementación de la ecuación de saturación de agua de Archie. El exponente de cementación, m, se puede medir a partir de datos de núcleos, pero es un proceso que requiere mucho tiempo. Para calcular el valor de m en varias muestras de núcleos de carbonatos, se utilizó el modelo textural, desarrollado a partir del análisis de dispersión dieléctrico. El gráfico de interrelación entre los valores obtenidos de ambos métodos mostró una buena coincidencia a través de un intervalo amplio. El valor predeterminado de 2 para la ecuación de Archie no sería apropiado para la mayoría de estas muestras cuyos valores variaban desde 1,7 a 2,9. (Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)

gAPI

100

Calibrador

0 % 100

Saturación, m=2

pulgadas 16 0 % 100

ohm.m

1 000

Dieléctrica somera Litología

Profundidad, m

0 ppk 50 6

1

3,5 m corregida

Rayos gamma Salinidad

Dieléctrica profunda

Saturación,

1,0 0

Resistividad

Petróleo

m

1

ohm.m

Porosidad dieléctrica 1 000 50

Inducción profunda 1

ohm.m

%

1 000 50

%

X 750

X 760

X 770

X 780

Oilfield Review SPRING 11 DIELSCAN Fig. 10 ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 10

X 790

X 800

X 810

X 820

> Validación del modelo de dispersión. Debido a los efectos texturales, el cálculo de la saturación de agua de Archie en carbonatos utilizando las técnicas tradicionales puede dar lugar a resultados incorrectos. En este ejemplo, los datos de resistividad de inducción profunda (Carril 5, rojo) son más elevados de X 764 a X 778 m (zona sombreada en azul) que en las zonas superior e inferior. La saturación de agua calculada utilizando la ecuación de Archie (Carril 3, rojo) con un exponente de cementación fijo, m = 2, indica la posible presencia de petróleo (sombreado en verde) en este intervalo. La porosidad de la herramienta dieléctrica (Carril 6, azul) coincide con la porosidad total (negro), lo cual significa que no hay hidrocarburos. En este intervalo, el valor derivado del modelo de dispersión para m (Carril 2, azul) varía de 1,9 a 2,6. La saturación de agua calculada utilizando estos valores corregidos de m en la ecuación de Archie arrojan como resultado una saturación de agua de 100% (Carril 3, negro), lo cual se aproxima más a los resultados esperados.

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42005schD7R1.indd 9

0

Porosidad total 0

Areniscas arcillosas La cuantificación de la arcillosidad ha estado limitada a las correlaciones con rayos gamma, registros sónicos, espectroscopía de captura de neutrones o diferencias entre los registros de porosidades de densidad y neutrón. Los resultados no son mediciones directas sino que se basan en inferencias empíricas. El modelo de dispersión dieléctrica cuantifica directamente los efectos de la arcilla como los que se observan en las secuencias laminadas de areniscas y lutitas.20 Esto resulta especialmente útil en las areniscas arcillosas de agua dulce en las que la resistividad medida está determinada en gran parte por el contenido de arcilla. Pero las aplicaciones de datos dieléctricos para determinar la arcillosidad no se limitan sólo a los casos de agua dulce. Debido a que la respuesta dispersiva de las propiedades dieléctricas de una arcilla está relacionada directamente con 20. Las arenas laminadas se caracterizan por la presencia de intervalos de capas delgadas de arenas y lutitas apiladas. La presencia de láminas de lutita se traduce en mediciones de valores más bajos de resistividad volumétrica y puede enmascarar la presencia de hidrocarburos. El espesor de las láminas en general se encuentra por debajo del umbral de resolución de las herramientas convencionales de adquisición de registros. 21. Myers MT: “A Saturation Interpretation Model for the Dielectric Constant of Shaly Sands,” artículo 9118, presentado en la Quinta Conferencia Anual de la Sociedad de Analistas de Núcleos, San Antonio, Texas, EUA, 20 al 21 de agosto de 1991. 22. Seleznev et al, referencia 19. 23. Toumelin E y Torres-Verdín C: “Pore-Scale Simulation of KHz-GHz Electromagnetic Dispersion of Rocks: Effects of Rock Morphology, Pore Connectivity, and Electrical Double Layers,” Transcripciones del 50o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, The Woodlands, Texas, EUA (21 al 24 de junio de 2009), artículo RRR.

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Mezcla de esmectita y agua Mezcla de caolinita y agua

400

Mezcla de arena Ottawa y agua 300

Permitividad real, εr

la física que controla su conductividad, la técnica de dispersión ofrece estimaciones precisas de arcillosidad (derecha).21 Como se ha demostrado con los carbonatos, la permitividad relativa calculada con el modelo CRI puede no coincidir con los datos derivados de núcleos a frecuencias menores a 1 GHz. Este comportamiento dispersivo también se observa en las areniscas arcillosas y en las secuencias de areniscas y lutitas pero por diferentes razones. Para estas rocas, se correlaciona con la capacidad de intercambio catiónico (CIC) de los minerales en la formación, lo que se refiere tanto a la polarización electroquímica, también conocida como un efecto de doble capa, como a la polarización interfacial Maxwell-Wagner. Ambos efectos están presentes, y los efectos electroquímicos dominan en condiciones de menor salinidad, mientras que la polarización interfacial domina en condiciones de alta salinidad. La capacidad CIC es la cantidad de cationes (iones con carga positiva) que un mineral de arcilla puede alojar en su superficie con carga negativa. Las arcillas son aluminosilicatos en los que se han sustituido algunos de sus iones de aluminio y silicio por elementos con una valencia o carga diferentes. La presencia de los iones de las arcillas mejora la polarización interfacial y electroquímica.22 Los elementos no conductivos que se encuentran en la formación, cuando se mezclan entre sí, pueden presentar conductividad dieléctrica que no estaría presente si estos elementos estuviesen por separado. Esto se debe al fenómeno geométrico Maxwell-Wagner, que está relacionado con la acumulación de carga en la interfaz entre la salmuera y la roca o entre la salmuera y el petróleo. Entre estas superficies cargadas, la salmuera forma dipolos macroscópicos, que pueden dar lugar a polarizaciones macroscópicas que dependen de la frecuencia. Cuando se exponen a un campo electromagnético de baja frecuencia, los dipolos alcanzan el equilibrio antes de que cambie la dirección del campo. Cuando se exponen a un campo electromagnético de alta frecuencia, los dipolos no pueden seguir los cambios rápidos del campo, produciendo disipación de energía, aumento de conductividad eléctrica y disminución de permitividad dieléctrica.23 En el rango de frecuencia de la herramienta Dielectric Scanner (20 MHz a 1 GHz), los mecanismos de polarización, electroquímico y geométrico (Maxwell-Wagner) contribuyen a la dispersión dieléctrica global medida en las formaciones que

