Source: https://www.scribd.com/doc/171283089/Cap-5
Timestamp: 2017-10-20 14:41:37+00:00

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Evaluación de Pozos Nuevos
Introducción Resonancia Magnética Nuclear (RMN): Principios y petrofísica Detección de bitumen y evaluación de la permeabilidad en el Norte de Monagas Identificación de capas de gas y bitumen con herramientas de RMN Muestreo de fluidos de un yacimiento Evaluación de la Faja del Orinoco Carbonatos: Porosidad independiente de la litología Predicción del corte de agua en una arena con bajo contraste de resistividad Identificación de zonas productivas en pozos con lodos a base de petróleo Perfilaje de fluorescencia
EVALUACION DE POZOS NUEVOS
Venezuela produce varios tipos de hidrocarburos, que incluyen desde los crudos muy pesados de la Faja del Orinoco, a los petróleos volátiles y condensados de gas del Norte de Monagas y los petróleos pesados someros de la cuenca de Maracaibo. En consecuencia, la evaluación de formaciones en Venezuela se basa con frecuencia en las características de los fluidos, más que en las propiedades de las rocas. En efecto, el conocimiento de las propiedades de los hidrocarburos y su efecto sobre las mediciones realizadas en el subsuelo constituyen factores de importancia. Al mismo tiempo, la introducción de las herramientas de perfilaje de Resonancia Magnética Nuclear (RMN) ha logrado mejorar en gran medida la capacidad de caracterizar los fluidos y el espacio poroso. En las versiones anteriores de las herramientas de RMN era necesario alterar el lodo para eliminar la señal del pozo, y las mediciones se basaban en el débil campo magnético terrestre. Las herramientas modernas son básicamente una repetición de los instrumentos de laboratorio de RMN y proporcionan un cúmulo similar de información. Por lo tanto, este capítulo comienza con un resumen del principio físico de las mediciones y las bases petrofísicas de las herramientas de RMN, donde se destacan aquellos aspectos que resultan de particular interés en Venezuela. La sección siguiente se refiere al uso de las ondas de Stoneley, generadas por una herramienta acústica de fondo de pozo para identificar zonas de fluidos inmóviles, que por lo general se identifican como bitumen. El método de Stoneley también se puede emplear para medir la permeabilidad en las zonas donde no se encuentra bitumen, aunque en este caso los resultados son, en cierta forma, empíricos. Como método alternativo para identificar zonas con bitumen se dispone de la herramienta de RMN, capaz de diferenciar el bitumen y el gas del petróleo móvil. El segundo artículo se refiere a estas herramientas.
Para realizar estudios de yacimientos y para planificar adecuadamente el desarrollo de los mismos, es esencial contar con datos de presión, volumen y temperatura (PVT) de buena calidad. Con algunos hidrocarburos resulta difícil obtener muestras de calidad adecuada para pruebas PVT, en especial con los fluidos que se encuentran cerca del punto crítico y con los crudos pesados de alto contenido de asfaltenos. Muchas de estas dificultades se han podido superar gracias a los recientes avances en las técnicas de muestreo, principalmente mediante la capacidad de obtener muestras PVT con probadores de formación operados por cable, y con la introducción de herramientas para la obtención de muestras monofásicas del fondo del pozo. En la Faja del Orinoco resulta sencillo identificar zonas con presencia de hidrocarburos, si bien es difícil estimar su capacidad de producción. En esta sección se muestra que una variedad de distintas mediciones— registros convencionales, perfiles de RMN y acústicos, herramientas para la obtención de imágenes, probadores de la formación operados por cable y muestras de núcleos— pueden ayudar a diferenciar zonas al proporcionar mayor información sobre la estructura geológica y la movilidad de los fluidos. En Venezuela, los yacimientos de carbonatos también contribuyen a la producción de petróleo, si bien en cantidades mucho menores que las areniscas. En el caso de los carbonatos, la determinación de la porosidad por mediciones convencionales depende de un conocimiento preciso de la litología. Por otra parte, la porosidad de RMN tiene la gran ventaja de ser la única independiente de la litología, como se demuestra en un ejemplo correspondiente a la cuenca BarinasApure. Si bien en los principales yacimientos de Venezuela no resulta difícil identificar zonas con hidrocarburos producibles, existen, como en todas partes, formaciones e intervalos en los que esta tarea no resulta tan sencilla.
En este capítulo se muestra un ejemplo típico de una “zona de baja resistividad”, en la cual la interpretación de los perfiles convencionales indicaba saturación de agua por encima del 50%. El perfil de RMN mostró que se trataba de agua irreducible, por lo cual se predijo que la zona produciría petróleo seco (sin corte de agua), como sucedió efectivamente en las pruebas de producción. Posteriormente, la interpretación de los registros fue corroborada y perfeccionada con un análisis de núcleos exhaustivo, que incluyó un análisis mineralógico mediante Espectroscopía Infrarroja por Transformada de Fourier (FTIR), mediciones de RMN y eléctricas. Otro ejemplo proveniente del Lago de Maracaibo muestra que la herramienta de RMN puede
ayudar a identificar los fluidos producibles en lodos a base de petróleo. En las zonas marginales, la interpretación de los perfiles convencionales puede resultar difícil debido a los complejos efectos de la invasión. Durante muchos años se había medido la fluorescencia en muestras de superficie, pero nunca había estado disponible como un registro continuo de fondo. En la última sección del capítulo se introduce esta nueva técnica, con ejemplos que demuestran la validez de la medición. En el futuro, se espera que esta técnica pueda contribuir a resolver algunos de los problemas de evaluación pendientes, como la distinción entre petróleo y agua dulce y la identificación de petróleo en zonas de baja resistividad.
RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR: PRINCIPIOS Y PETROFISICA
Movimiento de rotación Campo magnético
Los protones se comportan como imanes en rotación. Una vez que se ha perturbado el equilibrio, giran en precesión—como un trompo—en el campo magnético estático.
Dado que la técnica de RMN forma parte de muchos de los últimos avances en el campo de la evaluación de formaciones, en esta sección se presenta un breve resumen de los principios y las bases petrofísicas de la RMN. Muchos núcleos atómicos poseen un momento magnético y se comportan como imanes en rotación (Fig. 5.1). Estos imanes interactúan con los campos magnéticos externos y producen señales medibles que se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. Los perfiles basados en la técnica de RMN utilizan esta señal para medir la cantidad y la distribución del hidrógeno. El hidrógeno tiene un momento magnético relativamente grande y da una indicación directa de los fluidos contenidos en los poros.
Las mediciones de RMN consisten en una serie de manipulaciones de los núcleos de hidrógeno (protones). Una secuencia de mediciones comienza con una alineación de núcleos de hidrógeno, seguidos por perturbaciones que causan la inclinación y precesión de los ejes de rotación de los protones, seguidos con desfasajes y refocalización repetidos (Fig. 5.2, página siguiente). La alineación de los protones (a) se obtiene aplicando un campo magnético estático grande B0. Dicha alineación toma un tiempo finito caracterizado por la constante de tiempo T1. La perturbación del eje de rotación de los protones (b) se genera al transmitir un campo magnético oscilante B1, perpendicular a la dirección de B0. La inclinación del eje de rotación de los protones se controla con la intensidad del campo B1 y su tiempo de activación. La frecuencia de oscilación se escoge de tal modo que coincida con la frecuencia de resonancia del hidrógeno en el campo B0.
z Precesión del momento magnético z Campo B0
Campo B0
Magnetización a lo largo del eje z y
(a) Alineamiento de los protones en la dirección de B0
x (b) Reorientación del protón debido a las oscilaciones del campo B1 z
conocida como decaimiento (o relajación). T1 y T2 son diferentes pero se encuentran estrechamente relacionadas; la relación entre T1 y T2 varía entre 1,5 y 2,5 en la mayoría de las rocas saturadas con agua. La medición de la constante T2 constituye la medición de perfilaje que se utiliza con mayor frecuencia, pues requiere de un tiempo más breve para su registro y resulta más conveniente para el perfilaje continuo. Mecanismos de decaimiento en rocas saturadas con agua El resultado básico de la medición es el decaimiento o relajación (T2) de la señal NMR. La amplitud de la señal inicial puede ser calibrada directamente en función de la población total de protones, o sea la porosidad en las rocas. La velocidad de decaimiento depende de la intensidad de las diferentes interacciones moleculares y es la suma de varios decaimientos, veloces y lentos, generados en diferentes puntos de la muestra. En base a este hecho, los decaimientos se pueden dividir en tres componentes: uno debido a las interacciones con la superficie del poro, T2S; otro debido al decaimiento del fluido contenido en los poros, T2B, y un tercero debido a la difusión de los protones en un gradiente del campo magnético, T2D. El valor de T2S depende del tamaño de los poros: cuanto más pequeños sean los mismos, mayor será el número de protones cercanos a sus paredes y decaerán con mayor velocidad. El valor de T2 se puede representar como:
1/ T2 = 1/T2S + 1 / T2B + 1/ T2D donde: 1/T2S = r S/V (1)
Distintas etapas en la manipulación de los protones para crear la señal de RMN.
x (c) Precesión y desincronización en el plano x-y
Señales de refocalización 90˚
Pulso de la antena
1 Decaimiento debido a variaciones de B0
600 Decaimiento debido a interacciones moleculares
Tiempo (mseg) Ecos de los protones
Una vez que los ejes de los protones se han inclinado de acuerdo al nuevo campo existente, inician un movimiento de precesión en el plano perpendicular a B0 (c). Esto genera un campo magnético pequeño que es detectado como una señal por la misma antena que transmite el campo B1. Esta señal decae a medida que los protones pierden sincronización debido a variaciones locales en el campo B0 y a interacciones moleculares (d). La desincronización causada por las variaciones de B0 se puede restaurar temporariamente mediante manipulaciones de enfoque repetidas. Luego de cada resincronización, o eco, la señal habrá perdido energía debido a interacciones moleculares de acuerdo con una constante de tiempo T2,
El parámetro T2S es función de: r, el decaimiento por unidad de superficie; S la superficie de los poros y V, el volumen del poro. Esta relación para T2S es estrictamente válida sólo si el decaimiento en cada poro es independiente de los otros poros, y si los protones se difunden con la suficiente velocidad
70 30 60 50 40 30 20 10 0 0 20 40 60
Porosidad de RMN (u.p.)
puede ser importante cuando se encuentran poros de gran tamaño (T2S prolongado), o en filtrados de lodos en los que T2B es reducido debido a la presencia de iones paramagnéticos. En general, el decaimiento T2 en las rocas saturadas con agua es un indicador directo del tamaño del poro. Se correlaciona matemáticamente con los resultados de otros sistemas de medición del tamaño o de las gargantas de los poros, tales como la presión de inyección de mercurio.
Porosidad de flotación (u.p.)
Comparación de la porosidad de RMN y de flotación en una amplia variedad de núcleos tomados de areniscas y carbonatos (Straley, 1994).
1 Decaimiento de T2
Distribución de T2
T2 (mseg)
f CMR f Fluido libre
Fluidos producibles
El decaimiento T2 se invierte matemáticamente para obtener una distribución que pueda relacionarse con el tamaño de los poros y el agua libre o inmóvil.
Derivado del CMR
para que el proceso de magnetización resulte uniforme en toda la superficie de los poros (límite de difusión rápida). Estas condiciones son normalmente válidas, con algunas excepciones, como ocurre con la microporosidad, en que es posible que los poros no sean independientes, y en los casos de poros de gran tamaño, cuando la difusión puede no ser lo suficientemente rápida. El valor de T2D es despreciable, excepto en el caso del gas, debido a los bajos campos magnéticos existentes y, por lo tanto, los gradientes de campo utilizados también son bajos. En el caso del agua pura T2B es de varios segundos y, dado que el T2 total es una suma inversa de los componentes, ejerce una influencia mínima. Sin embargo, el valor de T2B
Petrofísica de la RMN en rocas saturadas con agua Porosidad: Varios estudios de laboratorio demuestran que la porosidad medida por RMN está muy próxima a la porosidad medida en los núcleos, obtenida con métodos de flotación (Fig. 5.3). Fluido libre: Por lo general, el decaimiento T2 se transforma en una distribución acumulada de T2 mediante una inversión matemática (Fig. 5.4). Luego de esta transformación, el área total debajo de la curva representa la porosidad, y la señal a cada tiempo de decaimiento representa el volumen para dicho T2. Es posible definir un valor de T2 como punto de corte, T2, corte, que divide la porosidad entre fluido libre, proveniente de los poros de mayor tamaño ubicados por encima del punto de corte, y fluido inmóvil, ya sea adherido por las fuerzas capilares o las fuerzas de atracción de las arcillas, proveniente de los poros más pequeños ubicados por debajo del punto de corte. Se ha comprobado que en muchas areniscas T2, corte es de aproximadamente 33 mseg. En los carbonatos es de 100 mseg. Una vez determinado este punto de corte, se lo puede aplicar a los perfiles CMR para obtener un registro continuo de fluido libre e inmóvil. En algunos casos, se puede separar el agua de las arcillas del agua absorbida por la acción capilar aplicando un punto de corte de 1 a 3 mseg (Fig. 5.4).
Figura 5.5a y 5.5b
0,049 Muestra 02–16 1,0 Punto de corte de T2 Distribución de T2
Volumen del agua irreducible 0,5
0,0 10.000
2–MHz T2(TE = 350 mseg) tiempo de relajación (mseg)
0,049 Muestra 02–16 1,0
Distribución de T2 cuando la roca está desaturada Distribución de T2 cuando la roca está saturada con salmuera 0,5
a) Ejemplo de determinación de T2, corte por la intersección del volumen de agua irreducible con la distribución acumulada de T2 obtenida con la muestra saturada con salmuera. b) La distribución de T2 desaturada confirma el punto de corte al mostrar un volumen casi nulo por encima del T2, corte.
20 Pozo A
Porosidad del fluido libre a 33 mseg (u.p.)
Sin embargo, T2, corte varía de acuerdo con las formaciones, y debería ser recalibrado mediante experimentos realizados en el laboratorio en los tapones de los núcleos. Para ello, se mide la señal de RMN del tapón saturado con agua; y se convierte luego en una distribución acumulada de T2 comenzando por los poros más pequeños o los T2 más cortos (Fig. 5.5a). A continuación, se procede a desaturar la muestra—en general por centrifugado—y se mide el volumen de agua irreducible obtenido mediante técnicas de pesada, o bien se calcula a partir de una medición de RMN del tapón desaturado. La intersección de este volumen de agua irreducible con la distribución acumulada de T2, define el punto de corte buscado (Fig. 5.5b). Como era de esperar, la señal de RMN de la muestra desaturada representa la señal mínima por encima del punto de corte. En la Fig. 5.6 se aprecia el grado de coincidencia entre el agua libre medida por RMN y el agua removida por centrifugado. Permeabilidad: La mayoría de las fórmulas utilizadas para estimar la permeabilidad implican combinaciones de porosidad y alguna estimación del tamaño de las gargantas de los poros. Si bien es cierto que los tiempos de decaimiento de la resonancia magnética dependen del tamaño de los poros, en muchos casos están relacionados con el tamaño de las gargantas. Por lo general se utilizan dos transformaciones. La primera de ellas emplea el promedio logarítmico de T2, T2, log, como indicador del tamaño de la garganta del poro:
k=a f 4 (T 2, log ) 2 (SDR) (2)
Fluido libre medido por centrifugación (u.p.)
Comparación del fluido libre medido por centrifugado con el fluido libre por encima de T2, corte igual a 33 mseg, en las muestras extraídas en dos pozos.
RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR: PRINCIPIOS Y PETROFÍSICA
100 Pozo A, a = 2,8 Pozo B, a = 3,4
Permeabilidad a la salmuera (md)
T2 constituye una adecuada representación de la distribución del tamaño de los poros. En la Fig. 5.7 se presenta un ejemplo típico de los buenos resultados obtenidos. La segunda transformación utiliza la relación entre el agua libre, FFI, y el agua de las arcillas, BFV, como indicador del tamaño de la garganta:
k=a' f 4 FFI BFV
(Timur/Coates)
KRMN = a(fRMN)4(T2, log)2
Permeabilidad a partir de la RMN (md)
Comparación de la permeabilidad a la salmuera y la permeabilidad estimada por RMN utilizando la ecuación (2) en dos pozos. 