200

Δ εr 100

0

10 0

10 1

10 2

10 3

Frecuencia, MHz

> Polarización interfacial. Las mezclas de arena y arcilla muestran comportamientos de permitividad dieléctrica dispersivos dependiendo del tipo de arcilla. La medición de permitividad real en una mezcla de esmectita y agua tiene una gran dependencia con respecto a la frecuencia; por ejemplo, compárese la permitividad real a 10 MHz con la de 1 GHz. En la mezcla de caolinita y agua, los efectos están presentes, pero menos pronunciados. En la mezcla de arena y agua la dispersión era pequeña. Debido al mayor volumen de agua ligada asociada con la esmectita que con la caolinita, hay una disminución de la permitividad a medida que aumenta la frecuencia. Esta correlación entre la dispersión y el contenido y tipo de lutita se puede utilizar para calcular la capacidad de intercambio catiónico (CIC) y cuantificar los efectos de la arcilla a partir de los datos dieléctricos.

contienen arcilla. La respuesta electroquímica la capacidad CIC para las ecuaciones de saturadisminuye con el aumento de la salinidad de la ción de agua. La capacidad CIC determina tanto salmuera. Los efectos de Maxwell-Wagner aumen- el efecto de la arcilla en la medición de resistivitan con el aumento de la salinidad de la salmuera. dad, como también el volumen de agua ligada que Para una salinidad de salmuera determinada, un debe ser excluido de la medición de porosidad aumento en el contenido de arcilla de la roca pro- total a fin de determinar correctamente la saturavoca un aumento en su valor de la capacidad CIC ción de agua y el volumen de petróleo. Medir la y un aumento en su dispersión dieléctrica debido capacidad CIC directamente en lugar de estia los mecanismos electroquímicos y de Maxwell- marla a partir del tipo y volumen de arcilla es una manera más simple y robusta de determinar la Wagner simultáneamente. La importancia relativa de cada mecanismo saturación de agua en las areniscas arcillosas. Un beneficio adicional de la medición dielécestá afectada por la salinidad de la salmuera. trica es la capacidad de medir directamente el Por ejemplo, las mediciones de Oilfield una muestra Review SPRING 11 secada al vacío no muestran dependencia de la contenido de lutita y la saturación en alta resoluDIELSCAN Fig. frecuencia, pero en las rocas sedimentarias, la 12ción. Aunque se han desarrollado técnicas para ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 12 permitividad dieléctrica se incrementará con el medir la anisotropía con dispositivos de resistiviaumento de la superficie y de la capacidad CIC. dad, tales como la herramienta de inducción Al relacionar la dispersión debida a los efectos de triaxial Rt Scanner, esta medición no tiene la la arcilla con respecto a la capacidad CIC, los resolución vertical de la herramienta dieléctrica. petrofísicos pueden cuantificar el contenido de Los dispositivos de porosidad nuclear pueden proporcionar datos de entrada para las mediciolutita en las rocas de los yacimientos. Los intentos para determinar tanto el volumen nes de saturación de alta resolución; sin embargo, de arcilla como el tipo de arcilla están motivados la resolución vertical de estos datos está limitada por la necesidad de tener un valor de entrada de por la física y el espaciamiento de los detectores.

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La herramienta Dielectric Scanner Las mediciones de los dispositivos electromagnéticos que operan a frecuencias en el rango de los kHz, como una herramienta de inducción, son más conocidos que las mediciones dieléctricas adquiridas a muy altas frecuencias. Las mediciones a menores frecuencias están dominadas por la conductividad de la formación, pero a medida que la frecuencia aumenta, los efectos dieléctricos comienzan a aparecer y luego predominan. Las mediciones a muy alta frecuencia ofrecen la posibilidad de evaluar la conductividad y la permitividad de forma simultánea. Además, la obtención de información sobre la textura y la arcillosidad utilizando dispersión dieléctrica requiere una medición de alta calidad adquirida a múltiples frecuencias. La herramienta Dielectric Scanner fue desarrollada para proporcionar el conjunto completo de los datos necesarios para estas aplicaciones (próxima página, a la izquierda). La herramienta tiene un patín totalmente articulado para posicionar los transmisores y receptores contra la pared del pozo. La forma del patín es cilíndrica y las antenas están diseñadas para actuar como dipolos magnéticos perfectos. Cada uno de los dos transmisores y los ocho receptores pueden operar con polarización longi-

50

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Petróleo Hidrocarburo

Sw de Archie

Resistividad horizontal

0 % 100

Imagen FMI

Sw dieléctrica 0 % 100

Litología

Profundidad, pies

La medición dieléctrica provee valores de porosidad ocupada por agua con resoluciones del orden de los 2,5 cm [1 pulg]. La información dieléctrica permite a los petrofísicos calcular las reservas y estimar la producción con mayor precisión de la que pueden hacerlo actualmente con la resistividad y porosidad derivadas de otras fuentes, incluidas las nuevas tecnologías tales como las herramientas de inducción triaxial (derecha). La capacidad para medir la arcillosidad y los efectos de la arcilla resulta esencial en la caracterización de los yacimientos anisotrópicos de areniscas arcillosas de agua dulce. Los intérpretes identifican la presencia de hidrocarburos en los yacimientos anisotrópicos mediante la observación de la diferencia entre la resistividad horizontal y vertical, tales como las que se obtienen con la herramienta Rt Scanner. Sin embargo, el uso de esta técnica no es efectiva en los ambientes de agua dulce debido a la falta de contraste entre las resistividades del agua dulce, las láminas de lutita y el petróleo. Los analistas de registros pueden, sin embargo, determinar la anisotropía con alta resolución utilizando las mediciones longitudinales y transversales de la herramienta Dielectric Scanner. A partir de estos datos se pueden cuantificar los efectos de la arcilla y la saturación de petróleo.

1

ohm.m

Porosidad dieléctrica 1 000 50

Resistividad vertical 1

ohm.m

%

0

Porosidad de interrelación 1 000 50

%

0

1 350

1 360

> Saturación de hidrocarburo de alta resolución. Las diferencias entre las resistividades horizontal y vertical (Carril 4) de un dispositivo de inducción triaxial, como la herramienta Rt Scanner, pueden ayudar a interpretar la anisotropía. Sin embargo, las laminaciones en los datos del generador de imágenes microeléctricas de cobertura total, FMI, (Carril 1) son más delgadas que las resoluciones de la herramienta de inducción o las herramientas de densidad y neutrón, como se muestra en la porosidad de interrelación (Carril 5, negro). Esto puede resultar en un cálculo de productividad neta excesivamente alto. La resolución vertical de la medición de saturación derivada de la herramienta Dielectric Scanner (Carril 2, negro) puede ser tan pequeña como 2,5 cm. La diferencia entre las resoluciones se observa cuando se compara la saturación de agua de Archie (Carril 2, rojo) con la saturación dieléctrica (negro). La incorporación de datos dieléctricos en el análisis resulta en cálculos de espesores productivos permeables y estimación de reservas más precisos.