 ,,,    ,,,    ,,, 
Los protones en el agua se reorientan debido a la superficie de los granos Los protones en el gas se reorientan debido a fenómenos volumétricos y de difusión Agua
donde f es la porosidad expresada como fracción; y “a” es una constante que depende de la formación y que por lo general es igual a 4 md/(mseg)2 para las areniscas, y de 0,4 md/(mseg)2 para los carbonatos. Esta correlación fue desarrollada para medir la permeabilidad en las rocas clásticas saturadas con salmuera, en las cuales la distribución de
donde “a‘ ” es una constante que depende de la formación y que, por lo general, es de 4 1x10 md en las areniscas. En las ecuaciones anteriores, f representa la porosidad de los núcleos medidos en el laboratorio (determinada por métodos de flotación) o bien la porosidad de RMN. En la interpretación de los perfiles, f se toma, por lo general, como la porosidad de la herramienta CMR, la cual se aproxima a la porosidad calculada en el laboratorio. Al igual que en el caso del fluido libre, siempre es conveniente recalibrar los coeficientes de las fórmulas de permeabilidad para un yacimiento específico por medio de las mediciones de laboratorio en los tapones de los núcleos. Los carbonatos, en particular, requieren estudios especiales. Rocas que contienen petróleo y agua
Magnitud del decaimiento: Cuando los poros contienen más de un fluido, el modelo se complica. En una roca mojada por agua, el petróleo no está en contacto con la superficie de los poros. Dado que en el caso de los petróleos livianos e intermedios, la interfaz petróleo-agua es una superficie que no sufre decaimiento magnético, el petróleo decae con el T2 de la masa de petróleo, independientemente del tamaño del poro (Fig. 5.8). Los petróleos muy viscosos tienden a comportarse como un sólido y puede producirse un decaimiento en la superficie.
En las rocas mojadas por agua, los hidrocarburos sólo decaen por mecanismos
volumétricos y de difusión. La interfaz agua-hidrocarburo no es una superficie de decaimiento, excepto cuando se trata de petróleo de gran viscosidad.
10.000 T1 = Lab A = Lab B T2 (TE = 0.32 mseg) 1.000
T2 (TE = 1 mseg) Crudos
1 ⁄ T2 = 1 ⁄ T 1 + (1 ⁄ T2)D 1
Promedio logarítmico de T2 versus viscosidad del petróleo. Muestras del campo Belridge (triángulos), muestras de campos petrolíferos de distintas partes del mundo y estándares de viscosidad del petróleo (cruces) (Morriss, 1994).
Los datos experimentales demuestran (Fig. 5.9) que el promedio logarítmico T2 del petróleo (T2, log) guarda una estrecha relación con su viscosidad. Cuanto más viscoso sea el hidrocarburo, mayor será la interacción de los núcleos de hidrógeno entre sí y mayor será la velocidad de decaimiento. En la práctica, los crudos tienen un amplio espectro de T2S, que varía dentro de una década logarítmica (Fig. 5.10). El bitumen, cuya viscosidad es superior a 100.000 cp y cuyo T2, log es inferior a 0,3 mseg presenta una señal notoria, pero que es demasiado veloz para poder registrarla. Por lo tanto, en las rocas saturadas de bitumen la porosidad NMR es pequeña y mucho menor que la porosidad real. Los petróleos pesados aparecen como “fluidos adheridos”, mientras
que los crudos livianos y el filtrado de los lodos a base de petróleo normalmente aparecen como “fluidos libres”. Los crudos medianos pueden aparecer como cualquiera de los dos tipos, dependiendo de la viscosidad del fluido en las condiciones de yacimiento. Movilidad: Algunas rocas son mojadas por el petróleo, o bien contienen un porcentaje de la porosidad mojada por petróleo. Se considera que la invasión de ciertos filtrados, en especial aquéllos de los lodos a base de petróleo, puede modificar la mojabilidad de una roca. En un poro mojado por petróleo, el petróleo sufre un decaimiento en la superficie con una tasa de decaimiento que es igual a un cuarto de la del agua. Por lo tanto, los petróleos livianos decaen con mayor rapidez en los poros mojados por petróleo que en los poros mojados por agua. Sin embargo, es posible que los petróleos pesados no sufran el mismo efecto, puesto que el decaimiento total dependerá esencialmente del T2B. En el caso de poros mojados por petróleo, se debe establecer la ecuación de permeabilidad en forma empírica adaptando los coeficientes de la ecuación (2) o (3), de acuerdo con los datos de los núcleos y de las pruebas de la formación en cuestión. Indice de hidrógeno (IH): El IH de un fluido es la cantidad de hidrógeno que contiene con relación al agua. En la mayoría de los crudos medianos el IH es igual a 1, pero en los crudos pesados por lo general es menor que 1 (Fig. 5.11). En el caso de los crudos livianos también puede ser menor que 1 cuando existe una gran cantidad de gas disuelto.
T1 o T2 (mseg)
Figura 5.10 y 5.11
Indice de hidrógeno, IH
T2: 45 mseg Dens.: 27¡API Visc: 20 cp
T2: 8.3 mseg Dens.: 16.2¡API Visc: 300 cp
Cuando se tiene en cuenta el efecto del petróleo, se debe considerar que el volumen investigado por el CMR por lo general ha sido invadido por el filtrado del lodo, en especial en el caso de crudos livianos y medianos. Rocas con gas El gas tiene valores de T1 elevados, que oscilan entre 3 y 7 segundos, dependiendo de la temperatura y la presión de la formación. Por lo tanto en condiciones de perfilaje normales, sólo una parte de los protones del gas está polarizada y la señal obtenida es demasiado débil. El gas también tiene un IH muy bajo, lo cual hace descender aún más la señal relativa a una roca saturada con agua. Asimismo, el gas se difunde dentro del espacio de los poros durante el transcurso de la medición. A causa del gradiente generado en el campo magnético B0, aparece el efecto de un decaimiento adicional T2D—como se describe con la ecuación (1)—que reducirá la medición de T2 y al mismo tiempo la mantendrá dentro del rango del fluido libre. Estas características se pueden utilizar para detectar gas. Por ejemplo, se contrasta la señal del CMR con otras mediciones de porosidad, o bien se comparan dos carreras registradas con diferentes parámetros de adquisición escogidos con el objeto de provocar distintas respuestas en el gas. La permeabilidad también se puede obtener a partir de la ecuación (3), tomando la porosidad de otra medición como el perfil de densidad en las areniscas arcillosas o, la combinación de perfiles de densidad–neutrón.
0,05 0 10 20 30 40 50 60 70
Densidad en ¡API
Distribuciones de T2 en dos muestras de petróleo extraídas de núcleos de la pared del hoyo. La viscosidad es estimada a partir de la gravedad API utilizando las tablas publicadas (Morriss, 1994).
IH como función de la gravedad API para una serie de crudos muertos de 4 a 60°API a 77°F. En condiciones del fondo del pozo, los crudos livianos pueden tener gran cantidad de gas disuelto, lo que reduce el IH (Adaptado de Vinegar, 1991).
Permeabilidad: Dado que el petróleo
decae según su decaimiento volumétrico, independientemente del tamaño de los poros, la distribución del T2 ya no es el único factor representantivo del radio hidráulico. En dichas circunstancias, la ecuación (2) no es válida de manera estricta y debe ser verificada empíricamente para diferentes formaciones. La ecuación (3) aún es válida, pero se debe hacer una salvedad con respecto al tiempo de decaimiento del petróleo, T2, pet. Si el T2, pet es mayor que el T2, corte, la señal del petróleo aparece como la del fluido libre. Dado que el petróleo en la roca mojada por agua normalmente desplaza al agua libre, la ecuación (3) no requiere modificación alguna. Sin embargo, si el T2, pet es menor que el T2, corte, la señal del petróleo aparecerá como fluido adherido. En tal caso, en la ecuación (3) será necesario disminuir el BFV y aumentar el FFI por el volumen de petróleo detectado en la medición.
Herramienta CMR
El principio de la herramienta CMR es el mismo que el de un instrumento de RMN de laboratorio. Dos poderosos imanes permanentes crean un campo magnético estático B0. El transmisor y el receptor están incluidos en una antena montada sobre un patín diseñado para cortar el revoque y asegurar así un buen contacto con la formación. El diseño de la herramienta es tal, que el volumen de medición de la misma abarca una región de 0,5 a 1,25 pulgadas dentro de la formación y su longitud es equivalente a la de la antena, que se extiende unas 6 pulEspecificaciones de la herramienta gadas. Un volumen de Longitud 14 pies hasta 0,5 pulgadas no conPeso 300 lb tribuye a la señal, lo que Diámetro mínimo del hoyo 6,5 pulg. permite a la herramienta igCasos especiales 6,0 pulg. norar cierta rugosidad del Diámetro de la herramienta en operación 6,0 pulg. hoyo, al igual que ocurre Resistividad del lodo Sin límites con las herramientas de Límite de temperatura 350°F densidad. El CMR tiene sólo 14 pies de longitud y se lo puede combinar con muchas otras herramientas de perfilaje. Un fleje excen-
tralizador, o calibres accionados con energía provista por una fuente externa aseguran un buen contacto en la mayoría de los diámetros del hoyo. La calibración de la herramienta es sencilla y consiste simplemente en colocar una botella con agua contra el patín para simular una porosidad del 100%. Esta herramienta es capaz de medir la porosidad CMR (CMRP), el volumen de fluido libre y fluido ligado (CMFF y BFV), la permeabilidad y la distribución de T2. A partir de estos registros es posible también inferir la viscosidad del petróleo, detectar la presencia de hidrocarburos y efectuar el análisis de la distribución de T2 en función del tamaño de los poros. La polarización o tiempo de espera, la cantidad de ecos, el intervalo entre los mismos y otros parámetros se pueden seleccionar de acuerdo con las necesidades del la operación (Capítulo 4–33). La herramienta CMR es capaz de medir T2s hasta 0,3 mseg, puesto que el intervalo entre ecos se reduce a 0,2 mseg y el procesamiento aprovecha los primeros ecos.
Imán permanente Fleje exentralizador Cartucho electrónico 14 pies Pared del hoyo Antena
Patín CMR
Zona investigada Imán permanente
DETECCION DE BITUMEN Y EVALUACION DE LA PERMEABILIDAD EN EL NORTE DE MONAGAS
Los yacimientos correspondientes al Oligoceno y Cretácico en el Norte de 2 Monagas están formados por una 0 secuencia de hasta 30 arenas productoras –2 diferentes, separadas por lutitas. Estas –4 arenas contienen petróleo, cuya densidad (a) –6 varía entre 5° y 36°API. Es bastante Alto –8 Medio habitual que las zonas no productivas con Bajo –10 crudos pesados se encuentren inter0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 Frecuencia (kHz) caladas entre zonas de petróleo liviano y viceversa. Desde que se descubrieron 0,25 estos yacimientos profundos, unos pocos Alto Medio 0,20 intervalos han producido crudos no aptos Bajo para la comercialización debido a alguna 0,15 (b) de las siguientes razones: 0,10 1. bajas permeabilidades, o sea yacimien0,05 tos muy apretados 0,00 2. formaciones de alta permeabilidad, 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 0,0 con petróleo pesado a extra pesado, Frecuencia (kHz) generalmente profundo a lo largo de Predicciones teóricas para los flancos de los pliegues (a) diferencia de velocidad 3. yacimientos que han sufrido un alto relativa a la roca impergrado de tectonismo, de modo que meable) y (b) atenuación las fracciones con hidrocarburos más de tres modelos de rocas livianos han migrado a través de las (adaptado de Winkeler fallas no sellantes, dejando atrás los et al., 1989). asfaltenos y resinas, que son más pesados. Teniendo en cuenta que resultaría sumamente costoso probar cada zona en forma individual, es fundamental el uso de los registros para distinguir los intervalos improductivos. Sin embargo, la mayoría de los hoyos se perforan con lodos a base de petróleo (OBM), de modo que muchas de las técnicas de perfilaje convencionales resultan limitadas o no son aplicables. En este caso, se utilizaron dos mediciones para indicar la movilidad del fluido: las ondas de Stoneley y la herramienta de RMN. En combinación con los perfiles convencionales, éstas pueden identificar claramente zonas de baja movilidad con petróleo extra pesado, además de proporcionar una estimación de la permeabilidad. El siguiente ejemplo ilustra el uso de la medición de las ondas de Stoneley en dicha situación.
Movilidad de Stoneley Desde hace varios años, muchos autores han registrado las correlaciones de permeabilidad mediante el tiempo de tránsito o atenuación de la onda de Stoneley (por ejemplo, Winkler et al, 1989). En un hoyo cilíndrico con una formación rígida, la propagación de la onda de Stoneley resultaría no dispersiva y no atenuante. En el caso de una formación elástica, en cambio, la onda de Stoneley se vuelve dispersiva; en otras palabras, se modifica con la frecuencia, debido a que las paredes del hoyo ceden a la presión de la columna de fluido. Cuando el fluido de la formación es móvil, la onda de Stoneley provoca el flujo del mismo dentro de la formación, con lo cual pierde energía y se atenúa. Esto ocurre aún en presencia del revoque, si bien este último puede ejercer un efecto considerable. Los resultados teóricos y experimentales han demostrado que la onda de Stoneley depende de la movilidad del fluido, k/m. En la Fig.5.12 se observa el efecto típico sobre la velocidad y atenuación de la onda de Stoneley en arenas con permeabilidades de 1,0; 0,1 y 0,01 darcy, cuando la viscosidad del fluido es de 1,0 cp. Si la permeabilidad se mantiene constante y la viscosidad varía, se observan efectos similares. Se puede comprobar que a baja frecuencia, la onda de Stoneley es una medida sensible a la movilidad, siempre que ésta última sea razonablemente elevada. La ondas de Stoneley se utilizaron con éxito a fines de la década del 80 como un indicador, rápido pero confiable, para determinar las zonas que convenía probar. La amplitud total de un receptor (comprendida entre 0,5 y 5,0 kHz) fue sumada, invertida y luego normalizada entre 0 y 1 utilizando los valores mínimos y máximos registrados en el pozo. Lamentablemente, las lutitas producen el mismo efecto que la movilidad de los fluidos respecto de la atenuación de la señal. Por lo tanto, fue necesario multiplicar el resultado por (1-Vsh) para obtener un índice de Stoneley corregido con respecto a las lutitas.
Atenuación (1 ⁄ q)
Cambio de velocidad (%)
. . . . . . . . . .. . . . . . . . . .. . . . . . . . .Cuarzo . . . . . . . . . ..
Arcilla Análisis volumétrico V⁄V DCAL Indice de Stoneley 1.000 1 1 0 –1 (pulg.) 9 0 13.960,0
Tiempo (ms) 5.000
13.980,0
Debido a la necesidad de normalizar y realizar correcciones por las lutitas, esta técnica resultaba bastante empírica. Sin embargo, a partir de la introducción de la Herramienta de Imágenes de Sónico Dipolar DSI* (Capítulo 4–37) ha sido posible utilizar la velocidad de Stoneley, en lugar de la energía de Stoneley, para determinar la movilidad. De esta forma se evitan la normalización y las correcciones empíricas y aumenta la precisión de los resultados. Se ha demostrado que, en primer grado, y en ausencia de revoque, la movilidad del fluido es una función compleja del tiempo de tránsito de Stoneley, que se puede expresar de la siguiente manera:
k/m = C Se (Sst - Se)
13.670,
Ejemplos del efecto de la movilidad del fluido sobre el tren de ondas de Stoneley. En (a) la ondas de Stoneley están atenuadas en gran medida y la zona produjo con éxito; en (b) la ondas no están atenuadas y la zona no produjo.
En la Fig. 5.13a se observa el resultado en una zona de buena movilidad. Las ondas de Stoneley que aparecen sobre la derecha están claramente atenuadas en el fondo, lo que provoca un índice de Stoneley elevado. La zona del fondo produjo 5.579 bppd con una relación gas–petróleo de 2.468 pcn/bn. Por otra parte, en la Fig. 5.13b se observa un tren de ondas de Stoneley fuertes en las arenas y el índice de Stoneley correspondiente es bajo, si bien el análisis volumétrico muestra que las arenas son muy similares a las de la Fig. 5.13a. La producción de la zona del fondo fue nula, y las secciones delgadas presentaban los poros obstruidos por petróleo muerto. En un estudio realizado en 18 zonas de seis pozos se logró estimar en forma exitosa cuáles zonas producirían hidrocarburos y cuáles no. También se demostró que cuanto más alto fuera el índice, mayor sería la productividad de la zona.
donde C = f (radio del hoyo, porosidad, frecuencia, densidad del lodo, coeficientes elásticos generales y k/m). Sst es el tiempo de tránsito de Stoneley medido, y Se es el tiempo de tránsito de Stoneley teórico, para una permeabilidad de la roca equivalente a cero. Se puede determinarse a partir de otras mediciones de la siguiente forma:
(Se/Ss) = (Sf/Ss) + rm / rb
donde Ss es la velocidad de corte de la formación, rb es la densidad específica y rm es la densidad del lodo. El parámetro Sf representa la velocidad del lodo, la cual se puede determinar analizando los trenes de ondas DSI en pozos con ensanchamientos o ubicados frente a zonas impermeables, como se describe más adelante. Por lo tanto, es posible calcular k/m a partir de las mediciones de los perfiles. En la Fig. 5.14 se observan perfiles convencionales de un pozo del Norte de Monagas. En este caso inusual, se utilizó lodo a base de agua, de manera que en el perfil de resistividad se distinguen fácilmente las zonas con fluidos inmóviles. Por ejemplo, las curvas de resistividad en B (15.350 pies) muestran una gran separación y, por lo tanto, invasión, mientras que la arena en A (15.550 pies) no presenta ninguna invasión, a pesar de que la porosidad y el contenido de arcillas son similares.
1 6 0 CALI (pulg.) GR (gAPI) 16 150 Prof. (pies) 14.800 1 1
LLD (ohm-m) LLS (ohm-m) MSFL (ohm-m)
1.000 1.000 1.000 1,9 0,45 RHOB (g / cm3 ) NPHI (V ⁄ V) 2,9 –0,15
15.500 C
A 15.900
Perfiles convencionales, obtenidos a hueco abierto sobre las arenas del Oligoceno y el Cretácico en el pozo MUC-20.
El perfil de presión del Probador de Formaciones a Repetición RFT* muestra que esta zona contiene petróleo. Los perfiles se interpretaron con ELAN para obtener la evaluación de la formación que se observa en la Pista 4, Fig. 5.15 (próxima página) y el análisis del fluido de la Pista 3. Se aprecia con claridad la
diferencia entre los hidrocarburos móviles (puntos amarillos) y los inmóviles (puntos verdes). En este pozo también se utilizó una herramienta DSI y se procesó para obtener las velocidades de las ondas compresionales, de corte y de Stoneley. En la Pista 4 se observa la evaluación de la formación a partir de los registros convencionales, mientras que el análisis del fluido a partir del perfil de resistividad aparece en la Pista 3. En la Pista 2 se muestra el tiempo de tránsito de Stoneley medido y de movilidad cero, Se. El valor de Se fue calculado por medio de la ecuación (5), ignorando la dispersión, que es pequeña y constante a la frecuencia de la medición. Se tomó Sf, de manera que Sst y Se se superponen en promedio en las capas de lutitas. Los valores de Sst y Se no muestran separación cuando se encuentran frente a zonas con petróleo inmóvil, como ocurre en A, si bien se separan muy claramente frente a zonas con hidrocarburos movibles, como en B. La excelente concordancia entre la indicación de Stoneley y la resistividad de los fluidos móviles queda confirmada en C (15.500 pies) y en otras zonas que no se muestran. Esto demuestra que en un pozo con OBM, en el que no se dispone del perfil de resistividad, la comparación de Se y Sst se puede utilizar como un indicador confiable de los fluidos móviles. Se extrajeron núcleos a los 15.500 pies y a menos profundidad y se realizaron análisis convencionales en más de 600 tapones de núcleos. Las porosidades y permeabilidades se observan en la Fig. 5.15 (próxima página). Se realizaron varios intentos para calcular la permeabilidad a partir de las ondas de Stoneley utilizando la relación teórica completa resumida en la ecuación (4). Los resultados fueron inestables y no totalmente satisfactorios. El revoque es ampliamente responsable de ello, ya que al tratarse de un material sumamente elástico, aumenta el tiempo de tránsito medido, pero a la vez introduce una impedancia entre el pozo y la formación que la reduce. Durante el procesamiento, no fue
Hidrocarburo Hidrocarburo movible Revoque Agua Efecto de la movilidad DCAL (pulg.) Vxw Vw Análisis de fluido Lutita Arenisca Porosidad
–2 8 Permeabilidad St Dt elástico de Stoneley 10.000 0,1 Prof. (pies) 14.800 Permeabilidad de núcleo 10.000 (md)
Dt de Stoneley Análisis volumétrico Porosidad de núcleo (µs / pie) 230 0,25 (V ⁄ V) (V ⁄ V) 0 1 0 0,1 280
posible estimar estos parámetros en forma independiente y fue necesario tomar datos empíricos. Finalmente la movilidad de Stoneley se calculó utilizando la ecuación (1) y un factor constante de C=2 por calibración de los núcleos. Los resultados (Pista 1, Fig. 5.15) son extraordinariamente buenos, en especial si se tiene en cuenta la diferencia entre las escalas de las dos mediciones (unos pocos pies en el caso de las ondas de Stoneley respecto a una pulgada en el caso del tapón). Por lo general, la concordancia se encuentra alrededor de un factor de 3, y las tendencias, tales como el granocreciente en las arenas D y E, queda bien reflejado. En la pequeña zona de petróleo inmóvil en C, las ondas de Stoneley reflejan la falta de movilidad (m es alto), mientras que el núcleo muestra cierta permeabilidad debido a que ha sido limpiado. La descripción del núcleo revela la presencia de materia orgánica en la totalidad de la zona. Conclusión En las arenas del Oligoceno y Cretácico del Norte de Monagas, los perfiles acústicos pueden distinguir claramente entre fluidos móviles e inmóviles. Al contrario de lo que ocurre en el caso de la resistividad. Esta distinción funciona tanto en lodos a base de petróleo como en aquéllos a base de agua. Los perfiles acústicos también se pueden utilizar para estimar la permeabilidad. Sin embargo, en el estado actual de desarrollo, es necesario calibrar dichas permeabilidades con respecto a otra fuente de estimación de la misma. Un método alternativo para estimar la permeabilidad y detectar bitumen en pozos con OBM es mediante herramientas de RMN. En las páginas siguientes se presenta un ejemplo ilustrativo.
Análisis de núcleos y resultados de la interpretación de los registros del pozo MUC-20.
IDENTIFICACION DE CAPAS DE GAS Y BITUMEN CON HERRAMIENTAS DE RMN
El Campo Santa Bárbara, ubicado en el Norte de Monagas, presenta una geología muy compleja, tanto desde el punto de vista estructural como estratigráfico. Se caracteriza por una distribución única y complicada de hidrocarburos, medianos a livianos, que resultan de gran interés económico. Con más de 2.500 pies de sedimentos con posibilidades de yacimiento, la segregación gravitacional ha producido una columna de fluido de considerables variaciones composicionales, en la que se incluyen crudos livianos en la base de la estructura, hasta condensado de gas cerca del tope de la misma. Asimismo, en la interfaz gas-petróleo se ha identificado una región de fluido crítico. Existen complejidades adicionales, asociadas con la presencia de asfaltenos y niveles discretos de bitumen, los cuales pueden influir en forma significativa en el manejo del campo durante la etapa de producción. En este entorno, la caracterización de los fluidos constituye un tema muy importante para la interpretación de los perfiles. Tradicionalmente, ésto implica estimar la densidad del hidrocarburo presente en la formación, tomando como base la saturación de la zona invadida y de los supuestos hidrocarburos, el filtrado, la densidad de la matriz y la respuesta del perfil neutrón. En muchos casos, los resultados son ambiguos, debido a la existencia de una invasión profunda, y/o a cambios en la litología, los cuales enmascaran variaciones en la densidad del fluido de la formación. En el caso del Campo Santa Bárbara, la tarea del intérprete resulta más compleja debido al uso de lodos a base de petróleo, en cuyo caso los perfiles de resistividad no permiten la caracterización de la profundidad de invasión. En otras palabras, una pequeña separación del densidad–neutrón puede atribuirse a una mezcla de gas e invasión del petróleo filtrado del lodo, o bien a la presencia de un crudo liviano, con invasión poco profunda. Asimismo, los registros convencionales no alcanzan a identificar los niveles de bitumen.
Los ejemplos de interpretación que se presentan a continuación, demuestran cómo las herramientas de RMN, en forma conjunta con los registros de porosidad convencionales, pueden proporcionar la información adicional requerida para efectuar una diferenciación entre gas, líquidos y bitumen en el Campo Santa Bárbara. Efecto del gas sobre la porosidad del CMR Las herramientas de RMN miden una señal proporcional al volumen del hidrógeno presente en los fluidos del poro y, por lo tanto, reflejan IH de la formación, el cual es significativamente menor en el caso de la presencia de gas. De este modo, las herramientas RMN proporcionan un indicador de detección de gas, análogo a la medición convencional de la porosidad del neutrón. No obstante, la técnica de RMN no responde a los cambios de litología o a los minerales que absorben neutrones, ni tampoco sufre ningún “efecto de excavación. Existe una considerable diferencia entre el IH del petróleo y del gas. Las tablas publicadas permiten evaluar la importancia de la variación del IH entre el petróleo y el gas. En el caso del gas metano puro, en las condiciones de fondo de estos pozos, el IH del gas sería de 0,5; mientras que el IH de un crudo de 30°API se mantendría en 1, cercano al IH del agua. Por lo tanto, si se toma como base sólo el efecto del hidrógeno en una zona con 100% de gas, la porosidad obtenida con una herramienta CMR se vería reducida a la mitad. Sin embargo, la porosidad CMR se ve reducida aún más en el caso del gas, debido al tiempo prolongado de polarización, o T1 (véase página 5–7) que significa que en las condiciones habituales de perfilaje el hidrógeno en el gas tiene una polarización incompleta y no contribuye a la señal captada por la herramienta. Es por ello que, como procedimiento normal, se realiza una corrección de polarización empírica, basada en una
relación T1/T2 estimada, a fin de compensar dicha polarización incompleta. Ahora bien, esta corrección de la polarización resulta adecuada en las rocas saturadas de líquido, pero normalmente es insuficiente en las zonas de gas, compensando parcialmente la reducción en la porosidad CMR. En el Campo Santa Bárbara, todos los pozos son perforados con lodos a base de petróleo. El filtrado de este tipo de lodo presenta un tiempo de polarización relativamente prolongado, lo que aumenta considerablemente los tiempos de espera para la medición de registros CMR (5 segs en este ejemplo). Si bien este tiempo no es suficiente para la polarización completa del gas, la teoría simple de las herramientas de RMN permite estimar el nivel de polarización de los protones del gas bajo estas condiciones, como se observa a continuación. Suponiendo una formación saturada con metano puro, en condiciones de fondo de 140°C y 10.000 lpc, las tablas indican un T1 de gas estimado de alrededor de 5 seg, equivalente al tiempo de espera aplicado. La señal está dada por:
CTOE = 1- e- WT/T1 (6)
lavada—debido a su gran movilidad— mediante la segregación gravitacional. Este mecanismo depende del tiempo, y resulta sumamente efectivo en las formaciones con alta permeabilidad vertical. Dadas las condiciones de invasión profunda ocasional prevalecientes en el Campo Santa Bárbara, es importante determinar el volumen real de gas observado por el perfil CMR en la zona invadida, dado que éste permite verificar la distribución de los fluidos inferida a partir de la separación del perfil densidad–neutrón y las densidades estimadas del mismo. De esta forma, se podrá estimar la densidad del fluido presente en la zona virgen. Estimación del volumen de gas en la zona invadida En la Fig. 5.16 se observa que la porosidad efectiva, calculada con el programa ELAN, y utilizando los perfiles convencionales de densidad–neutrón (luego de corregir los efectos de arcilla e hidrocarburos), se puede expresar de la siguiente manera:
fE = VIW + VXGA + VXOI + VXWA (7)
correspondiendo en este ejemplo a una polarización efectiva de sólo un 63% de los protones del gas. Por lo tanto, a pesar del tiempo prolongado de espera y de la lenta velocidad de perfilaje, se produce una reducción adicional de la porosidad del CMR provocada por la polarización incompleta de los protones del gas. Además, las herramientas de RMN son herramientas de lecturas poco profundas; en el caso del CMR, la profundidad de investigación es aproximadamente de una pulgada, y su sensibilidad al gas también se ve reducida por la invasión del filtrado del lodo. En algunos casos, la invasión podría llegar a ocultar por completo la presencia del gas. Sin embargo, en general el gas retorna a la zona
En esta expresión, el subíndice X denota volúmenes lavados a la profundidad de investigación del densidad–neutrón, IW indica el agua irreducible, GA indica el gas, OI indica el petróleo y WA indica el agua libre. En la zona de investigación más somera, investigada por el CMR, un cierto volumen adicional de gas puede haber sido desplazado por el filtrado de lodo; por lo tanto:
VXGA = VMF(CMR)+ VGAS(CMR) (8)
La porosidad CMR en sí, sensible a los fluidos de la zona invadida y antes de la corrección por polarización, será igual a:
fCMR= VIW + VXWA + VXOI + VMF(CMR) + IH*CTOE*VGAS(CMR) (9)
Profundidad de investigación del Densidad–Neutrón
El volumen de gas observado por la herramienta CMR, VGAS (CMR), se obtiene a partir del grupo de ecuaciones, de la siguiente forma:
VGAS(CMR) = (fE - fCMR) / (1-IH*CTOE)
VIW VXWA VXOI VMF_CMR VGAS_CMR
Profundidad de investigación del CMR
HI*CTOE*VGAS_CMR
La escasa profundidad de investigación de la herramienta CMR puede provocar que ésta capte más filtrado que el densidad–neutrón. El volumen de gas se cuantifica por medio del IH del gas y la corrección del tiempo de polarización del CMR.
Presión MDT 10.250 (psi) 10.750 Prueba sin entrada 1.000 (md ⁄ cp) 0,1
Fluidos Agua Gas Diferencia de porosidad f eff-CMRL Petróleo Cuarzo Carbón Agua de las arcillas 3 Punto de corte de T2 (ms) 3.000 Distribución de T2 3 (ms) 3.000
Movilidad MDT 1.000 (md ⁄ cp) 0,1 Arcilla Permeabilidad Ind. Análisis de fluido Análisis volumétrico Prof. CMR de (pies) 1.000 (md) 0 0,1 gas 0,25 V ⁄ V 1 0 V⁄V
Con los valores del IH y CTOE estimados anteriormente, una diferencia entre la porosidad efectiva fE y la fCMR de 3 unidades de porosidad (u.p.), corresponderá a 4,5 u.p. de gas presente en la formación a la profundidad de investigación del CMR. Es posible también calcular una porosidad CMR de líquido solamente (CMRL), mediante la diferencia entre VGAS(CMR) y fCMR. De esta forma se realiza la comparación directa entre los volúmenes de gas observados por la herramienta CMR, y los estimados a partir de la respuesta del densidad–neutrón. Si las suposiciones de la existencia de una mezcla de gas y filtrado del lodo son correctas, estos volúmenes deberían ser esencialmente los mismos, con una mínima diferencia relacionada con la profundidad de la invasión. En cambio, si estas suposiciones fuesen incorrectas, estos volúmenes serían totalmente diferentes, lo cual indicaría la ausencia de gas. Esta comparación se presenta en la Pista 2 de la Fig. 5.17, donde se ha definido un indicador de gas como la relación entre el volumen de gas aparente extraído del perfil densidad–neutrón (suponiendo una densidad de gas de 0,4 g/cm3) y el volumen de gas observado por la herramienta CMR. Cuando el gas está realmente presente en la formación, el indicador estará próximo a la unidad. Un valor cercano a cero indicará ausencia de gas. De este modo, el CMR confirma la presencia de gas en los intervalos A, C y H (comprendidos entre 16.210 y 16.230 pies, 16.305 y 16.315 pies y 16.410 y 16.445 pies, respectivamente), los que se encuentran separados por intervalos con presencia de petróleo.
El yacimiento Santa Bárbara presenta zonas alternadas con presencia de petróleo, bitumen y gas.