tudinal o transversal.24 La medición se realiza a del lodo. En modo reflexión, miden las propiedacuatro frecuencias discretas de 20 MHz a 1 GHz des dieléctricas del material que se encuentra aproximadamente. Cada ciclo de medición incluye directamente frente al patín: lodo o revoque de 72 mediciones de amplitud transmisor-receptor y filtración. Como la herramienta adquiere datos en 72 mediciones de fase. La multiplicidad de los ambas polarizaciones, longitudinal y transversal, pares transmisor-receptor permite compensar se pueden cuantificar los efectos de la anisotropía las mediciones por efectos del pozo, y un algo- a alta resolución. La polarización longitudinal ritmo de control de calidad puede extraer los mide la permitividad y la conductividad en un pares desequilibrados y eliminarlos de la compu- plano que es ortogonal al eje de la herramienta tación. La profundidad de investigación (DOI, (próxima página, a la derecha). La polarización por sus siglas en inglés), que es una función del transversal mide la conductividad y la permitiviespaciamiento entre el emisor y el receptor, la dad tanto vertical como horizontal. Oilfield de Review frecuencia de trabajo y las propiedades la 24. La obtención de mediciones longitudinales y 11 transversales se compara con los modos de radiación formación, varía de 2,5 cm a 10,2 cmSPRING [1 a 4 pulg]. DIELSCAN Fig. 13 longitudinal y transversal de las herramientas EPT de Se obtiene una resolución vertical de 2,5 cm. generación ORSPRG11-DIELSCAN Fig.13más antigua, que son modos que requirieron conjuntos de hardware completamente independientes. Los dipolos eléctricos en la cara del patín proporcionan dos modos de operación. En modo pro- 25. Heger K, Uematsu M y Franck EU: “The Static Dielectric Constant of Water at High Pressures and pagación, realizan la medición transversal más Temperatures to 500 MPa and 550°C,” Berichte der Bunsengesellschaft für physikalische Chemie 84, somera y se utilizan para estimar las propiedades no. 8 (Agosto de 1980): 758–762.

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Las mediciones de temperatura y presión también son necesarias para los procedimientos de compensación en los modelos dieléctricos. Bajo condiciones de fondo de pozo, la presión tiene un efecto significativo sobre las propiedades dieléctricas del agua.25 Las dependencias con respecto a la temperatura, salinidad y presión también se deben considerar en el modelo dieléctrico para producir una interpretación precisa de los registros en condiciones de fondo de pozo. La temperatura se mide con el sensor de lodo integrado y se utiliza un sensor específico para medir la presión hidrostática.

Longitudinal

H

E

Región detectada longitudinalmente

Región detectada en forma combinada

Transversal

E

H

or

R XA

ns

4

Se

R XA 2

vo

re

R XA

de

3

Brazo calibrador

1

e

qu

R XA TA

Región detectada transversalmente

TB 1

R XB

Patín articulado

2

R XB 3

R XB 4

R XB

> Herramienta Dielectric Scanner. Esta herramienta introducida recientemente incorpora varias características para mejorar la adquisición de datos y proporcionar mediciones más precisas. A diferencia de las herramientas de generaciones anteriores que utilizaban patines fijos, la herramienta Dielectric Scanner utiliza el brazo calibrador para empujar el patín articulado contra la formación. La curvatura del patín también ayuda a mejorar el contacto con la pared del pozo. Los transmisores (TA y TB) y los conjuntos de antena (RXA1 a RXA4 y RXB1 a RXB4) operan a frecuencias discretas de 20 MHz a 1 GHz. Los transmisores y las antenas son dipolos cruzados yuxtapuestos y pueden operar simultáneamente en modos de polarización transversal (flecha roja) y longitudinal (flecha azul). Dos dipolos eléctricos abiertos (sensores de cable coaxial de extremos abiertos) miden las propiedades del revoque y proveen control de calidad. A fin de obtener datos de entrada para Oilfield Review el cálculo de propiedadesSPRING de fluidos 11más precisas, la herramienta mide tanto la temperatura como la presión en el lugar de laDIELSCAN medición. Se Fig.utiliza 14 la compensación por efectos del pozo para eliminar los pares transmisor-receptor desajustados. Para Fig. cada14ciclo de medición, se realizan 72 mediciones ORSPRG11-DIELSCAN de atenuación y 72 mediciones de fase por cada una de las cuatro frecuencias. La profundidad de investigación es de 2,5 cm a 10,2 cm [1 pulg a 4 pulg] dependiendo del espaciamiento entre transmisor y receptor y de las propiedades del fluido de formación.

> Modos de operación de la herramienta. Las herramientas dieléctricas generan ondas electromagnéticas y crean un campo cuyas componentes eléctricas (E) y componentes magnéticas (H) son perpendiculares entre si. La polarización de la onda determina la dirección del campo creado. Los modos de polarización longitudinal (arriba) y transversal (abajo) corresponden a mediciones en los planos horizontal y vertical con respecto a la herramienta. Cada modo genera una orientación específica de campo y una forma de región detectada (recuadros). Las bandas en colores representan las múltiples profundidades de investigación, que son funciones del espaciamiento entre transmisor y receptor y de las propiedades de la formación. Las regiones detectadas por los dos modos se superponen (centro); las diferencias en las mediciones generadas a partir de las dos orientaciones ayudan a identificar anisotropía.

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Oilfield Review SPRING 11 DIELSCAN Fig. 15 ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 15

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F0 R1

es Zona de transición pa cia mi en tos mú ltip Zona invadida les Investigación estructural: polarizaciones múltiples Revoque

R2

R3

Inv es tig a

F2

La herramienta investiga tres áreas principales: información radial, información referente a estructuras geológicas y textura de la matriz (izquierda). Los datos de los diferentes pares transmisorreceptor en todas las frecuencias se invierten para calcular las permitividades y conductividades de varias capas: el revoque, la zona invadida cercana y la zona invadida lejana. Las propiedades petrofísicas se pueden calcular mediante el modelo CRI para cada una de las cuatro frecuencias. El proceso de dispersión con las entradas de múltiples frecuencias se puede realizar a diferentes profundidades de investigación (abajo).

F3

Orientación molecular Polarización electrónica 105

106

10 7

10 8 Frecuencia, Hz

109

10 10

Investigación textural: frecuencias múltiples

ial :

Homogeneidad de la formación

rad

ció n

Zona virgen

R4

F1

Polarización interfacial

Anisotropía

> Dimensiones de las mediciones dieléctricas. Con sus cuatro frecuencias de operación (F0 a F3) y sus cuatro pares de espaciamientos entre transmisor y receptor (R1 a R4), la herramienta Dielectric Scanner tiene tres rangos de investigación: textural, radial y estructural. Las frecuencias de operación fueron elegidas para aprovechar los mecanismos de polarización interfacial, molecular y electrónica, que están relacionados con los efectos texturales y efectos de la arcilla. La investigación radial se logra mediante cuatro pares de espaciamientos entre transmisor y receptor que modelan la región cercana al pozo, que incluye al revoque y a la zona invadida, y, dependiendo de la profundidad de invasión, puede abarcar la zona de transición y la zona virgen. La investigación estructural se logra mediante la polarización orientacional. La medición en los planos horizontal y vertical permite la identificación de anisotropía de formación a alta resolución.