En estos intervalos, el volumen de gas estimado a partir del densidad–neutrón (mostrado en la Pista 3 en color rojo) coincide con el volumen de gas obtenido por la herramienta CMR. De la corrección de hidrocarburo aplicada a los registros de porosidad convencionales, se obtiene la porosidad real efectiva. Adicionalmente, la herramienta CMR identifica estratos de baja porosidad del CMR, asociados con alta porosidad del densidadneutrón . En la Fig. 5.17, la separación entre fE y CMRL, codificada en color azul, se acentúa mientras el indicador de gas permanece cercano a cero, indicando ausencia de gas. Esta respuesta se atribuye a la presencia de bitumen, al corresponder dichas zonas (B, D, E, F, I ) a las regiones de distribución de tiempos T2 más reducidos. Como se vio anteriormente (página 5–6), el bitumen tiene altos valores de viscosidad, valores de T2 reducidos, mientras que la señal es demasiado rápida para ser registrada por los instrumentos de RMN. La respuesta característica del CMR al bitumen la convierte en una de las pocas herramientas capaces de identificar la presencia de bitumen, en forma concluyente, en una zona de hidrocarburos perforada con un lodo a base de petróleo, en donde está ausente el contraste de resistividad entre los intervalos con y sin bitumen. Las mediciones efectuadas con la herramienta MDT confirmaron la presencia de bitumen. Se realizaron cuatro mediciones de presión en las capas en las que se pronosticaba la existencia de bitumen, resultando pruebas secas. Lo contrario ocurrió en todas las zonas donde se diagnosticó presencia de petróleo o de gas; es decir, todos los resultados de pruebas de presión fueron satisfactorios. Asimismo, la distribución de la presión observada en este intervalo, no presentaba un gradiente lineal simple. Este campo se encuentra actualmente en producción, infiriéndose una zona de permeabilidad vertical reducida, donde la redistribución del fluido es
lenta, compatible con la existencia de un manto de bitumen de cierta extensión lateral. En este caso, la herramienta CMR le permite al petrofísico caracterizar, en forma concluyente, una distribución compleja de gas y petróleo en capas relativamente delgadas. Si el intérprete se basara sólo en la información obtenida a partir del perfil de densidad–neutrón, podría dudar de una interpretación que mostrara ‘petróleo encima del gas’, acompañado por cambios insignificantes en la presión de la formación. Por otra parte, esta herramienta es capaz de detectar y cuantificar la distribución de bitumen con respecto a la profundidad, siendo el bitumen la causa probable de esta inusual distribución de los fluidos. Efectos de la invasión Otro pozo del mismo campo permite ilustrar cómo, al contrario de lo que se supone habitualmente, la invasión de filtrado del lodo a base de petróleo puede ser bastante profunda, reduciendo en gran medida el efecto del gas sobre todas las herramientas de lectura somera. Los intervalos bajo estudio están ubicados en la zona de gas conocida y la presencia de gas en la formación es confirmada por los gradientes de presión del MDT. El objetivo consiste, una vez más, en cuantificar los volúmenes respectivos de gas y de filtrado del lodo a base de petróleo observados por las herramientas de porosidad y la herramienta CMR en la zona invadida. La porosidad de líquidos solamente (CMRL) se determina por el método descripto anteriormente. La Fig. 5.18 corresponde a un intervalo ubicado en la parte superior del pozo, presentando una comparación directa de los volúmenes de gas estimados a partir del densidad– neutrón (color rojo en la Pista 3) y el CMR. El CMRL se calcula por el método descripto anteriormente, de manera que el volumen de gas CMR es igual a la diferencia entre el CMRL y la porosidad efectiva. Si bien el potencial de presión es bajo, el gas ha tenido tiempo de retornar a las proximidades del hoyo.
Agua Volumen del filtrado CMR 0,25 V ⁄ V 10.150 Agua Filtrado del lodo 0,1 Gas 0 Filtrado del lodo Gas Cuarzo Carbón Agua de las arcillas Arcilla Punto de corte de T2 1 (ms) 3.000 Distribución de T2 (ms) 3.000
Presión MDT 9.950 (psi) Movilidad MDT 1.000 Prof. (pies) 1.000 (md ⁄ cp) Permeabilidad CMR (md)
Análisis Análisis de fluido volumétrico 0,25 V ⁄ V 0 1 0 1 V⁄V
El yacimiento de gas después de una disipación parcial de la invasión.
Agua Volumen del filtrado CMR Presión MDT (psi) Movilidad MDT 1.000 Prof. (pies) 1.000
Filtrado del lodo Gas 0 Cuarzo Carbón Agua de las arcillas Arcilla 1 Punto de corte de T2 (ms) 3.000
0,25 V ⁄ V 10.150 Agua Filtrado del lodo 0,1 Gas
(md ⁄ cp) Permeabilidad CMR (md)
Distribución de T2 1 (ms) 3.000
Análisis de fluido Análisis volum. 0,25 V ⁄ V 0 1 0 V⁄V
Sección del mismo pozo donde se observa una zona con presencia de gas profundamente invadida.
Sin duda, ello está relacionado con una alta permeabilidad (Pista 1) estimada por la herramienta CMR y confirmada luego por las notables movilidades medidas con el MDT. En consecuencia, los registros presentan un efecto de gas muy acentuado, alcanzando casi el 50% del total del volumen de los poros. Más aún, los volúmenes de gas obtenidos a partir del CMR y del densidad–neutrón son prácticamente idénticos, sugiriendo una distribución homogénea de gas en las respectivas zonas de investigación de ambas herramientas. La Fig. 5.19 muestra un intervalo cercano al fondo del pozo, donde se observa un efecto de hidrocarburo considerablemente menor. Basándose sólo en la interpretación del densidad–neutrón y considerando la ubicación de este intervalo, más profundo y con presiones mayores, este intervalo se podría haber interpretado como una mezcla de gas y filtrado de petróleo invasor, como se observa en la Fig. 5.19, o bien como petróleo liviano. La primera interpretación se fundamenta en la porosidad llena de líquido del CMR, CMRL, el cual por lo general coincide con el volumen de filtrado de petróleo del densidad–neutrón. En los intervalos en los que esto no sucede, como B y C, se supone que el gas todavía no ha completado su migración de retorno a la pared del hoyo, lo cual es más probable que en el intervalo superior (Fig. 5.18), debido a que ha transcurrido menor tiempo desde la perforación, la menor permeabilidad (Pista 1) y la menor movilidad del MDT. En algunas zonas se observa que la cantidad de gas disminuye con la profundidad por debajo de las intercalaciones de arcilla, por ejemplo, A y D, lo cual es indicativo de una segregación gravitacional activa. Desde un punto de vista cualitativo, la distribución de T2 obtenida por la herramienta CMR en ambos intervalos confirma esta interpretación. En el intervalo inferior (Fig. 5.19), la distribución de T2 es sumamente uniforme y, en general, está comprendida entre 100 y 1.000 mseg.
Espaciamiento del eco 1 ms Espaciamiento del eco 0,32 ms Espectro de la diferencia –0,03 0,1 1 10 100 1000
Efectos de difusión sobre la herramienta CMR: Método del Espectro Desplazado.
Distribución de T2 (ms)
Este valor concuerda con la señal de 300 mseg del filtrado del lodo a base de petróleo, medido en la superficie a temperatura ambiente por la herramienta CMR. Cuando se producen cambios en la viscosidad por la temperatura, se eleva el T2 del filtrado de petróleo. Esta respuesta confirma, desde un punto de vista cualitativo, un espacio poroso invadido por filtrado. Por ende, cualquier difusión, producida en la fracción de gas dentro del espacio poroso lleno de fluidos, es desapercibida, por ser ésta muy pequeña. En el intervalo superior, la distribución de T2 es mucho más amplia; varía de menos de 10 mseg a aproximadamente 800 mseg, con una tendencia a horizontalizarse y evolucionar hacia dos picos separados. Esto ocurre, probablemente, debido a los efectos de la difusión, la cual se produce en el gran volumen de gas existente en el espacio poroso, acortando los tiempos de distribución de T2 en la fase de gas. Este ejemplo muestra que, a pesar de la existencia de gas en ambas zonas, la reducción del efecto del gas causada por la invasión más profunda y más completa del lodo a base de petróleo puede confundirse con petróleo liviano, si se considera exclusivamente la información del densidad–neutrón. Una estimación del volumen de gas, efectuada en forma independiente a partir del CMR, comprobó la existencia de gas en dicha zona.
Efectos de la difusión La difusión molecular es mucho más rápida en el gas que en los líquidos, lo cual se puede advertir en la respuesta de la RMN. La difusión tiene un efecto importante sobre las mediciones de RMN, puesto que una molécula difundiéndose con un protón polarizado puede recorrer una distancia considerable entre las sucesivas manipulaciones. Teniendo en cuenta que el campo magnético estático de una herramienta de perfilaje no es uniforme, se originará un desfasaje en la magnetización de los protones y un desplazamiento en la distribución de T2 hacia tiempos más breves. Por lo tanto, el efecto de la difusión sobre un perfil de RMN, dependerá del espaciamiento entre ecos. De hecho, se observará menos efecto de difusión al reducirse el espaciamiento entre los mismos. Akkurt et al., (1995) se apoyaron en este fenómeno para proponer un método cualitativo de detección de gas, conocido como Método del Espectro Desplazado. Se obtienen dos mediciones de la distribución de T2, con espaciamientos entre ecos muy diferentes en ambas mediciones. Luego la diferencia entre las distribuciones T2 elimina el aporte de los fluidos no difusivos. En la Fig. 5.20 se observan las distribuciones T2 obtenidas con la herramienta CMR en modo estacionario, provenientes de un pozo vecino en una zona de gas comprobada, cuya porosidad es de 12 u.p. Ambas distribuciones T2 se obtuvieron utilizando el mismo tiempo de espera de 6 seg, pero con espaciamientos entre ecos de 0,32 y 1 mseg, respectivamente. Posteriormente se calculó y se desplegó la diferencia entre las mediciones de espaciamiento corto y largo. Ambas mediciones muestran distribuciones bimodales, si bien la amplitud relativa de cada pico varía con el espaciamiento del eco. El área por debajo de ambas curvas permanece invariable, al igual que la porosidad. En el caso de un espaciamiento del eco mayor, el pico de T2 más corto se convierte en el más grande, como se suponía
Amplitud de T2
debido a la mayor difusión que ocurre en el gas con este espaciamiento. Si se toma la diferencia entre las dos distribuciones, la señal del líquido se elimina, quedando sólo la del gas. El lóbulo positivo corresponde a la señal de gas presente en la distribución de eco corto, mientras que el lóbulo negativo corresponde a la señal de gas presente en la distribución de eco largo. Las áreas ubicadas por debajo de los lóbulos son prácticamente equivalentes y corresponden al volumen de gas presente en la formación, antes de la corrección para el IH y CTOE. Estos espectros de CMR fueron adquiridos mediante paradas, sin embargo, este proceso es aplicable al perfilaje en movimiento, utilizando una primera corrida con un espaciamiento entre ecos de 0,32 mseg y una segunda carrera con 1 mseg de espaciamiento. La diferencia entre ambas carreras cuantifica independientemente la presencia de gas, basándose únicamente en el efecto de difusión.
Existe otra técnica para la detección de gas que se basa en la diferencia de polarización entre un tiempo de espera largo y otro corto (Akkurt, 1995, Flaum, 1996). Sin embargo, en todas estas técnicas, el cambio relativo de la señal y, por lo tanto, la confiabilidad del indicador, es muy inferior a la diferencia entre la porosidad y la densidad CMR. Conclusión La identificación de gas y bitumen en una formación constituye uno de los temas más importantes en la interpretación de registros. Los ejemplos presentados muestran las propiedades únicas de la herramienta CMR, al identificar y cuantificar el volumen de gas y de bitumen presentes en la zona invadida, eliminando incertidumbres inherentes a la interpretación tradicional del perfil de densidad–neutrón, aún en los casos con situaciones complejas, tales como lodo a base de petróleo e invasión profunda.
MUESTREO DE FLUIDOS DE UN YACIMIENTO
Para describir los fluidos de yacimientos, los ingenieros a menudo utilizan términos clásicos—aunque poco científicos—que son de uso corriente en la industria petrolera, como bitumen, petróleo pesado, petróleo negro, petróleo volátil, condensado de gas, gases húmedos y gases secos. Estas definiciones no tienen límites precisos de aplicación y, por lo tanto, resulta difícil emplearlas en las áreas de transición entre petróleo volátil y condensado de gas o entre petróleo volátil y petróleo negro. En la Tabla 5.1 (página siguiente) se incluye la descripción general de cada clasificación y el alcance aproximado de
algunas de sus propiedades. Venezuela cuenta con uno de los rangos de acumulaciones de hidrocarburos más amplios del mundo, que cubren todo el espectro de fluidos, desde los crudos extra pesados de la Faja del Orinoco hasta los yacimientos que producen gas seco, incluyendo la complejidad de los petróleos volátiles y los condensados de gas retrógrados del Norte de Monagas. Los fluidos de los campos del Norte de Monagas representan un verdadero desafío desde el punto de vista de la extracción de muestras, puesto que su comportamiento es casi crítico.
Tipo de fluido Color del líquido de tanque Negro ⁄ Oscuro Visc. >10.000 cp Grados API RGP Fase en el yacimiento Bo % Molar de C7+
Petróleo pesado Negro ⁄ Oscuro Petróleo negro Petróleo volátil Negro ⁄ Oscuro Colores varios
10–25 30–40 40–50
<100 100–2500 >3000 3000–100,000 >100,000
Líquido–pb Líquido–pb Líquido–pb Gas–pd Gas Gas
<1.2 <2.0 >2.0 0 0 0
>35 >20 20–12.5 <12.5 <4 <0.7
Gas condensado Apenas coloreado 50–70 Gas húmedo Gas seco * ** Incoloro Sin líquido 60–70
Sin líquido 100,000
RGP es la relación gas–petróleo expresada en pcn / bn Fase en el yacimiento: Líquido sin punto de burbujeo Líquido con punto de burbujeo (pb) Gas con punto de rocío frente al cambio de fase (pd) Gas sin cambio de fases frente a cambios de temperatura Gas seco—no hay cambio de fases a temperatura de yacimiento o de superficie Bo es el factor de volumen al punto de burbujeo.
Clasificación típica de tipos de hidrocarburos.
Los petróleos volátiles o casi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. Estos petróleos exhiben una presión de saturación cercana a la del punto de burbujeo y tienen un alto grado de merma, que por lo general, alcanza el 40% del espacio poroso del hidrocarburo para una reducción de presión de sólo 10 lpc. Este fenómeno se comprende fácilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Fig. 5.21. Las líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura del yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a la línea del punto de burbujeo. Cualquier disminución de la presión por debajo de ese punto cortaría rápidamente la línea de calidad del 60%, indicando el alto grado de merma de estos crudos. De manera similar, en el caso de los fluidos que existen en estado gaseoso en las condiciones del yacimiento, donde la temperatura es muy cercana a la temperatura crítica, una mínima reducción de la presión por debajo del punto de rocío da como
resultado un alto porcentaje de formación de líquido. Este líquido, o condensado retrógrado, es relativamente inmóvil comparado con la fase gaseosa, por lo cual, la producción será preferentemente gas, y no se producirá el preciado líquido. Las características físicas de los petróleos volátiles y de los condensados retrógrados recuperados en el tanque de almacenamiento, pueden ser muy similares y no permiten realizar una clasificación precisa de los tipos de fluidos del yacimiento. En Venezuela existen muchos casos en los que, cuando el fluido es condensado de gas, produce un líquido oscuro en condiciones normales de almacenamiento de 33 a 35°API, mientras que algunos petróleos volátiles producen líquidos de colores más pálidos y de mayor densidad. En el otro extremo del espectro están los petróleos pesados, los que constituyen un desafío debido a que sus propiedades físicas deben estar claramente definidas para poder diseñar los sistemas de levantamiento artificial adecuados, las instalaciones de producción en la superficie y las de exportación. Pequeñas cantidades de gas disuelto pueden alterar en gran medida las propiedades de los fluidos tales como la viscosidad, la cual resulta fundamental para la simulación del yacimiento y los cálculos de la tasa de producción. La importancia de obtener muestras de fluidos de buena calidad Al estudiar el aspecto económico de las reservas de hidrocarburos, la capacidad de producción estimada se debe evaluar con respecto al capital invertido y a los costos operativos. Por lo tanto, una estimación muy precisa de las reservas recuperables resulta de fundamental importancia para determinar la viabilidad económica del potencial yacimiento. El cálculo de las reservas totales en sitio y la predicción de las reservas recuperables
2.700 Líquido 2.600 2.500 2.400 2.300 2.200 100 % 90 % 80 % 70 % 60 %
e en d um Vol
o líquid
Punto de burbujeo C
2.100 2.000 1.900 1.800 1.700 1.600 1.500 1.400 1.300 60 30 % 20 % 10 % 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 40 % 50 %
Temperatura (¡F)
Diagrama de fases típico de un petróleo volátil o casi crítico.
depende de la confiabilidad de los datos utilizados y constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuando muchas veces se dispone sólo de un mínimo de información. Los perfiles eléctricos, el análisis de núcleos, los estudios PVT y las pruebas de producción son fundamentales para los primeros modelos económicos. Más aún, el diseño de las instalaciones de producción en la superficie depende por lo general de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestras obtenidas en pozos exploratorios y de evaluación. Si estas muestras proporcionan fluidos poco representativos, el costo implícito puede ser muy elevado. En el Campo Beryl, en el Mar del Norte, las instalaciones de producción en la superficie tuvieron que ser modificadas, con costos adicionales considerables, cuando se comprobó que el petróleo era más volátil de lo que se creía en un principio. Cuando se trata de hidrocarburos livianos, y en particular cuando la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, la precisión de tales parámetros, como
la temperatura del yacimiento y la presión inicial, se debe considerar desde una perspectiva totalmente diferente. Como se definió anteriormente, un cambio relativamente pequeño de la temperatura o de la presión produce alteraciones drásticas en el comportamiento PVT estimado del fluido. En tales casos, las técnicas de muestreo son de gran importancia para poder obtener muestras de alta calidad para pruebas PVT (calidad PVT). En muchos fluidos cercanos al punto crítico estudiados en Venezuela, no fue posible definir el tipo de fluido presente en el yacimiento hasta que no estuvieron disponibles los resultados de los estudios de laboratorio. En algunos casos, se comprobó que dos zonas diferentes en el mismo pozo contienen diferentes tipos de fluido crítico en las condiciones originales del yacimiento, uno en la fase gaseosa y el otro en la fase líquida. La clasificación correcta de un hidrocarburo también tiene importancia para poder definir la cuota OPEP, el régimen fiscal, los acuerdos de coparticipación en la producción y otros aspectos económicos. Métodos para extraer muestras representativas Debido a los avances tecnológicos realizados en la obtención de muestras, hoy en día los operadores pueden optar entre obtener muestras de calidad PVT a hueco abierto o revestidos, lo cual permite un grado de flexibilidad considerable desde el punto de vista operativo y en términos de mejoramiento de la calidad y cantidad de las muestras. En el caso de los huecos abiertos, una nueva generación de probadores operados por cable como el MDT, ha sido desarrollada específicamente para obtener muestras de alta calidad a distintas profundidades.
Módulo probador
Módulo de muestreo múltiple
Configuración típica de la herramienta MDT para obtener muestras a hueco abierto.
Una versión modificada de esta herramienta se encuentra en una etapa de desarrollo; la misma se podrá utilizar en un pozo revestido y será capaz de perforar un orificio en el revestidor, extraer una muestra del fluido y luego volver a cerrar el orificio con un tapón especial de acero. Para obtener muestras durante una prueba de pozo, o en cualquier momento durante la producción del mismo, se ha desarrollado un nuevo probador de fondo, el cual permite extraer una muestra de fondo y transportarla a la superficie bajo condiciones monofásicas. La conservación del estado monofásico de la muestra significa que los resultados PVT del laboratorio representan con mayor fidelidad las propiedades reales del fluido. La obtención de muestras de líquido y de gas en la superficie, con un separador de superficie, para su posterior recombinación en el laboratorio manteniendo la misma relación gas–petróleo medida en el campo, por lo general, sirve de complemento a otros métodos de obtención de muestras. Sin embargo, tiene ciertas desventajas si se utiliza como único método. Obtención de muestras a hueco abierto En los últimos años, la tecnología ha progresado en este aspecto. Hasta no hace mucho tiempo, no se consideraba factible obtener muestras a hueco abierto de calidad PVT mediante un probador de formación operado por cable, como el probador RFT. Durante el proceso de perforación, el filtrado del lodo invade la formación, en mayor o menor grado. Por lo general, las muestras obtenidas por la herramienta RFT estaban contaminadas con filtrado de lodo. En un intento por superar este inconveniente se tomaban muestras “segregadas”, donde el flujo era dirigido en un principio a una cámara de muestreo para “limpiar” la zona ubicada alrededor de la sonda RFT, y luego a una segunda cámara para capturar lo que se suponía era fluido no contaminado. En zonas
sumamente invadidas, aún con este método, se obtenían muestras contaminadas. La situación se ha visto más complicada aún con la difusión del uso de los lodos a base de petróleo (OBM). El filtrado del OBM es miscible con el hidrocarburo del yacimiento, lo cual dificulta aún más la detección de la contaminación, además de que las consecuencias de la misma son mucho más serias, puesto que el filtrado de lodo puede alterar en forma significativa las propiedades PVT del fluido. La herramienta MDT ha permitido superar las limitaciones del RFT, ya que fue diseñada específicamente para extraer muestras de fluidos de un yacimiento. Esta herramienta incorpora una bomba que permite bombear el fluido de la formación dentro del pozo, con el objeto de limpiarlo y acondicionarlo para la muestra. Una vez que el fluido se encuentra en su estado puro, se toma una muestra representativa del mismo en una cámara de muestreo. La herramienta es capaz de identificar el fluido que pasa por ella por medio de una medición de resistividad y de un análisis de absorción de luz en la región visible y casi infrarroja. La resistividad distingue el hidrocarburo del filtrado de lodo a base de agua (WBM), mientras que el análisis óptico discrimina el gas del líquido y los hidrocarburos del filtrado del OBM. Al poder reconocer en tiempo real los fluidos que pasan por la herramienta, se puede garantizar la extracción de muestras puras. Su construcción modular permite que la herramienta MDT se pueda configurar de varias maneras. La selección de los módulos y su posición dentro de la sarta de herramientas, dependen de los objetivos de la operación y de las características y condiciones del pozo. En la Fig. 5.22 se observa una configuración típica para realizar operaciones de muestreo. La herramienta se asienta a la profundidad deseada forzando hidráulicamente la sonda contra la pared de la formación. La sonda corta y atraviesa el revoque para
establecer una comunicación con la formación, mientras que Cristal de cuarzo la empacadura de goma que la CQG rodea aisla la sonda de la presión hidrostática del pozo. Válvula de En la Fig. 5.23 se observa un aislamiento esquema de la estructura de la Válvula ecualizadora sonda individual. Una vez Presión colocada la herramienta, se del hoyo puede realizar una prueba previa que consiste en extraer Manómetro hasta 20 cm3 del fluido mediante el desplazamiento de un pequeño pistón. La perturbación resultante en la Cámara de presión se utiliza para estimar prueba la permeabilidad de la formación que circunda la sonda. La Celda de recuperación de presión subsiresistividad guiente determina la presión de Empacadura la formación. El valor de la perProbador meabilidad ayuda a decidir la factibilidad de extraer una muestra a esa profundidad, Línea de flujo mientras que el perfil de Esquema de un presión versus profundidad módulo de permite identificar la naturaleza del fluido. Si sonda se decide tomar una muestra, el módulo de individual. bombeo se utiliza para extraer el fluido de la formación a través de la línea de flujo, para
Figura 5.23 Figura 5.24
Detector de gas Lámpara
Flujo de líquido Línea de flujo
Detector de líquido Agua Petróleo Gas
Q , P @ @ P , Q @@@@ PPPP ,,,, QQQQ @ P , Q @@@@ PPPP ,,,, QQQQ
luego arrojarlo en el hoyo. La celda de resistividad adyacente a la sonda permite discriminar entre agua salada e hidrocarburo. La resistividad del fluido bombeado será en un principio la misma del filtrado del lodo. A medida que se limpia, la resistividad tiende a un valor constante, característico del fluido de la formación. Si se trata de una formación con presencia de hidrocarburos, la medición de resistividad se satura a un valor alto, mientras que si se trata de una formación acuífera, la medición de resistividad se estabilizará en un valor característico de la resistividad del agua de la formación. Cuando se considera que el fluido es representativo del fluido de la formación, se puede suspender el bombeado y desviar el fluido a una cámara de muestreo. En los pozos en los que el fluido de perforación es OBM o en los que el fluido está cercano a la presión de saturación, el módulo Analizador Optico de Fluidos OFA* puede resultar de gran utilidad. El principio operativo de la herramienta se muestra en la Fig. 5.24. Si el filtrado de lodo es a base de petróleo, la resistividad no es capaz de discriminar entre el filtrado y el fluido de la formación. En este caso, la herramienta OFA se puede utilizar para discriminar los fluidos analizando la forma en que la luz de las regiones visible e infrarroja es absorbida por la línea de flujo del fluido. La línea de flujo pasa a través de dos sensores ópticos independientes. En uno de ellos se utiliza espectroscopía de absorción para detectar y analizar el líquido. En el otro sensor, una medición de reflexión de luz detecta la presencia de gas.
Módulo OFA con los dos sistemas de sensores: uno para detección y análisis de líquidos y el otro para detección de gas.
Punto de muestreo Válvulas de control
Línea de colchón de agua Válvulas manuales de cierre Orificio del colchón de agua Línea de flujo
válvula de estrangulación, impulsada por un motor y controlada por una computadora en la superficie, proporciona una reducción del flujo para controlar la presión en la línea de flujo y mantener el fluido en condiciones monofásicas. Además, se utiliza un colchón de agua por detrás del pistón de la cámara de muestreo para aumentar la regulación durante la obtención de muestras. Una vez llenos, los cilindros se sellan por medio de una válvula de control. En la superficie, los
Válvula de escape del colchón de agua
Receptor del agua
Esquema de un módulo de muestras múltiples (izquierda). Fotografía del recipiente de muestreo de 450 cm3 de capacidad, certificados para transporte por vía aérea (derecha).
Estas mediciones permiten distinguir entre filtrado del OBM y petróleo de la formación y ayudan a determinar en qué momento conviene desviar el flujo a la cámara de muestreo. Cuando los fluidos de la muestra se acercan a su presión de saturación, la presión de muestreo se puede aumentar si se detecta gas en la línea de flujo, para garantizar de ese modo que la muestra se tome bajo condiciones monofásicas. Para la extracción de muestras es importante contar con un receptáculo adecuado para capturar y conservar la muestra. La herramienta MDT tiene un módulo de muestras múltiples (Fig. 5.25) que contiene seis cilindros separados, cada uno de los cuales puede contener 450 cm3 de muestra. Una
cilindros se pueden desprender del módulo para ser enviados directamente a un laboratorio PVT sin necesidad de trasladar la muestra. Esta posibilidad elimina el riesgo de que la muestra sufra maltratos en el pozo. El probador de la herramienta MDT tiene casi una pulgada de diámetro. Si la formación tiene baja permeabilidad, puede ocurrir un descenso de la presión importante debido a la extracción del fluido, lo cual puede provocar que el fluido de la formación se torne bifásico, con lo cual las muestras no tienen valor. Para superar este inconveniente, se utiliza un módulo de empacadura doble (Fig. 5.26), que se infla y se desinfla mediante el módulo de bombeo. Cuando se infla, la empacadura doble aisla un metro de la formación entre los elementos empaquetadores, lo cual representa una extensa área para el flujo. La extracción de muestras de fluidos en las formaciones de baja permeabilidad se puede llevar a cabo con muy poca caída de presión.
Figuras 5.26 y 5.27
Petróleo Agua Tiempo Fluido (seg) altamente
Coloración del fluido (FCOL) 0,0001 0,01
Resistividad 0 (ohm-m) 2
la magnitud de los esfuerzos de la formación. Las ventajas de la extracción de muestras a hueco abierto son las siguientes: • se pueden tomar muestras a distintas profundidades, lo cual es importante si las distintas capas contienen diferentes fluidos o si las propiedades de los fluidos en un yacimiento individual, y de gran espesor, varían con la profundidad de manera significativa. • se pueden obtener muestras de los fluidos con muy poca caída de presión. Por esta razón, se podría afirmar que el muestreo a hueco abierto es el método más efectivo para tomar muestras de fluidos críticos. • las muestras de agua se pueden extraer a hueco abierto, mientras que por lo general se evita la producción de agua cuando se eligen cañoneos para una prueba de pozo revestido. • no hay producción en la superficie, lo cual resulta beneficioso en áreas sensibles al medio ambiente. • se puede extraer la muestra de fluido, aún cuando la presión de la formación no sea suficiente para permitir el flujo natural a la superficie. Combinación del MDT y el OFA en Venezuela En la Fig. 5.27 se muestra un registro proveniente de un pozo de Venezuela, que fue obtenido durante el bombeado antes de tomar muestras con una herramienta MDT. La sarta de herramientas incluía un módulo OFA y el sistema de lodos era a base de agua. La fracción de petróleo y agua que fluye a través del OFA está representada en forma gráfica junto con un indicador de coloración en la pista derecha del registro. La resistividad del fluido se observa en la pista izquierda. El indicador de coloración y el análisis de contenido de petróleo y agua indican claramente que el contenido de petróleo aumenta en el fluido bombeado antes de que la medición de resistividad muestre algún indicio importante.
Módulo de empacadura doble con sus componentes básicos y módulo de sonda individual.
Ejemplo de un registro MDT adquirido durante el bombeado previo a la obtención de la muestra.
Si bien el módulo de empacadura doble fue desarrollado especialmente para la extracción de muestras de fluidos, también se puede aplicar a la evaluación de los procesos mecánicos de las rocas. El módulo de bombeo se utiliza en pruebas de esfuerzo de roca en sitio. El método consiste en realizar un mini-frac de la formación entre los elementos empaquetadores para determinar
Esto se debe a que mientras la fase continua es agua, la resistividad no es muy sensible al volumen de la fracción de petróleo. Si sólo se contara con la medición de resistividad, se podría abandonar prematuramente el intento de muestreo. De la misma manera, cuando la fase continua es petróleo la medición de resistividad no es sensible a las pequeñas gotas de agua. El análisis óptico, sin embargo, brinda un nivel de pureza del fluido que permite determinar el momento adecuado para tomar la muestra y garantizar que se obtenga una muestra no contaminada. Este ejemplo demuestra el valor del análisis óptico del contenido de fluido, que permite contar con la información apropiada en tiempo real para optimizar la operación de muestreo. Extracción de muestras en pozos revestidos El método más común de extracción de muestras en pozos revestidos consiste en tomar muestras simultáneas de gas y líquido del separador, ya sea durante la prueba de un pozo o bien en forma rutinaria. Este método presenta la desventaja de que el gas por lo general contiene gotas de líquido, que no se pueden obtener en la proporción correcta dentro de la muestra, con lo cual se distorsiona la composición del gas. El gas y el líquido se deben recombinar según la relación–gas petróleo medida en el separador. Cualquier error en la medición, provocaría serias consecuencias en la precisión de los propiedades PVT, en especial en el caso de los petróleos volátiles, condensado de gas y fluidos críticos o casi críticos. Para evitar los problemas relacionados con las muestras de superficie recombinadas, se puede extraer una muestra monofásica del fluido producido en el fondo del pozo por medio de una herramienta especial. Anteriormente, las herramientas para la extracción de muestras en el fondo del pozo eran herramientas de circulación bajadas al pozo en la posición de abiertas. La cámara de muestreo se sumergía en el fluido con lentos
movimientos ascendentes y descendentes. Un dispositivo mecánico cerraba los módulos en el momento correspondiente, con lo cual una muestra del fluido quedaba atrapada a presión en la cámara. La ventaja de este tipo de herramientas consiste en que no existen diferencias de presión en el momento de la obtención de la muestra. Como desventaja se puede mencionar el riesgo de que la herramienta no quede completamente sumergida en el fluido a la profundidad de muestreo. Posteriormente, se utilizó el módulo de admisión. Estas herramientas se introducían cerradas dentro del pozo y se abrían cuando alcanzaban la profundidad deseada. A medida que entraba el fluido del pozo, se forzaba petróleo hidráulico a través de un orificio e ingresaba en una cámara de aire. Cuando la cámara de muestreo estaba llena, se cerraba y se enviaba a la superficie. En toda operación de obtención de muestras en el fondo, la temperatura disminuye cuando la herramienta sube a la superficie. En el momento en que se recupera la muestra, ya se habrá enfriado lo suficiente como para reducir la presión por debajo del punto de burbujeo de la misma, con lo cual se transforma en una muestra bifásica. Antes de transferir el fluido a un recipiente para su posterior traslado al laboratorio se debe retornar a su estado monofásico y, especialmente, cuando se trata de crudos pesados. Además, cuando se toman muestras de fluido para estudiar la presencia de asfaltenos y parafinas, la reducción de la presión a condiciones bifásicas puede provocar una precipitación sólida de los mismos, lo cual podría resultar irreversible, con la consiguiente pérdida de la muestra. Ahora bien, recientemente se introdujo una nueva herramienta capaz de superar estos problemas: la Herramienta de Muestreo Monofásico (SRS), que se basa en un concepto totalmente novedoso en materia de obtención de muestras de fondo, y que logra superar los inconvenientes que presentaban los equipos utilizados anteriormente.