Método CRI

Modelo de dispersión

φT, ε matrix, temperatura y presión

φT, ε matrix, temperatura y presión Modelo de dispersión Modelo de agua

Modelo de dispersión Modelo de agua

S W, SH

σwater, SH

σ Dielectric

Inversión

Incertidumbres de entrada

Oilfield Review Incertidumbre de SPRING 11 los parámetros DIELSCAN Fig. 16 ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 16

Revoque

Zona invadida somera

εSH, F3

σSH, F3

S W, SH

σwater, SH

Constante dieléctrica SH

SW, SH

σwater, SH

Inversión

Incertidumbres de entrada

Zona invadida profunda

Revoque

εr, SH, F3

ε r, SH, F0, σDielectric, SH, F0 ε r, SH, F1, σDielectric, SH, F1 ε r, SH, F2, σDielectric, SH, F2 ε r, SH, F3, σDielectric, SH, F3

Constante dieléctrica SH Parámetros texturales Incertidumbre de los parámetros

Zona invadida somera

Zona invadida profunda

ε SH, F0, σSH, F0 ε SH, F1, σSH, F1 ε SH, F2, σSH, F2 ε SH, F3, σSH, F3

ε Deep, F0, σ Deep, F0 ε Deep, F1, σ Deep, F1 ε Deep, F2, σ Deep, F2 ε Deep, F3, σ Deep, F3

> El método CRI versus el modelo de dispersión textural. La herramienta Dielectric Scanner tiene cuatro frecuencias de operación y múltiples espaciamientos entre transmisor y receptor. Para el método CRI (izquierda), las entradas consisten en la porosidad total, fT, permitividad de la matriz, εmatrix, temperatura y presión. La inversión parte de la medición de permitividad real y de la conductividad dieléctrica y arroja como resultado la saturación de agua, conductividad del agua, y constante dieléctrica para cualquier combinación de frecuencia y espaciamiento entre transmisor y receptor. Lo que se muestra es la medición somera (SH, por su abreviatura en inglés). Para referencia y control de calidad, la incertidumbre de las mediciones de entrada también se pueden calcular y aplicar a las salidas. Las entradas para el modelo de dispersión (derecha) son similares, pero para el procesamiento se necesitan la permitividad y conductividad a frecuencias múltiples. Las salidas incluyen la saturación de agua, la conductividad, la constante dieléctrica y los parámetros texturales. Los datos pueden invertirse para diferentes profundidades de investigación, que son funciones del espaciamiento entre transmisor y receptor y de las propiedades de la formación. (Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)

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Resistividad

Saturación de Archie Calibrador Profundidad, m

6

0

100 %

0

pulgadas 16 Saturación

Litología

0,2

%

2 000

ohm.m

0,2

ohm.m

2 000

Resistividad verdadera de la herramienta HRLA 0 0,2

ohm.m

Porosidad

2 000

Zona invadida de la herramienta Dielectric Scanner

Dolomita Agua

0 100

ohm.m

Zona invadida

Ilita Calcita

Petróleo de la Entradas de herramienta Agua ligada Archie, Dielectric m =n Scanner Porosidad 3,5 100 %

0,2

Efectos de la dispersión

Hidrocarburo Porosidad total 50

%

0

Porosidad ocupada por agua de la herramienta Dielectric Scanner

2 000 50

%

0

Conductividad

Petróleo Diferencia

Herramienta de arreglo de lateroperfil

Permitividad

Saturación de petróleo residual

F3– F2

F2– F3

F2– F1

F1– F2

F0– F1

F0– F1

X10

X20

X30

X40

> Prueba en carbonatos de Medio Oriente. Los analistas de registros incorporaron los datos de la herramienta Dielectric Scanner a los del conjunto de herramientas de adquisición de registros LithoDensity–Array Porosity–HRLA. El análisis de porosidad (Carril 5) incluyó la porosidad total (negro) y la porosidad dieléctrica (azul). La diferencia entre ambas porosidades (sombreada en verde) representa a los hidrocarburos residuales. La conductividad dieléctrica, convertida a resistividad (Carril 4, azul), se presentó junto a las resistividades de la herramienta HRLA (rojo y negro) y la resistividad somera de la herramienta LithoDensity (verde). La saturación de agua se calculó a partir Oilfield Review de los datos dieléctricos (Carril 2, negro) y a partir de la ecuación de Archie (rojo), la cual se corrigió SPRING 11 derivadas de los datos dieléctricos. Los efectos por variaciones en el exponente m (Carril 1, azul) de la dispersión se pueden visualizarDIELSCAN comparando Fig.las18diferencias entre las permitividades y conductividades calculadas a partir ORSPRG11-DIELSCAN de los pares de frecuencias (Carril 6). La diferencia entre Fig.18 las respuestas en frecuencias está identificada por colores (cian, azul, rojo).

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Para facilitar la integración de los datos dieléctricos con los datos de otras herramienta de adquisición de registros, los ingenieros han desarrollado el software Dielectric Pro para realizar la interpretación de la dispersión dieléctrica. Se puede realizar el procesamiento y la interpretación de todos los datos utilizando la porosidad, la resistividad y el análisis de saturación obtenidos a partir de las herramientas convencionales. La conductividad y permitividad se pueden calcular a múltiples frecuencias. Los gráficos de interrelación de los datos proporcionan información para el análisis textural y de arcillosidad. En los flujos de trabajo se encuentran incorporados varios modelos de interpretación que proveen métodos alternativos para el análisis de los datos. El procesamiento radial puede derivar variaciones en la conductividad y permitividad de la formación para el análisis de anisotropía. Sin embargo, el verdadero valor de los registros dieléctricos está en las aplicaciones de fondo de pozo. De la investigación al yacimiento Petroleum Development Oman (PDO) ha probado la herramienta Dielectric Scanner en varios pozos. Los objetivos de PDO incluían la evaluación de las secuencias laminadas de areniscas lutitas, carbonatos de petróleo pesado, areniscas arcillosas y carbonatos de ultra-alta salinidad.26 Para uno de los pozos de prueba, el objetivo era cuantificar el volumen de petróleo residual; es decir, el petróleo que no ha sido desplazado por la invasión de filtrado de lodo, independientemente de las mediciones de resistividad y a fin de integrar los datos dieléctricos con un conjunto completo de datos de otras herramientas de adquisición de registros de pozo abierto. PDO evaluó la capacidad de la herramienta para detectar la movilidad del petróleo y proveer información textural en esta prueba. Los pozos seleccionados estaban en un yacimiento carbonatado. La salinidad del filtrado de lodo era de aproximadamente 180 000 partes por millón (ppm) de NaCl. Dado que la herramienta dieléctrica mide la parte ocupada por agua de la porosidad, la diferencia entre la porosidad de interrelación densidad-neutrón y la porosidad dieléctrica es la saturación de petróleo residual. En este caso, la diferencia era grande, lo cual indicaba claramente la presencia de una considerable cantidad de hidrocarburo no desplazado (izquierda). 26. Mude J, Arora S, McDonald T y Edwards J: ”Wireline Dielectric Measurements Make a Comeback: Applications in Oman for a New Generation Dielectric Log Measurement,” Transcripciones del 51er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth, Australia Occidental, Australia (19 al 23 de junio de 2010), artículo GG.

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Rxo de la herramienta HRLA

Profundidad, m

Calibrador 6

pulgadas

0,02 ohm.m 2 000 45 16

Rayos gamma 0

gAPI

Porosidad neutrónica de la herramienta de arreglo

Rt de la herramienta HRLA

60 0,02 ohm.m 2 000

%

-15 0

Densidad volumétrica 1,95 g/cm3 2,95 0

Los analistas de registros descubrieron que en lugar de utilizar el valor alto de n correspondiente a la sección superior para calcular la saturación de agua con la ecuación de Archie, se debería utilizar un valor más bajo.