Figuras 5.28 y 5.29
Fluido de yacimiento Fluido amortiguador
Fluido compensador de presión Nitrógeno
Pistón flotante
Orificios para el muestreo
La cámara de nitrógeno mantiene la presión de la muestra por encima de la presión del yacimiento
Herramienta de muestreo monofásico lista para ser bajada en un pozo.
Herramienta de muestreo monofásico lista para salir del pozo, con la carga de nitrógeno activada.
Se trata de una herramienta única, ya que la muestra extraída del yacimiento se mantiene en estado monofásico, desde la toma de la misma hasta su llegada al laboratorio. En la Fig. 5.28 se observa una herramienta de muestreo monofásico lista para ingresar en el hoyo. La carga de nitrógeno en la herramienta se fija a la presión de superficie para activar el mecanismo hidráulico. Los recipientes de muestreo están cerrados, y el reloj mecánico está programado para abrir la válvula reguladora en el momento preciso. La cámara de aire ubicada por encima de la válvula reguladora está vacía y el fluido del amortiguador mantiene el pistón flotante en el punto más bajo de su recorrido.
Cuando se activa el dispositivo, el fluido ingresa en la herramienta y desplaza el pistón flotante, permitiendo el paso del fluido hidráulico a la cámara de aire. Cuando la cámara de muestreo se llena con la muestra, el pistón flotante actúa sobre el mecanismo de cierre; éste mueve entonces el pistón fijo, que a la vez aisla las compuertas de muestreo, con lo cual la muestra queda sellada dentro de la herramienta. Al mismo tiempo, se abre la válvula reguladora, lo que permite la comunicación entre la carga de nitrógeno y el tope del pistón flotante, con lo cual la muestra recibe una presión adicional (Fig. 5.29). Cuando la herramienta vuelve a la superficie, si bien la temperatura disminuye, la carga de nitrógeno es suficiente para asegurar que la muestra siempre se mantiene por encima de la presión del yacimiento. La evolución de la presión durante el transcurso del proceso se observa en la Fig. 5.30 (página siguiente). Un recipiente especialmente diseñado permite transferir la muestra bajo condiciones monofásicas. Este recipiente también tiene un amortiguador de nitrógeno que se encuentra aislado de la muestra por medio de un pistón flotante. De este modo, la muestra se mantiene en condiciones monofásicas dentro del recipiente. Este sistema ha sido utilizado para tomar muestras de una amplia variedad de fluidos de yacimientos, desde condensados, en el Mar del Norte, hasta crudos viscosos extra pesados de 8°API, en Venezuela. La obtención de muestras de estos crudos pesados resulta sumamente difícil, tanto en el fondo como en la superficie. El petróleo pesado suele producir espuma en el separador, lo cual dificulta la separación de petróleo, gas y agua. Las tasas de flujo del fluido tienden a ser erráticas e inestables, en consecuencia la relación gaspetróleo varía con el tiempo y no resulta suficientemente precisa o representativa para obtener muestras de calidad PVT por recombinación. Además, la recombinación física de petróleos pesados resulta un proceso difícil y complicado, incluso en el laboratorio.
Disparo de la herramienta
Presión hidráulica del fluido Presión de la muestra del fluido del yacimiento Presión del yacimiento
Prueba de presión en el lubricador
La válvula de seguridad controla la presión de trabajo de la herramienta Durante la carrera de bajada, la presión hidráulica mantiene la cámara de la muestra en posición cerrada
La muestra está presurizada Comienza a extraer la herramienta del pozo
Comienza a bajar la herramienta Comienzo en el pozo del muestreo 0 2 4 6
Final del muestreo
Muestra recuperada a una presión mayor que la presión del yacimiento 8 10
Presiones en el fluido hidráulico y en el fluido de yacimiento durante una operación de muestreo monofásico.
La técnica de muestreo monofásico también es adecuada para la obtención de muestras de fluidos que contienen asfaltenos y parafinas. Los problemas de producción causados por la precipitación de asfaltenos son bien conocidos en todo el mundo; sin embargo, no se conocen bien los mecanismos complejos que los provocan. Esto se debe fundamentalmente a que resulta prácticamente imposible obtener muestras de fluidos representativas para realizar un estudio y, en muchos casos, la precipitación de depósitos de asfaltenos y parafinas es irreversible. Este fenómeno ocurre muchas veces en la tubería de producción cuando disminuye la presión del fluido. Por lo tanto, para obtener una muestra representativa del fluido se debe mantener el mismo a la presión original del yacimiento hasta que se realiza su estudio en el laboratorio. Este hecho se ha comprobado en Venezuela, donde la herramienta SRS se ha
Pozo °API en el Color tanque de alm. 33 Oscuro RPG (pcn ⁄ bn) 2.577 pb (lpca) 7.265 (302˚F) pd (lpca)
A–NI
10.724 (281°F) 9.968 (301°F) 7.850 (288°F)
Propiedades de cuatro fluidos del Norte de Monagas.
utilizado con éxito para obtener muestras representativas tanto para análisis PVT convencionales como para estudios de precipitación de asfaltenos, en los campos del Norte de Monagas y del Lago de Maracaibo. Para estudiar los componentes de los trazadores en los fluidos, se ha demostrado que la adsorción superficial de los mismos en las paredes de la cámara de muestreo puede modificar en gran medida los análisis de laboratorio. Como resultado de ello, se ha introducido una versión de la herramienta SRS denominada Herramienta de Muestreo No Reactiva (NRS), que es idéntica a la herramienta SRS, con excepción de que la pared de la cámara de muestreo está revestida con un polímero inerte que impide la adsorción de los componentes de los trazadores. Una nueva versión del módulo de muestras múltiples del MDT incorpora la técnica de obtención de muestras monofásicas, al permitir aplicar una carga de nitrógeno a la muestra obtenida por medio de un pistón flotante, para mantenerla en condiciones monofásicas mientras se la extrae a la superficie. En los casos en que se deben tomar muestras en zonas que se encuentran por detrás de un revestidor no cañoneado, se puede utilizar una herramienta RFT para Pozos Revestidos (CH-RFT). Esta herramienta es una versión modificada del RFT y utiliza cargas premoldeadas para abrir un orificio en el revestidor. Se pueden realizar sólo dos disparos en cada carrera de la herramienta. Este sistema presenta el inconveniente de que los orificios realizados en el revestidor se deberán luego sellar a presión, a menos que se trate de un caso excepcional en que la recompletación del pozo no se vea afectada por el hecho de que los orificios queden abiertos. Una novedad introducida en la herramienta MDT logra superar las limitaciones de la herramienta RFT para pozos revestidos. Un módulo con una mecha hidráulica abre un orificio en el revestidor. Una vez terminada la operación de muestreo, se cierra con un
8.900,0 pb
7.240,0 pd
Los desafíos presentados por algunas condiciones de muestreo y propiedades de los fluidos en los pozos de Venezuela quedan demostrados en los ejemplos siguientes, que sirven para ilustrar que en el caso de los petróleos volátiles y los fluidos cercanos al punto crítico, las muestras se deben obtener con sumo cuidado y con las técnicas adecuadas, para poder definir correctamente las características PVT de los mismos. Análisis de muestras en el Norte de Monagas. Existen algunos ejemplos notorios de fluidos en estado cercanos al punto crítico. Por ejemplo; en el Pozo A, las dos arenas principales son la Naricual Media (NM) ubicada entre 16.430 y 16.678 pies y la Naricual Inferior (NI) entre 17.230 y 17.400 pies. La primera contiene un condensado de gas rico con una presión de punto de rocío de 10.724 lpc a 281°F, mientras que la segunda produce un clásico ejemplo de petróleo volátil muy cercano a la temperatura crítica. El punto de burbujeo del fluido es de 7.265 lpc a una temperatura de yacimiento de 302°F. Sin embargo, a sólo 500 lpc por debajo de esta presión, el 43% del fluido es gas. Si se quisiera identificar este comportamiento prescindiendo de los estudios de laboratorio, resultaría prácticamente imposible. El fluido del Pozo A–NI en el tanque de almacenamiento es de color oscuro con una densidad de aproximadamente 33°API, lo que es muy similar al fluido en el tanque proveniente del Pozo A–NM. Sin embargo, el fluido de este último pozo es condensado de gas mientras que el del Pozo A–NI es petróleo volátil. Un parámetro adicional al que, por lo general, se presta muy poca atención es la relación gas–petróleo. Las RGPs de estos fluidos oscilan entre 2.577 pcn/bn para el Pozo A-NI; 5.662 pcn/bn para el Pozo B y 2.842 pcn/bn en el caso del Pozo C (Tabla 5.2). El diagrama de fase del fluido del Pozo C, que se observa en la Fig. 5.31, demuestra claramente que se
24 % 23 % 3.930,0 21 %
1.000,0 100 200 300 400
Diagrama de fases para el fluido del Pozo C de la Formación Jabillos, donde se observa que se encuentra muy cercano al punto crítico.
tapón especial de acero. De esta forma, se pueden obtener varias muestras y realizar mediciones de presión en un pozo revestido sin afectar la recompletación del mismo. Este método seguramente tendrá aplicación en los pozos nuevos que son inestables cuando están abiertos, en pozos con hoyo abierto complejo y en pozos con altas presiones. La capacidad de obtener perfiles de presión y muestras en pozos revestidos permitirá reducir ampliamente los riesgos de estas operaciones en los hoyos con las características mencionadas, y también tiene aplicación en los pozos viejos.
MDT OH Fluidos cercanos al punto crítico * * * * Crudos con pb = pi Gas seco Gas condensado (bifásico) Crudos con asfalto Análisis de trazas Muestras de volúmenes grandes Muestras a varias profundidades Crudos viscosos
MDT CH
SRS ⁄ NRS
en la variación de la temperatura podría dar como resultado una incorrecta identificación del fluido, con la posibilidad de serias implicancias sobre la recuperación final y, en consecuencia, los aspectos económicos del proyecto de desarrollo del campo. El fluido del Pozo C pasa de 100% gas a 48% líquido y 52% gas a sólo 144 lpc por debajo del punto de rocío; afortunadamente, la presión original del yacimiento es de 3.400 lpc por encima de dicho punto. Conclusiones La tecnología para adquirir muestras de calidad PVT ha experimentado un rápido desarrollo en los últimos años y aún se encuentra en un proceso de evolución. Todo lo dicho al respecto demuestra que hoy en día se pueden obtener muestras tanto en huecos abiertos como en pozos revestidos. En algunos casos, se prefiere uno de los métodos de muestreo debido a la necesidad de obtener las mejores muestras de calidad PVT, mientras que en otros casos la decisión se puede basar en limitaciones operativas o en preferencias individuales. Los métodos de muestreo disponibles se muestran en la Tabla 5.3, con una indicación de la conveniencia de cada uno de ellos. La capacidad de obtener muestras representativas de fluidos de yacimiento, que han sido tan difíciles de extraer en el pasado, constituye un avance fundamental para el beneficio de la industria petrolera.
Panorama general de las técnicas de muestreo óptimas para diversos fluidos.
Altamente recomendado Recomendado con algunas limitaciones No recomendado
encuentra muy próximo al punto crítico. En el caso de los Pozos A y C mencionados, se observa que la diferencia en las RGPs es muy pequeña, aproximadamente del 10%. Las temperaturas del yacimiento se encuentran en el orden del 5%, las densidades del líquido en condiciones normales del 3% y los colores son casi idénticos. A pesar de ello, cuando se examinan los fluidos en el laboratorio, la presión de saturación del Pozo A–NI se encuentra en el punto de burbujeo y en el Pozo C, en el punto de rocío, lo cual demuestra que estos fluidos se encuentran en lados opuestos de sus respectivos puntos críticos. Un error de sólo 270 pcn/bn y un 4%
EVALUACION DE LA FAJA DEL ORINOCO
Las enormes reservas de petróleo pesado y extra pesado encontradas en la Faja del Orinoco están generando un creciente interés en la industria petrolera. Estos yacimientos someros son un tanto especiales desde el punto de vista de la evaluación de las formaciones. Las arenas productivas pertenecen a la formación Oficina, que en forma discordante, suprayacen las rocas cristalinas del Precámbrico.
Son esencialmente relleno de canales de ríos meandrosos y abanicos de desborde, que varían considerablemente en la calidad, el espesor y la extensión de sus arenas. La densidad del petróleo varía entre 6 a 12°API. Si bien estos valores se consideran petróleos pesados, el grado API varía también de acuerdo con el área perforada, y los crudos se hacen cada vez más pesados al acercarse al río Orinoco.
Las arenas de la formación Oficina son de alta Prof: 2.039 pies. Formación: Oficina Inferior porosidad, poco consolidadas y ligadas por bitumen. Una imagen obtenida por microscopía de barrido de electrones (SEM), (Fig. 5.32), revela que los granos de arena se encuentran relativamente separados y que no están cementados. El sistema poroso se Escala: 100 m /div. Magnificación: 80X encuentra bien preservado, con grandes poros muy interconectados. Sin embargo, los cuerpos de arena pueden no ser mayores a unos centímetros de espesor y se encuentran separados por finas capas de arcilla. En un medio como éste, el análisis de per640X 2 Escala: 100 m /div. Magnificación: files debe ir más allá de una simple diferenciación entre zonas con contenido de agua y Imagen obtenida por petróleo, y debe tratar de caracterizar tanto el microscopía de barrido de grado API del petróleo, como la calidad del electrones (SEM) de un yacimiento en relación a la dirección de los testigo de la arena de la depósitos, teniendo en cuenta la alta formación Oficina. Se trata variación relativa del desplazamiento del de una arena limpia, de grano crudo pesado. De esta forma, los perfiles mediano y suelto. contribuirán a la identificación de mejores Ampliación 80X. arenas para la ubicación de pozos de drenaje horizontales. El siguiente ejemplo se extrajo de un pozo perforado en el área de Zuata, en la Faja del Orinoco.
Determinación de la viscosidad y la gravedad API del petróleo: Análisis volumétrico Los perfiles convencionales de la Faja del Orinoco no brindan a los analistas estimaciones confiables de la densidad del petróleo en el pozo. Las arenas de la formación Oficina contienen apreciables cantidades de feldespatos—en especial microclino—los cuales tienen una densidad de grano de alrededor de 2,53 g/cm3 en contraposición a 2,65 g/cm3 del cuarzo. Este mineral más liviano disminuye la densidad de la formación e induce una separación densidad–neutrón, que puede fácilmente confundirse con un efecto de hidrocarburo liviano. Para estimar una porosidad efectiva precisa a partir de los perfiles nucleares convencionales, es necesario considerar la cantidad de feldespatos cuando se efectúa el análisis petrofísico con el programa ELAN, como se muestra en la Fig. 5.33 (página siguiente). La densidad de los feldespatos y otros parámetros fueron extraídos de valores publicados, y los parámetros de arcillas fueron seleccionados de gráficos de coordenadas x-y. La ecuación del modelo de doble agua utilizada tiene a=1; m=1,85 y n=1,85; según lo recomendado en el estudio del Pozo MFM-7S de la Faja del Orinoco, llevado a cabo en 1983 por el Centro de Investigaciones de Schlumberger Doll Research e Intevep. La porosidad efectiva resultante coincide muy bien con las porosidades obtenidas de núcleos, medidas bajo una presión de 2.100 lpc. Las porosidades de los núcleos tendían a ser ligeramente menores, probablemente debido a la dificultad de efectuar una limpieza exhaustiva de las muestras, a pesar de la aplicación de un proceso de extracción con tolueno y metanol. El probador MDT ofrece un enfoque prometedor para todos los tipos de petróleos, debido a la alta precisión del sensor de cuarzo CQG. Contrariamente a lo esperado, la movilidad del fluido resulta suficiente para obtener puntos de presión confiables.
Fluidos Agua Permeabilidad estimada (Herron) Permeabilidad de núcleos Movilidad del MDT Prof. (pies) 10.000 (md) 0,01 0,5 Petróleo movil del MCFL Petróleo movil del CMR Petróleo Bitumen CMRP V⁄V 0,0 1,0 Carbón Ortoclasa Cuarzo T2 P2 Agua de las arcillas Distribución de T2 Lutita 0,3 Punto de corte de T2 Análisis volumétrico V⁄V (ms) 3.000 0 0,0 0,3 T2 P1 V⁄V Amplitud 3.000 50 Indicador de permeabilidad de Stoneley Presión del MDT 700 (lpca) 850
Perfil compuesto que ilustra la interpretación de un pozo en el área Zuata de la Faja del Orinoco, incorporando información del ELAN, el CMR y el MDT.