Porosidad de la herramienta de densidad %

Porosidad dieléctrica %

40

Saturación de agua de Archie

Saturación de agua dieléctrica

%

%

40 100

0 100

0

X25

X50

X75

> Mejora del cálculo de la saturación de agua. En estos carbonatos de Medio Oriente, se utilizaron las entradas estándares para calcular la saturación de agua (Carril 5). En la ecuación de saturación de agua de Archie se utilizó un valor constante para n, obtenido de los datos de núcleos de pozos cercanos. La saturación de agua también se calculó a partir de los datos dieléctricos (Carril 6). Se aprecia una buena concordancia en el intervalo superior (zona sombreada en verde claro), lo que confirma el valor de n. La saturación de agua derivada de mediciones dieléctricas en el intervalo inferior (zona sombreada en azul claro), que incluye una zona de transición de petróleo a agua, es menor, lo cual indica más petróleo, en comparación con el que se obtiene utilizando el valor de n apropiado para el intervalo superior. Resultados como éstos pueden afectar a las estimaciones de reservas petrolíferas, lo cual a su vez impacta en los requerimientos de equipos y en el desarrollo del campo.

Luego, los datos dieléctricos se integraron en Esta cuantificación de petróleo residual, independiente de la medición de resistividad, cum- un análisis y se compararon con la saturación de plió con el primer objetivo de la prueba de PDO. agua calculada a partir de los datos de entrada que Para lograr el segundo objetivo, los analistas se consideran típicos para el campo. En la sección calcularon la salida textural dieléctrica para utili- superior, donde generalmente se utiliza un parámezarla en la ecuación de saturación de agua de tro de saturación de Archie, o valor de n, elevado, Archie. El análisis de dispersión Oilfield indicó que el hay una buena concordancia entre los dos métodos. Review SPRING exponente de cementación, m, variaba de 1,511 a 2,5 Este valor fijo de n se obtuvo en un campo cercano DIELSCAN Fig. 19y es apropiado para rocas impregnadas de petróleo en el intervalo en cuestión. PDO atribuyó la variaORSPRG11-DIELSCAN Fig.19 bilidad de m a las diferencias texturales y de facies (arriba). En una transición entre una zona de en el carbonato. El uso de un parámetro m más petróleo a una de agua, hay una diferencia entre preciso resultó en una determinación más correcta la salida obtenida utilizando este valor para la de la saturación de hidrocarburo. La práctica más constante n y la salida derivada de las mediciones común consiste en la utilización de un valor cons- dieléctricas. Lo más probable es que esto se deba tante para m, el cual, en base a estas constatacio- a que la roca está menos impregnada por petróleo en esta zona que en la zona petrolífera. nes, daría lugar a resultados inexactos.

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Resolución de la saturación Los yacimientos someros de petróleo pesado, que incluyen algunas de las pocas áreas donde se utilizan actualmente las herramientas dieléctricas, se pueden encontrar en varias regiones en el mundo. Canadá, EUA, México, Indonesia y Venezuela están entre los lugares que poseen grandes reservas de petróleo pesado.27 En California, EUA, se ha producido petróleo pesado desde la década de 1890. La mayoría de este petróleo pesado se encuentra a menos de 3 000 pies [1 000 m] de profundidad. Estos yacimientos de petróleo pesado someros están condicionados por dificultades de interpretación asociadas con el agua dulce. La interpretación se complica aún más porque muchos de los yacimientos han estado sometidos a la inyección de vapor o de agua durante más de 50 años.28 Los fluidos en los pozos perforados recientemente en estos yacimientos poco pueden parecerse a los fluidos que había originalmente en el lugar, o pueden cambiar drásticamente a través de las secciones aparentemente homogéneas del yacimiento debido a las diferencias en los antecedentes operacionales. A partir de mediados de 1980, el análisis petrofísico de los yacimientos someros de petróleo pesado en California con frecuencia incluía la herramienta EPT para estimar los hidrocarburos en el lugar, y el uso de la herramienta se convirtió en rutina en la década de 1990. La herramienta medía la porosidad ocupada por agua de la zona invadida. Un beneficio adicional del uso de las herramientas dieléctricas en estos yacimientos, donde hay poca invasión de filtrado de lodo de perforación y donde el petróleo es prácticamente inamovible, es que la información coincide con la de la zona virgen. Mientras que la herramienta EPT se desarrolló inicialmente para analizar los yacimientos en los que se sabía que el agua de formación era dulce, en la actualidad las herramientas dieléctricas también se utilizan cuando no se conoce la salinidad del agua de formación debido a las alteraciones causadas por la inyección de fluidos para la recuperación mejorada de petróleo. Obtener datos de calidad de los pozos en los yacimientos de petróleo pesado de California ha resultado complicado. En muchos yacimientos, los granos de arena se mantienen unidos por el petróleo viscoso original que había en el lugar. Las zonas depletadas a menudo presentan pozos rugosos debido a que se vuelven inestables después de

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haberse extraído parte del petróleo. El diseño de mandril del patín de la herramienta EPT muchas veces daba lugar a mediciones que estaban comprometidas por la rugosidad del pozo. El patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner fue diseñado para mejorar el contacto con la pared del pozo cuando el pozo no está en condiciones ideales. La interpretación de las mediciones de la herramienta EPT también estaba afectada por los cambios en las condiciones de fondo de pozo producidas por la inyección de vapor. El perfil de temperatura de los pozos sometidos a inyección de vapor no sigue un gradiente lineal típico, como el que se asume para la interpretación de las mediciones dieléctricas. Como la herramienta EPT no posee un sensor de temperatura exterior, no puede corregir por temperatura los datos sin procesar, por lo cual se introducen errores en la medición. Para superar esta limitación y proveer correcciones adicionales por los efectos ambientales, se incorporaron sensores de presión, temperatura y revoque en el patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner. Chevron U.S.A. Inc. ha probado la herramienta Dielectric Scanner en sus operaciones de inyección de vapor para el desplazamiento de petróleo pesado en el campo Cymric, ubicado en el margen suroeste del Valle de San Joaquín, California. Uno de los intervalos de mayor producción es la formación Tulare, que corresponde a las edades desde el Plioceno hasta el Pleistoceno y son en su mayoría depósitos de areniscas fluviodeltaicas mal consolidadas y limitadas por lutitas. Las arenas productoras se encuentran desde los 50 pies hasta los 1 600 pies [15 m hasta 490 m] de profundidad. La porosidad promedio es de 34%, la permeabilidad varía de 2 000 a 3 000 mD y los promedios de saturación de petróleo de 55% a 65%. La densidad del petróleo varía de 9 a 14 grados API. La producción comenzó a principios de la década de 1900 y el desplazamiento por vapor de agua fue introducido por primera vez en la década de 1970. Los cálculos de saturación de agua obtenidos de los datos de resistividad son problemáticos en el campo Cymric debido a las alteraciones en la salinidad original del agua de formación causada por años de inyección de vapor. 27. Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo pesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–60. 28. Little JD, Julander DR, Knauer LC, Aultman JT y Hemingway JL: “Dielectric Dispersion Measurements in California Heavy Oil Reservoirs,” Transcripciones del 51er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth, Australia Occidental, Australia (19 al 23 de junio de 2010), artículo D.

ciones preexistentes con las de la nueva herramienta. Se obtuvieron testigos laterales (muestras de pared de pozo) en el intervalo de producción. El pozo interceptó el contacto petróleo/agua a una profundidad de 830 pies [253 m] (abajo).