De hecho, aunque la viscosidad del petróleo es alta, la recuperación de presión es sorpresivamente rápida. En la Fig. 5.34 se ilustra una prueba de presión típica obtenida en la Formación Oficina. Nótese la leve sobrelectura de presión que se observa al final de la caída de presión. Se observó esta misma característica en varias pruebas, y se piensa que
corresponde al colapso de la arena frente a la empacadura, con una posterior onda de presión como resultado de la compactación transitoria, ocasionada al asentar la zapata. Aún así, la recuperación completa de la presión de formación se logra en cuestión de segundos, ofreciendo la posibilidad de registrar en detalle los gradientes de presión.
Sobrelectura de presión
Presión (lcpa)
800 Presión del yacimiento 700
600 Caída de presión 500
400 0 50 100 150 200 250 300
Respuesta de presión del MDT representativa de los yacimientos de petróleo pesado de la Faja del Orinoco, mostrando una rápida restauración de la presión del yacimiento, con pre-ensayos de 5 cm3.
10.000 T1 = Lab A = Lab B
10 Muestra de la Faja del Orinoco 1 ⁄ T2 = 1 ⁄ T 1 + (1 ⁄ T2)D 1
Para estimar un gradiente de fluido confiable, se debe tomar la precaución de obtener un mínimo de tres puntos de presión en cada cuerpo arenoso. Esto puede requerir la realización de varios pruebas con el MDT, con una alta probabilidad de que se tape el orificio del probador en estas arenas no consolidadas, que además se encuentran en una zona donde la invasión del filtrado del lodo puede ser profunda, indicando aún una menor consolidación. Existen varias configuraciones de la sonda para eliminar este problema. En la Fig. 5.33, Pista 7, se muestra el gradiente de petróleo pesado obtenido en el pozo del área Zuata. Aunque este gradiente se obtuvo sobre muchas arenas, contrariamente a las recomendaciones descriptas más arriba, el gradiente de presiones indica que estas arenas están en equilibrio hidráulico y que la densidad del fluido de la formación es de 0,94 g/cm3; valor típico para un petróleo de alrededor de 10°API y una RGP del orden de los 80 pcn/bnp. Los gradientes de presión deben complementarse con análisis de muestras obtenidas en estado monofásico, ya sea de la columna de producción o con probadores de formación. Hace algunos años, en la Faja del Orinoco se recuperaron varias muestras con la herramienta RFT (con las cámaras de muestreo parcialmente llenas), confirmando así la posibilidad de utilizar esta técnica. Las mediciones de RMN son sensibles a las propiedades de volumen del petróleo pesado, y mucho dependen de la viscosidad, (página 5–7). Para los petróleos pesados de la Faja del Orinoco, se espera que el T2 del petróleo sea menor a 10 mseg (Fig. 5.35) En estas condiciones, es importante recuperar tantas señales rápidas como sea posible en la herramienta CMR. Son esenciales el espaciamiento corto de los ecos, y el procesamiento de la porosidad total del CMR.
Promedio logarítmico de T2 versus la viscosidad de muestras de campos petrolíferos de varias partes del mundo. La muestra de la Faja del Orinoco sigue la forma de la curva de los petróleos más viscosos.
Distribución de T2 medida por la herramienta CMR en una muestra de petróleo de la Faja del Orinoco, cuya temperatura fue elevada hasta alcanzar la temperatura del fondo del pozo. La señal de petróleo corresponde a un pico corto de T2. El pico prolongado de T2 se asocia con la contaminación del agua de la muestra.
Se hicieron pruebas de laboratorio en una muestra representativa del petróleo de la Faja del Orinoco, obtenida de un tanque de almacenamiento de los pozos cercanos al área en estudio, la cual mostró una viscosidad de 2.656 cp en la superficie, en contraposición a los 1.257 cp registrados en condiciones de fondo del pozo. Se probó una respuesta de RMN, utilizando la misma herramienta CMR. La Fig. 5.36 muestra la respuesta a temperatura del fondo del pozo. Esta distribución de T2 muestra un pico claro a 5 mseg, correspondiente a la señal de petróleo, a una viscosidad de 1.257 cp. Inesperadamente, un segundo pico alto de T2 se observa alrededor de los 500 mseg. Esta porción de la señal indica que hay agua en la muestra, aproximadamente un 10% en volumen. Como no pudo detectarse agua mediante la inspección visual, una muestra de este petróleo se sometió al análisis de Dean Stark, el cual demostró un 7% de contenido de agua, y además confirmó que la misma se encuentra emulsionada con el petróleo pesado. El T2 medido por la herramienta CMR sobre las arenas de la Formación Oficina del mismo pozo, también muestran una distribución bimodal, según se ilustra en la Fig. 5.33 (Pista 4, presentación de trazas y Pista 5, presentación en densidad variable. Como en el caso de la muestra de petróleo de superficie, el pico de petróleo pesado marcado como
T2P1 se encuentra en la región de los T2 más cortos. El segundo pico más alto en tiempo corresponde al agua, que en este caso seguramente es agua del filtrado del lodo. En el estudio del Pozo MFM-7 de la Faja del Orinoco, se han mencionado los casos de producción de agua en zonas con baja saturación de la misma, los cuales sugieren la posibilidad de la existencia de agua emulsionada en sitio. Desafortunadamente, el agua de formación, si existe, no puede diferenciarse de la invasión de filtrado, basándoe sólo en la información de la herramienta CMR. Los picos en tiempo de señales de petróleo en el pozo varían también entre 3 y 6 mseg, comparables a los T2 de la muestra medida en superficie. Esto confirma que en petróleos pesados, la herramienta CMR verdaderamente mide el tiempo T2 del volumen de petróleo en sitio, del cual se puede esperar una viscosidad de alrededor de 1.000 cp, según el cuadro de la Fig. 5.35 (página previa). La señal T2 del agua irreducible se encuentra en la misma región que la señal de petróleo pesado y no puede distinguirse de ésta basándose en puntos de corte. Por esta razón, se ha supuesto que las arenas se encuentran a niveles de saturación de agua irreducible y se ha tomado Swirr=Sw. Se ha elegido un punto de corte de T2 de 20 mseg, para separar claramente la señal de petróleo pesado de la señal del filtrado de lodo. Esta elección se basó en que la muestra de superficie no proporciona ninguna señal de petróleo por encima de los 20 mseg, y que la distribución de T2 muestra un valle claro a los 20 mseg, en las arenas con petróleo. La comparación entre la porosidad efectiva estimada por el programa ELAN y la porosidad del CMR muestra un déficit general en la parte del petróleo pesado, marcado en negro.
440 Rt 400 360 320 280 B2 240 200 160 120 80 40 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 Rxo B1 B0 Región de sensibilidad CMR Lectura media Rt Rxo RB0 RB1 RB2
Distancia desde la pared del pozo (pulg.)
Simulación de la respuesta a un perfil de invasión de los botones B0, B1 y B2 del sensor MCFL del PLATFORM EXPRESS, para valores de resistividad típicos encontrados en la Faja del Orinoco.
Esto es de esperar y corresponde a los componentes más cortos del T2 del petróleo pesado. El resto de la señal, entre 0,3 y 20 mseg— marcado en verde oscuro—corresponde al petróleo pesado, presente aún en el espacio poroso, mientras que lo marcado en verde claro corresponde al petróleo que se ha desplazado por la invasión del filtrado del lodo, a una pulgada de la pared del hoyo; profundidad de investigación de la herramienta CMR. En este sentido, el volumen marcado en verde claro corresponde a una estimación del petróleo móvil. Caracterización de la invasión El volumen de petróleo móvil observado por la herramienta CMR, es siempre mayor o igual al volumen de petróleo desplazado, obtenido a partir de la lectura Rxo de la herramienta MCFL (Capítulo 4–15), aún en la parte más alta del yacimiento donde el desplazamiento del MCFL es máximo. Para clarificar esta evidente contradicción, es necesario recurrir a la física de la herramienta MCFL. Esta herramienta fue creada para la estimación de tres parámetros: Rxo, resistividad y espesor del revoque. Para lograr este objetivo, los tres botones de medición B0, B1 y B2, colocados dentro del electrodo principal,
proveen resistividades con tres profundidades de investigación distintas. El botón central B0 lee primariamente la resistividad de la zona invadida y lavada, mientras que los botones B1 y B2, colocados progresivamente más cerca del borde del patín, son predominantemente sensibles a las propiedades del revoque. Un algoritmo de inversión provee estimaciones en tiempo real de Rxo, resistividad y espesor del revoque. En medios con presencia de petróleo pesado, el espesor del revoque, si existe, es insignificante y la invasión es muy somera. B0, B1 y B2 responderán entonces primariamente a la zona invadida, y sus respuestas dependerán de sus respectivos niveles de investigación. Para clarificar lo dicho anteriormente, se simularon sus respuestas con Rxo= 40 ohm-m, Rt=400 ohm-m, similar a las resistividades encontradas en los pozos, y un perfil variable de invasión de 0 a 1,5 pulgadas. Como se muestra en la Fig. 5.37, el punto medio de lectura de B2 es aproximadamente 0,28 pulgadas; B1 de 0,52 pulgadas y B0 de 0,62 pulgadas; todos por debajo de la profundidad de investigación del herramienta CMR, de una pulgada. Por ejemplo, a una pulgada de la pared del hoyo, las tres curvas se ven más altas que el Rxo teórico, con RB2=60 ohm-m, el RB1=90 ohm-m y RB0= 117 ohm-m. Como era de esperar, B2 muestra la estimación de Rxo más baja, con B1 y B0 progresivamente más afectados por la resistividad de la zona virgen. Sin embargo, aún B2 sobrepasó el Rxo en un 50%. Y, a la inversa, para un diámetro de invasión que exceda 1,5 pulgadas, las diferencias entre las tres resistividades se reducen en gran medida.
Resistividad sintética del fluido libre del CMR LLD Resistividad B2 Resistividad B1 Prof. (pies) Resistividad B0 0,1 (ohm-m) 1.000
Comparación entre las curvas de resistividades reales del MCFL y los sensores de Lateroperfil, y el Rxo teórico, correspondiente al volumen de filtrado real observado por el CMR. El perfil de invasión discontinua hace que B0 y B1 no detecten la mayoría del filtrado de invasión, aunque investigan un volumen similar. Solamente la lectura muy somera de B2 se acerca al valor real.
Para comparar la información radial somera provista por el MCFL con la de la herramienta CMR, se ha calculado una curva de resistividad sintética del volumen de filtrado, establecido por el CMR. Esta curva aparece graficada en la Fig. 5.38, junto con las tres resistividades medidas y la resistividad del Lateroperfil Profundo. Las cuatro curvas someras concuerdan muy bien en aquellas regiones de invasión profunda, como en las tres arenas superiores o en las zonas muy lavadas entre los 1.980 y 1.968 pies. Sin embargo, en arenas con menor invasión, existen grandes diferencias entre la curva sintética y B0 ó B1, aunque su punto medio se acerque al nivel de investigación del CMR, mientras que la concordancia con B2, que es una medición mucho más somera, sigue siendo razonable. Esto ocurre porque el modelo de invasión dista mucho de ser como un pistón. Las mediciones de las herramientas de resistividad responden a la fase continua de agua, mientras que la herramienta CMR observa el volumen total de agua. En los petróleos pesados, a medida que la invasión progresa alejándose de la pared del hoyo, pierde la continuidad en el espacio poroso y deja de contribuir a la señal de resistividad. Por esta razón, en el petróleo pesado con invasión superficial, solamente la curva de resistividad más superficial puede esperarse que lea un volumen de filtrado representativo. Puede hacer aún una estimación por debajo de la movilidad real, como se observa a los 2.180 pies. La herramienta CMR, por el contrario, observa la cantidad total de filtrado que ha penetrado en la formación, desde 0,75 a 1,25 pulgadas desde la pared del hoyo y provee un estimación de movilidad más confiable.
Las imágenes del FMI de la pared del hoyo, brindan información adicional sobre este complejo proceso de invasión. La Fig. 5.39 muestra una imagen FMI con normalización estática, registrada en una sección de un pozo, de la que se cuenta con un núcleo. Esta arena con petróleo aparece en color claro, mientras que las arcillas—más conductivas— aparecen en color más oscuro. En las arenas, los cambios en la resistividad cerca del pozo crean una imagen con aspecto irregular, lo cual indica un modelo de invasión heterogéneo en tres dimensiones, a una escala de pocos centímetros dentro del mismo cuerpo de arena, donde las zonas oscuras corresponden a una invasión más profunda. Estas heterogeneidades no pueden detectarse con facilidad en la fotografía del núcleo. La Fig. 5.40 (página 5–39) provee por lo menos una explicación parcial de la variación del nivel de invasión, observado en las arenas de la Formación Oficina. Tanto la imagen estática como la normalizada dinámicamente, se muestran una al lado de la otra, junto con los buzamientos estratigráficos correspondientes. Se muestran además—como referencia— las tres curvas de resistividad del MCFL, junto con el volumen de filtrado aparente, correspondiente a cada curva de resistividad. La imagen estática muestra claramente una región de resistividad más alta o de invasión más superficial en capas donde los buzamientos sedimentarios son más altos, mientras que las arenas que muestran un buzamiento bajo (o sea, perpendicular al pozo vertical) están casi completamente lavadas. Esto implica que las capas con buzamientos más bajos, las cuales han sido asociadas a abanicos de desborde en estudios previos de la Faja, pueden drenarse en forma más eficiente por medio de un pozo vertical que las capas de buzamiento más altas, asociadas con depósitos de relleno de cauce de ríos (espolones). Desafortunadamente, los abanicos de desborde tienen una extensión lateral limitada,
N E 1.981,5 pies S O N
Las imágenes del FMI muestran una invasión irregular en petróleos muy pesados. El ajuste de profundidad con el núcleo confirma una sección de núcleo faltante entre
1.989,5 pies
los 1.983,6 y 1.985,1 pies).
en contraposición a los depósitos de relleno de cauce de ríos. En un pozo horizontal, la extensión lateral y la frecuencia de arcillas delgadas interestratificadas observadas en las imágenes del FMI, serán la clave para la recuperación. Indicador de movilidad por el análisis de onda de Stoneley La estimación de la permeabilidad en un yacimiento de petróleo pesado en la Faja del Orinoco es un desafío debido a que la roca es mojable por petróleo. Las ecuaciones tradicionales del tipo Wylie—de aplicación en yacimientos mojables por agua —no se aplican a estos yacimientos, y tienden a estimar una permeabilidad infinita,
cuando Swirr—estimada de la ecuación de resistividad —se acerca a cero. Como se vio anteriormente (página 5–7), las estimaciones de las herramientas de RMN se deben modificar en gran medida debido a la mojabilidad y al petróleo viscoso, que aparece como fluido inmóvil. Se obtienen buenos resultados cuando se compara una ecuación modificada de Kozeny–Carman (Herron 1987), considerando una simple mineralogía de arenas, feldespatos, limos y arcillas. En la Fig. 5.33, Pista 1 (página 5–33), se observa una correlación razonable entre la permeabilidad estimada y medida sobre los pocos núcleos de los que se dispone. Sin embargo, se debe tener en cuenta que las permeabilidades de núcleos, se obtuvieron después de una limpieza exhaustiva de las muestras. De todos modos, en las condiciones del fondo del pozo, se debe considerar la movilidad del fluido (k/m). Para ello es necesario recurrir a las mediciones de baja frecuencia de Stoneley, que se obtienen con la herramienta DSI. Como se vio anteriormente, la diferencia entre el tiempo de tránsito medido de Stoneley y el tiempo de tránsito elástico, es una función de la movilidad y aparece graficada en la Fig. 5.33, Pista 6 (página 5–33). La correlación cualitativa con la invasión, según indica la distribución de T2 obtenida de la herramienta CMR, por lo general es excelente. Es sorprendente también observar que en la arena inferior, a los 2.200 pies, la tendencia general que muestra el indicador de movilidad, sigue muy de cerca al aumento de saturación del agua irreducible observado en el perfil de resistividad. Los valores más altos de movilidad se observan en los lugares donde el MCFL detectó la invasión más profunda, probablemente debido a los valores más bajos de viscosidad del filtrado del lodo. También puede deberse, en parte, a que estas zonas tienen una movilidad en sitio más alta. Finalmente, la arena más profunda con agua muestra una movilidad mayor debido a la baja viscosidad del agua.