Chevron corrió el conjunto de registros Platform Express triple-combo junto con la herramienta Dielectric Scanner en un pozo del campo Cymric. El conjunto de registros incluía la herramienta EPT para que la compañía pudiese comparar las medi-

Calibrador 8,5 pulg 18,5

Revoque de la herramienta de resistividad Revoque de la herramienta de densidad Revoque de la herramienta de resistividad 0,5 2,5 pulg

Agua Arcilla

Resistividad profunda de la herramienta de inducción de arreglo a 2 pies ohm.m

5 000

0 Resistividad de la zona invadida Revoque de la 0,5 ohm.m 5 000 herramienta Resistividad de densidad dieléctrica de la 2,5 pulg 0 zona invadida Prof., pies 0,5 ohm.m 5 000

Hidrocarburo residual

Volumen de agua irreducible

Saturación de agua a partir de núcleos

Hidrocarburo

0

%

0

%

0 50

50

%

0 50

Porosidad derivada de núcleos

0 50

%

%

0

Porosidad ocupada por agua de la herramienta Dielectric Scanner

0 50

%

0

Porosidad de la herramienta EPT %

0

600

800

> Contrarrestar la rugosidad. El patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner, el cual sigue los contornos del pozo, compensa las rugosidades y ensanchamientos del mismo. La herramienta EPT es un dispositivo de mandril, lo que significa que el patín se encuentra fijo en su lugar; Chevron quiso comparar los datos de ambas herramientas en su pozo de petróleo pesado Cymric. Después de realizada la adquisición de datos en el pozo, los ingenieros observaron un revoque aparente (Carril de profundidad, zona sombreada en azul claro) en el intervalo entre 780 pies y 820 pies derivado de los sensores de microperfil de la herramienta LithoDensity (sombrado en gris oliva). El revoque, si está presente, puede indicar permeabilidad y petróleo desplazado. La porosidad ocupada por agua derivada de la herramienta EPT (Carril 5, rojo) entre 810 pies y 820 pies era superior a la porosidad en otros intervalos, tales como entre 540 pies y 605 pies. Esto podría indicar la presencia de filtrado reemplazando al petróleo original, y los ingenieros podrían haber asumido que era posible utilizar métodos de producción primaria en esta zona. Sin embargo, el diseño mejorado del patín de la herramienta Dielectric Scanner contrarresta los efectos de la rugosidad y la porosidad ocupada por agua (Carriles 4 y 5, azul) no muestra incrementos a través de este intervalo. La respuesta del registro de la herramienta LithoDensity indica que el revoque se debía a un desmoronamiento de la formación rellenado con recortes de perforación.

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%

%

Porosidad ocupada por agua de la herramienta Dielectric Scanner

Saturación de agua de la herramienta Dielectric Scanner

100 100

Porosidad total

Porosidad total 50

Cuarzo

100

Saturación de agua de la herramienta Dielectric Scanner

Hidrocarburo residual

Hidrocarburo residual

Carbonato

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Oilfield Review SPRING 11 DIELSCAN Fig. 23

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Debajo de esa profundidad, la porosidad dieléctrica coincidía muy bien con la porosidad del gráfico de correlación derivado de las herramientas de densidad fotoeléctrica LithoDensity y de la herramienta de porosidad neutrón; esto indicaba que la formación estaba ocupada principalmente por agua. Los testigos laterales se analizaron para evaluar porosidad, permeabilidad y saturación del fluido. Las saturaciones de agua derivadas de los registros provenientes de las lecturas someras de la herramienta dieléctrica coincidían con las saturaciones de los testigos laterales. Aunque las muestras de testigos laterales y las mediciones de los registros dieléctricos representan la zona invadida inmediatamente contigua al pozo, las saturaciones de fluidos obtenidas por ambos métodos en este campo en particular, generalmente son equivalentes a las saturaciones de la zona virgen. El patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner ayuda a compensar las rugosidades y agrandamientos del pozo. La herramienta EPT es un dispositivo de mandril; es decir que el patín está fijo al cuerpo de la herramienta. Se hizo una comparación entre los dos dispositivos en el pozo de petróleo pesado del campo Cymric. La curva de calibre indicaba rugosidad y agrandamientos y el patín articulado dominó mejor las irregularidades del pozo que el patín con diseño de mandril. La medición de resistividad de la zona invadida obtenida de la sonda Platform Express parecía indicar la presencia de revoque. El revoque se acumula a medida que el filtrado de lodo desplaza al petróleo y empuja a los fluidos hacia el interior de la formación, lo que lo convierte en un indicador de permeabilidad y movilidad del petróleo. Pero, en los yacimientos de petróleo pesado, se pueden utilizar las múltiples profundidades de investigación de la herramienta Dielectric Scanner para constatar la movilidad del petróleo. Si las cuatro profundidades de investigación proveen la misma porosidad ocupada por agua, la evidencia de la movilidad del petróleo sería insuficiente. Si difieren, entonces los datos sugerirían movilidad de petróleo en el yacimiento; es decir que indicarían un potencial objetivo de terminación. La medición de porosidad de la herramienta EPT debería coincidir con la porosidad de la herramienta Dielectric Scanner, y esto ocurrió en la mayoría de los intervalos. Sin embargo, en las dos secciones rugosas, la herramienta EPT midió una porosidad ocupada por agua más elevada, lo que equivalía a 23 unidades de saturación menos que los resultados de la herramienta Dielectric

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Scanner. Si esta diferencia no se debía a la movilidad del petróleo, podría haber sido atribuida a la prevalencia de la irrupción del vapor o del agua. Los datos de la herramienta Dielectric Scanner no indicaron invasión ni movilidad de petróleo. En base a las lecturas del calibre, el pozo estaba agrandado en las zonas en cuestión. Las arenas no consolidadas, como en este pozo, se desmoronan y los sólidos contenidos en el lodo tienen la tendencia a acumularse en la pared del pozo. La inestabilidad y rugosidad del pozo fueron los responsables de los resultados contradictorios, y no el revoque acumulado por invasión ni la presencia de agua de formación. Estas zonas podrían haberse interpretado erróneamente como que contienen hidrocarburos móviles debido a las variaciones de viscosidad en la columna de petróleo, cuyas saturaciones de petróleo serían menores o han experimentado una irrupción prematura del agua. El error en la saturación de agua, que equivalía a un 23% menos de hidrocarburo en el lugar, podría haber causado que la compañía operadora omitiera ambas zonas potencialmente productivas. Una mayor confiabilidad en las mediciones dieléctricas ayudaron a Chevron a tomar mejores decisiones con respecto a la terminación del pozo. Petróleo desplazado La Faja del Orinoco de Venezuela contiene el mayor depósito de reservas de petróleo pesado del mundo. La compañía operadora, PDVSA, determinó que la región tenía un ambiente sedimentario complejo donde los intervalos homogéneos de gran espesor podían transformarse rápidamente en capas delgadas y discontinuas. La compleja geología se complicó aún más por las significativas diferencias en la calidad de la arena, lo que hizo aún más difícil la interpretación de los registros. La producción temprana de agua convenció a los ingenieros de la necesidad de comprender mejor el yacimiento. La identificación y eliminación de las zonas con alto potencial de producción de agua era esencial para el buen desarrollo de la región. La resistividad de la formación se utiliza con frecuencia para identificar las zonas productoras de agua; sin embargo, los ingenieros descubrieron que éste método no era confiable debido a la variabilidad de la calidad de la arena, la presencia de agua dulce y las capas invadidas previamente que contenían cantidades significativas de petróleo residual inamovible junto con el agua móvil. Este ambiente es ideal para la incorporación de las mediciones de propagación dieléctrica con el conjunto de registros estándares; sin embargo, las compañías operadoras se mostraban reticentes

a utilizar las herramientas, debido a las frecuentes condiciones de pozo adversas, los complicados efectos de invasión de filtrado de lodo y los complejos problemas de interpretación. PDVSA reconoció las diferencias de diseño de la nueva herramienta Dielectric Scanner y participó activamente en las pruebas de campo del dispositivo.29 Rápidamente en el proceso de prueba, los ingenieros observaron que la invasión de filtrado de lodo a base de agua podría complicar la interpretación de los datos dieléctricos. En los yacimientos de petróleo pesado de la Faja del Orinoco, la invasión es generalmente somera, del orden de unas pocas pulgadas. Los ingenieros modelaron la respuesta de invasión de la herramienta dieléctrica mediante la creación de registros sintéticos con caracterizaciones típicas de pozo: arenisca de 35% de porosidad con simulación de condiciones desde vírgenes hasta totalmente invadidas. Las entradas para la simulación incluyeron 5 unidades de porosidad (u.p.) ocupada por agua irreducible en la zona virgen en comparación con 15 u.p. ocupada por agua en la zona invadida.30 La salinidad del filtrado de lodo para la simulación fue de 5 000 ppm. El modelo CRI, utilizado para computar la respuesta de la herramienta, se aplicó a las cuatro frecuencias disponibles en la herramienta Dielectric Scanner junto con nueve espaciamientos independientes entre transmisor y receptor. La simulación proporcionó 36 mediciones de permitividades dieléctricas aparentes y 36 de conductividades aparentes y generó un perfil tipo escalón con incrementos de aproximadamente 1 pie de largo por 0,1 pulg de profundidad [30 cm por 0,25 cm]. El análisis de los registros sintéticos generados para una de las frecuencias más bajas mostró que cuando no había invasión, la permitividad y conductividad aparentes eran las mismas que las de la zona virgen. A medida que el filtrado penetraba más profundo en la formación, los valores de mayor profundidad de investigación se aproximaban a los valores de las lecturas más someras. Para la mayor frecuencia, la situación era sumamente compleja. Las permitividades y conductividades aparentes perdían linealidad y la profundidad de investigación no era uniforme (próxima página). Las lecciones aprendidas a partir de la simulación se aplicaron a los datos de permitividad y conductividad adquiridos en un pozo del Orinoco. Estos resultados se parecían mucho a los registros simulados y proporcionaron un esquema de inversión petrofísica que se podría aplicar a los datos de pozo. Basándose en estos resultados, PDVSA utilizó la herramienta Dielectric Scanner en otros pozos.

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Los resultados de un pozo en particular mostraron los beneficios de utilizar las mediciones dieléctricas junto con las otras herramientas de adquisición de registros. Se perforó un pozo de evaluación en un área que fue explorada por primera vez en la década de 1980 y tenía un control de pozo relativamente malo. PDVSA esperaba encontrar secciones de yacimiento de buen espe-

Permitividad, F1 Polarización longitudinal

Polarización transversal

Conductividad, F1 Polarización longitudinal

Polarización transversal

0

Sin invasión

Sin invasión 0,1 pulgada

5

Profundidad simulada, pies

10

1 pie

15 20 25 30 35 40

Totalmente invadida

45

Permitividad, F3 Polarización longitudinal 0

Polarización transversal

Sin invasión

Totalmente invadida

Conductividad, F3 Polarización longitudinal

Polarización transversal

Sin invasión

5 10

Profundidad simulada, pies

. Modelado de la respuesta dieléctrica. La Faja del Orinoco de PDVSA tiene una litología compleja y problemas de interpretación difíciles. PDVSA y Schlumberger probaron la herramienta Dielectric Scanner modelando primero la respuesta a la invasión en condiciones esperadas en los pozos del Orinoco. En el estudio se utilizaron un total de 36 conjuntos de mediciones de cambios de fase y atenuación, utilizando nueve espaciamientos y cuatro frecuencias (F0 a F3). Para el análisis, cada pie [30 cm] de intervalo de registro representaba 0,1 pulg [0,25 cm] de invasión (recuadro). Para simplificar, las conductividades y permitividades dieléctricas sintéticas se muestran para la frecuencia F1 (arriba) y para F3 (abajo). Hay dos conjuntos de curvas de permitividad y conductividad: polarización longitudinal (a la izquierda) y polarización transversal (a la derecha). Las respuestas modeladas se extienden desde el mayor espaciamiento (curvas rojas) hasta el menor espaciamiento (curvas azules). Para la frecuencia F1 (arriba a la izquierda), cuando la profundidad de invasión es igual a cero, como se muestra en el extremo superior de cada registro, las curvas de permitividad leen el valor de la zona profunda (línea negra discontinua). A medida que la invasión simulada penetra en la formación y el filtrado reemplaza al petróleo, las curvas de permitividad de la polarización longitudinal convergen finalmente en la lectura correspondiente a la zona completamente invadida, que se muestra en el extremo inferior del registro; sin embargo, los datos transversales no convergen y sólo los datos del menor espaciamiento se aproximan al valor de la zona invadida. Para la frecuencia más alta, F3 (abajo a la izquierda), la permitividad de ambas polarizaciones, longitudinal y transversal, leen inicialmente el valor de la zona profunda, y a medida que la invasión simulada penetra más profundamente, las mediciones transversales convergen en el valor de la zona invadida mientras que las permitividades longitudinales muestran una respuesta oscilatoria. Independientemente de la dirección de polarización, los datos de conductividad se comportan mejor para la frecuencia de F1 (arriba a la derecha). Al comienzo, los datos longitudinales y transversales reflejan el valor sin invasión y convergen en el valor de invasión en el extremo inferior del registro. Éste no es el caso para los datos de conductividad de F3 (abajo a la derecha), donde se observan respuestas oscilatorias para ambas polarizaciones. Estos resultados no se prestan para un análisis rápido; sin embargo, a partir de este análisis se creó un modelo de respuesta para corregir los datos adquiridos en los pozos del Orinoco. (Adaptado de Mosse et al, referencia 29.)

15 20 25 30 35 40

Totalmente invadida

Totalmente invadida

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Las interpretaciones convencionales de movisor y con baja resistividad. Basándose en experiencias anteriores, dichos intervalos se interpretaban lidad de petróleo se basan en la comparación a menudo como que tenían petróleo pesado resi- entre las mediciones de resistividad profunda y dual invadido con agua movible. Los analistas de somera. En este caso los resultados no eran conregistros esperaban que estas zonas produjeran cluyentes debido a las similaridades entre las salinidades del agua de formación y la del filprincipalmente agua. El programa de registros incluyó el conjunto de trado. En el intervalo superior de alta resistividad, el registro de resonancia magnética mostró registros de la sonda Platform ExpressOilfield con una Review herramienta de arreglo de lateroperfil deSPRING alta reso-11 una distribución bimodal con una fuerte caracteDIELSCAN 24 de petróleo. A medida que aumentaba la rística lución, HRLA, y un servicio de resonancia magné- Fig. ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 24 tica MR Scanner. En otros pozos de la región, los 29. Mosse L, Carmona R, Decoster E, Faivre O y Hizem M: “Dielectric Dispersion Logging in Heavy Oil: A Case geólogos habían observado alta resistividad en el Study from the Orinoco Belt,” Transcripciones del 50o intervalo con petróleo, pero los valores de resistiviSimposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Texas (21 al 24 de junio de 2009), artículo AAA. dad más profunda en dicho intervalo no eran tan altos. Este pozo presentaba intervalos similares 30. En esta simulación, 5 u.p. de agua representa una saturación de agua del 14%. Después de lavar la que mostraban alta y baja resistividad. formación con 15 u.p. de filtrado, esto representa una saturación de agua del 43%.

Volumen 23, no. 1

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Resistividad de la zona invadida a 8 pulg Petróleo residual

0,2

Petróleo desplazado Saturación de agua profunda de la herramienta Dielectric Scanner

8

–100

%

mV

0 0

%

1 pulgadas 0

1 pulgadas 0

100

Saturación de agua Calibrador somera de la pulgadas 18 herramienta Dielectric Scanner SP 100

2 000

Resistividad de la zona invadida

Revoque de la 0,2 ohm.m 2 000 herramienta Resistividad somera de la de densidad herramienta Dielectric Scanner

Litología

Profundidad, pies

0

ohm.m

Revoque de la Resistividad de la herramienta de arreglo de lateroperfil herramienta de resistividad 0,2 ohm.m 2 000

Petróleo residual Petróleo desplazado Agua Porosidad ocupada por agua, somera, de la herramienta Dielectric Scanner

0,2

ohm.m

2 000 50

%

0

1 pulgadas 0 0,2

ohm.m

2 000 50

%

0 0,5

Espesor del Resistividad profunda de la Porosidad ocupada por agua, Distribución revoque herramienta Dielectric Scanner profunda, de la herramienta de T1 derivado Dielectric Scanner de la 0,2 ohm.m 2 000 herramienta 50 % 0 Valor de corte Dielectric Resistividad verdadera Porosidad total para T1 Scanner de la herramienta HRLA ms 5 000

X 450

X 500

X 550

X 600

X 650

X 700

X 750

X 800

> Aplicación del modelo. Contando con la información del modelado dieléctrico, PDVSA registró un pozo en la Faja del Orinoco con las herramientas Platform Express–HRLA, MR Scanner y Dielectric Scanner. Los métodos de interpretación convencionales se basaban en las diferencias entre las mediciones de resistividad profunda y somera para indicar la movilidad del petróleo. Estos datos (Carril 5) no son concluyentes, incluso cuando se incluyen en el análisis a las resistividades dieléctricas de las diferentes profundidades de investigación (curvas roja y azul). Los datos de RMN (Carril 7) muestran una distribución bimodal, indicativa de una posible movilidad del petróleo, en gran parte del intervalo superior, pero no por debajo de X 650 pies. Las diferencias entre los datos de RMN en las dos zonas sombreadas en azul son significativas. El intervalo inferior se podría interpretar como que contiene petróleo. Los datos de la herramienta Dielectric Scanner indicaron una clara diferencia entre las mediciones de porosidad profunda y somera (Carril 6), correspondiente al petróleo desplazado (sombreado en amarillo oro). La interpretación sugería un total de 150 pies [46 m] de petróleo móvil de baja resistividad. Esto fue confirmado posteriormente con las pruebas de producción después de colocada la tubería de revestimiento. (Adaptado de Mosse et al, referencia 29.) Oilfield Review SPRING 11 DIELSCAN Fig. 25 del yacimiento (arriba). A difeprofundidad, la porosidad aparente y laORSPRG11-DIELSCAN resistivi- ción mas Fig. profunda 25

dad disminuyeron, y los datos de resonancia magnética nuclear parecían indicar que no había petróleo móvil. Los analistas de registros solicitaron los datos de la herramienta Dielectric Scanner para validar esta interpretación. Aunque el registro del calibre indicaba una rugosidad de pozo significativa, el patín de la herramienta Dielectric Scanner mantuvo buen contacto con la formación. Los datos dieléctricos resolvieron la incertidumbre asociada con la sec-

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rencia de los datos de resonancia magnética nuclear que indicaban baja movilidad de petróleo a través de ambos intervalos, los datos dieléctricos indicaron un total de 150 pies [45 m] de zona productiva con una importante cantidad de petróleo móvil. PDVSA incluyó esta nueva información en sus programas de producción y cálculos de reservas. La interpretación basada en los datos dieléctricos fue confirmada posteriormente con muestras de testigos laterales.

Debido a que la producción de agua es una gran preocupación en el programa de desarrollo de la Faja del Orinoco, fue importante identificar y evitar las zonas productoras de agua. Las mediciones dieléctricas no sólo identificaron las zonas que contenían petróleo móvil, sino que también ayudaron a identificar las zonas en las que sólo el agua era móvil. Las técnicas de resistividad y potencial espontánea (SP, por sus siglas en inglés), comúnmente utilizadas para identificar estas zonas, necesitan que haya cierto contraste entre las resistividades del filtrado y el agua de formación. En este caso, no había contraste y no hubiese sido posible confirmar las movilidades del agua y el petróleo sin la incorporación de los datos dieléctricos. El análisis se confirmó posteriormente mediante el muestreo de los diferentes intervalos. Del intervalo más profundo, sólo hubo producción de agua. De la zona de transición hubo producción de petróleo y agua. De los intervalos de baja y alta resistividad, hubo producción de petróleo. Esto coincidía con la interpretación derivada de las mediciones dieléctricas. Los ingenieros de yacimiento de PDVSA pudieron determinar los mejores intervalos tanto para producción como para desarrollo adicional del campo. Análisis final Las mediciones dieléctricas obtenidas con herramientas de fondo de pozo han estado disponibles para los petrofísicos desde comienzos de la década de 1980. Los beneficios reconocidos de la información quedaron eclipsados por la complejidad de la medición y las limitaciones de la herramienta. La introducción de la herramienta Dielectric Scanner ha combinado un mejor diseño de herramienta con las nuevas técnicas de procesamiento. La información dieléctrica proporciona claros beneficios para la interpretación de yacimientos carbonatados, análisis de areniscas arcillosas, evaluación de yacimientos de petróleo pesado y cualquier formación en la que el agua sea dulce o no se conozca su salinidad. A veces lleva tiempo para que la tecnología evolucione y encuentre su nicho. Así como no todas las cocinas del mundo tienen o necesitan un microondas, no todas las interpretaciones de pozos petroleros necesitan datos dieléctricos. Pero en ciertas situaciones, y para los ambientes apropiados, exponer a una formación a la radiación de las microondas puede ofrecer justo esa pequeña porción de información adicional que necesitan los analistas de registros. —TS

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