Imagen dinámica del FMI
Imagen estática del FMI
Buzamiento del borde de las capas Resistividad B2 Buzamiento del entrecruzamiento Resistividad B1 Resistividad B0
(ohm-m)1.000
PHIE Vw de B2 Vw de B1 Vw de B0 Vwirr 0,5 V⁄V Prof. 0,0 (pies)
El desplazamiento eficiente de petróleo por el filtrado del lodo se encuentra altamente relacionado con los buzamientos estratigráficos.
Evaluación de la calidad de las areniscas del yacimiento mediante el uso de imágenes Debido a la no consolidación de la Formación Oficina, la extracción de núcleos es una operación muy difícil. Los núcleos tienden a disgregarse y la recuperación de los mismos es muy pobre. Se debe prestar especial atención a la composición del lodo y se recomiendan sacanúcleos especiales para maximizar la recuperación de los mismos. Una inspección visual de una sección fina del yacimiento revela una arenisca de granos de tamaño mediano, fuertemente impregnada con petróleo muy pesado, e interestratificada con arcillas laminadas delgadas. El abundante petróleo pesado enmascara por completo la estratificación dentro de la arena, obliterando las características sedimentarias de los núcleos. Algunos estudios previos de
núcleos de la Formación Oficina ya habían identificado este problema, y a veces se había confiado en mediciones efectuadas con rayos X para la obtención de información de la estratificación a partir de los núcleos. Estas técnicas requieren un cuidado muy especial en la preparación y manipuleo de los núcleos. En tales condiciones, las imágenes eléctricas de alta calidad registradas mediante la herramienta FMI, proveen al geólogo de una excelente información sedimentaria, de alta resolución, en forma rápida y económica. También le brindan al analista de perfiles un método eficaz para la correlación de registros y núcleos, a través de la identificación de arcillas delgadas, según se muestra en la Fig. 5.39, donde se puede identificar la falta de un tramo del núcleo. La Fig. 5.41 muestra la imagen eléctrica del FMI de la pared del hoyo, y los buzamientos sedimentarios asociados, registrados sobre uno de los principales cuerpos de arena del pozo del área Zuata. La inspección visual de la imagen confirma que esta arena, que aparece maciza en una evaluación petrofísica común, de hecho se encuentra interestratificada con capas de arcillas delgadas, más oscuras y muy heterogéneas. Los buzamientos confirman que esta arena puede subdividirse en distintas unidades, con diferente orientación de los estratos, que se corresponden a eventos sedimentarios distintivos, con cambios en la dirección de las corrientes. Por ejemplo, el cuerpo principal de arena ubicado entre los 1.950 y 2.055 pies, puede interpretarse como una serie de depósitos de 15 a 30 pies de espesor, estrato granodecreciente hacia arriba, de espolones apilados dentro de un canal distributario con orientación suroeste–noreste. Las intercalaciones de arcillas se interpretan como depósitos de llanura de inundación deltaica. La interpretación estratigráfica de la imagen eléctrica del FMI y de los buzamientos, indica el entrecruzamiento buzando al noreste, representando la dirección de la
O Deriva del hoyo
S Buzamiento Buzamiento
(grados) N E S W N Prof. (pies) 1.950 0 10 –10 (grados) 90
La imágenes del FMI y los buzamientos revelan una arena fuertemente heterogénea. Se puede deducir la dirección de paleocorrientes a partir de la orientación de los buzamientos.
paleocorriente, que puede identificarse por el esquema azul de los buzamientos (intervalo entre 2.000 y 1.995 pies). La secuencia de esquemas azules y rojos (buzamiento aumentando con la profundidad) observados entre los 2.020 y 2.005 pies o entre los 1.995 y 1.980 pies, corresponden a superficies de acreción de canales que se orientan hacia el noreste–suroeste. Los esquemas rojos que se observan entre los 1.975 y 1.970 pies corresponden a un ambiente de mayor energía, posiblemente de mareas, buzando a 180° con respecto a la dirección principal de transporte de los sedimentos.
Conclusión En un medio complejo como el yacimiento con petróleo pesado de la Faja del Orinoco, la disponibilidad de un juego completo de perfiles de alta calidad, que incluya el PLATFORM EXPRESS; el MDT; las herramientas DSI; FMI, y CMR, le permiten al analista de perfiles ir más allá de la interpretación volumétrica tradicional, para caracterizar la calidad del yacimiento y el tipo de petróleo, y estimar las reservas recuperables. La herramienta CMR permitió estimar la viscosidad del petróleo y cuantificar los fluidos contenidos en los poros, separando el petróleo desplazado del petróleo remanente en el espacio poroso, y estimando la fracción irreducible de dicho petróleo. Debido a la naturaleza irregular de la invasión en el petróleo pesado, la estimación de petróleo producible con la herramienta CMR fue considerada más confiable que la obtenida de las curvas de microresistividad convencionales. Las imágenes del DSI permitieron corroborar en forma independiente los indicios de desplazamiento de fluidos del MDT y de otros perfiles para derivar un indicador de movilidad totalmente independiente. Las imágenes del FMI, además de brindar información sobre la textura de las rocas y los modelos de invasión, constituyen una manera fácil de delinear unidades de arenas, determinar buzamientos estratigráficos y deducir la dirección del transporte de los sedimentos, lo cual es un factor importante en la planificación del desarrollo del yacimiento.
C A R B O N AT O S : P O R O S I D A D I N D E P E N D I E N T E D E L A L I T O L O G I A
La gran mayoría de los campos de Venezuela producen de areniscas. No obstante, existen algunos que producen de carbonatos y presentan diversos problemas petrofísicos. Por ejemplo, en el caso de los carbonatos complejos, resulta difícil obtener una estimación precisa de la porosidad mediante los registros convencionales, sin tener que combinar varias mediciones, o recurrir a costosos procesos de calibración con respecto a los núcleos. Sin embargo, la porosidad obtenida con la herramienta CMR se deriva en forma independiente de la litología de la formación, con lo cual se eliminan los errores relacionados con los efectos de una matriz desconocida, sobre las otras mediciones. Sólo en el caso de los carbonatos sumamente lutíticos, existe cierta incertidumbre acerca de qué porción de la distribución de T2 está relacionada con la microporosidad de las lutitas, y no de los carbonatos.
0 300 1,95 CALI RHOB (g ⁄ cm3) NPHi (V ⁄ V) CMRP (V ⁄ V)
Volumen del agua Petróleo Agua de las arcillas Dolomita Diferencia de porosidad Calcita CMR-FF – f ELAN CMRP Cuarzo 2,95 0,2 0,0 Agua de las arcillas Porosidad ELAN –0,15 0,2 CMR-FF –0,15 0,2 (V ⁄ V) 0,0 0,0 1,0 Arcilla Análisis volumétrico (V ⁄ V)
Punto de corte de T2 0,3 3.000 Distribución de T2
pulg. 0,45 Prof. BS (pies) 6 pulg.16 0,45
B 12.100
La porosidad del CMR es independiente de los efectos de la matriz y de las lutitas.
Los carbonatos también presentan una distribución del tamaño de los poros muy amplia, que oscila desde elementos microcristalinos a cavernas, lo cual afecta en gran medida las estimaciones de productividad, permeabilidad y saturación de hidrocarburos, calculadas a partir de los registros de resistividad. Las distribuciones de T2 obtenidas con la herramienta CMR, proporcionan información sumamente útil acerca de la distribución del tamaño de los poros. La determinación de un punto de corte apropiado—que separa el fluido ligado del fluido producible—constituye una tarea aún más difícil, cuando se trata de un carbonato que cuando se trata de una arenisca, y conviene realizarla sobre muestras de núcleos analizadas en el laboratorio. El rango de los valores varía desde 30 mseg hasta 100 mseg, o más. Sin embargo, en ciertos casos donde no hay núcleos, se puede realizar una suposición razonable en base a los datos obtenidos a partir de los perfiles solamente. Las transformaciones de permeabilidad tradicionales, establecidas para las areniscas, no son necesariamente válidas para los carbonatos. Una vez más, conviene realizar mediciones sobre tapones extraídos de núcleos para estimar la transformación de permeabilidad específica de cada tipo de roca. El ejemplo que se observa en la Fig. 5.42 pertenece al Campo Borburata, en el área Barinas. Si bien la zona productora principal es una arenisca, la suprayace un carbonato conocido como “Caliza O”, cuyo espesor y potencial de producción son variables. En este pozo, el carbonato se extiende sobre el intervalo comprendido entre 12.060 y 12.140 pies. Este carbonato es muy complejo, y ha sufrido avanzados procesos diagenéticos. Se trata de una mezcla de calcáreos, dolomita y material clástico limoso, como se indica en la Pista 4. En la Pista 2 se observa un despliegue de la porosidad, derivada de los perfiles de densidad con matriz de calcáreos, la porosidad derivada del neutrón—con la escala de caliza —y la porosidad de la herramienta CMR.
La comparación de los datos no elaborados, permite ilustrar dos características de la porosidad obtenida con la herramienta CMR: no es sensible al tipo de matriz y, en este caso, tampoco lo es al contenido de arcilla. Existe un buen grado de concordancia entre la porosidad de la herramienta CMR y la porosidad derivada de los perfiles de densidad, en los 20 pies más profundos (intervalo A), donde la dolomitización es reducida. Las diferencias entre la porosidad del neutrón y del CMR son amplias, debido a la presencia de lutitas y de agua inmóvil, que no son registradas por la herramienta CMR. Por encima de los 12.110 pies, la porosidad derivada de los perfiles de densidad y la porosidad del CMR comienzan a distanciarse, debido al aumento de la dolomitización, que afecta la porosidad derivada del perfil de densidad. La porosidad obtenida del neutrón y la porosidad de la herramienta CMR, son casi idénticas en los intervalos limpios, en los que ambos miden el índice de hidrógeno del fluido en los poros, y se distancian, como en el caso anterior, frente a la presencia de lutitas. En la Pista 4 se observa la interpretación tradicional realizada con el programa ELAN. En dicha pista, la litología aparece simplificada dado que la interpretación se encuentra limitada por el número de perfiles de litoporosidad disponibles. En el intervalo A, la porosidad ELAN y CMR coinciden aceptablemente bien. En el intervalo que es principalmente calcáreo, las correcciones del ELAN por lutitas funcionaron correctamente. Además, la distribución de T2 muestra que casi todos los poros son pequeños. Ante la ausencia de datos provenientes de núcleos, el punto de corte de T2 se determinó en 80 mseg, en base al promedio de los valles en las distribuciones T2. Con este punto de corte —en este intervalo—la mayor parte de la porosidad presenta saturación irreducible.
Ambas curvas muestran correctamente el gran pico de porosidad que se produce a los 12.110 pies. La herramienta CMR, también muestra una distribución de T2 más prolongada, lo cual indica un aumento en el tamaño de los poros, que coincide con el aumento de la dolomitización. En el intervalo B (12.100 a 12.060 pies), existe una gran separación entre las curvas del densidad–neutrón y la respuesta del GR. Ello puede estar provocado por un alto contenido de uranio en las lutitas, en las dolomitas, o en ambas. Normalmente—con los perfiles convencionales—este intervalo se hubiera interpretado como de lutitas, como precisamente ocurrió en este caso. Sin embargo, la herramienta CMR, muestra un grado de porosidad importante en todo el intervalo, con un pico a los 12.075 pies. No existe ninguna razón para dudar de la porosidad del CMR, pues el hoyo está en calibre, y no hay indicaciones de señal de lodo (normalmente, una señal fuerte y constante alrededor de 10 mseg). En consecuencia, habrá que reinterpretar esta zona con la porosidad obtenida a partir del CMR que, como resultado, muestra mayor cantidad de dolomita que de lutitas. La distribución de T2 en este horizonte se hace bimodal, y sugiere la presencia de porosidad por cavernas, dentro de una matriz dolomitizada con cierta porosidad efectiva. En base a estas observaciones, se desprende que en los últimos 20 pies de este carbonato (intervalo A) no existe ningún yacimiento potencial, y que la porosidad útil se encuentra en los 60 pies superiores. De ellos, los 40 pies del tope (intervalo B), no son registrados por los análisis petrofísicos tradicionales, y sólo se observan correctamente mediante la herramienta CMR.
PREDICCION DEL CORTE DE AGUA EN UNA ARENA CON BAJO CONTRASTE DE RESISTIVIDAD
La identificación y evaluación de las zonas productivas con bajos niveles de resistividad y de contraste constituye uno de los principales problemas de la interpretación de los perfiles. Estas zonas producen petróleo neto, si bien existe un leve contraste de resistividad entre la zona de agua y la de petróleo, y por lo general, lo mismo ocurre en las arcillas circundantes. Esto obedece a tres causas principales: una secuencia de laminaciones delgadas de arenas y arcillas, en la cual estas últimas dominan la respuesta de resistividad; un volumen de agua irreducible atrapada en los poros finos, que provoca saturación de agua elevada pero no producible, y un alto contenido de arcillas dispersas. Con frecuencia, estas dos últimas causas ocurren al mismo tiempo.
LLS 0,1 –130 6,0 0,0 SP (mV) CALI (pulg.) GR (gAPI) LLD –30 16 200 0,1 0,1 MSFL (ohm-m) 1.000 0,5 1.000 1,825 10 0,5 1.000 0,5
BFV 0,0 CMRP (V ⁄ V) RHOB (g ⁄ cm3) TNPH (V ⁄ V) 0,0 2,65 Corte de T2 0,0 0,5 (ms) 3.000 Distribución de T2
Prof. RWA (pies) 0,001 (ohm-m)
A continuación se presenta un ejemplo correspondiente a un pozo del Oriente de Venezuela. En la Fig. 5.43 se observan dos areniscas: la primera está ubicada a 6.100 pies de profundidad con resistividades de alrededor de 30 ohm-m y la otra se encuentra a 5.900 pies con resistividades de alrededor de 7 ohm-m. Ambas tienen aproximadamente la misma porosidad (27 u.p.) y se estima que la resistividad del agua será la misma que en el resto de la formación, es decir Rw=0,14 ohmm a la temperatura de fondo (160°F). Si bien la arenisca inferior con Rwa=2,5 ohm-m debería producir petróleo, no se puede afirmar lo mismo de la arenisca superior, cuya Rwa es de 0,5 ohm-m, por lo cual resulta dudoso que la saturación de agua de la interpretación “quicklook” sea superior al 50%. Si se realiza una interpretación simple de la zona superior, incluyendo una corrección de arcilla, se observa un valor de saturación de agua del 42%, equivalente a un volumen de agua de 11 u.p. En muchas rocas, este valor implica producción de agua, o al menos producción de petróleo con un corte de agua elevado. Sin embargo, la herramienta CMR muestra que existe un promedio de 10 u.p. de fluido ligado en toda la zona. De lo cual se deduce que esta zona debería producir petróleo neto con un corte de agua reducido. En efecto, la zona superior produjo petróleo limpio con un índice de productividad (IP) de 0,974 bpp/d/lpc. Para poder comprender mejor y cuantificar con precisión estos resultados, se realizaron varias mediciones en tapones extraídos del núcleo obtenido en el intervalo comprendido entre los 5.945 y 5.974 pies, que incluyeron análisis mineralógicos FT-IR (Espectroscopía Infrarroja por Análisis de Fourier), análisis químicos, mediciones de RMN y mediciones eléctricas.
Perfiles a hueco abierto en los que se han marcado las zonas con pruebas y núcleos.
Cuarzo Carbonato
Cuarzo + Chert
Ca-Feld
Mineralogía de las seis muestras, según la FT-IR. Las cuatro muestras superiores son típicas de las facies de areniscas limoarcillosas, mientras que las dos inferiores están constituidas casi totalmente por limoarcilitas (lutitas).
Mineralogía y química El objetivo de estos estudios consiste en identificar los principales minerales para luego determinar los parámetros óptimos a utilizar en la interpretación de los perfiles. Para definir la mineralogía se utilizó la técnica FT-IR, desarrollada en forma exclusiva por el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger (SDRC). Se demostró que esta técnica ofrece mejores resultados cuantitativos que el sistema de uso habitual de difracción con rayos X (Matteson, 1995). La técnica FT-IR se basa en la respuesta de enlaces moleculares a la luz infrarroja. Entre otras propiedades, los minerales presentan energías vibratorias de enlaces químicos que producen un espectro de absorción infrarroja característico de cada mineral. En consecuencia, si se mide el espectro compuesto de una combinación de minerales y se conoce el espectro típico de cada uno, es posible resolver la composición de la mezcla. Las transformadas de Fourier de los espectros son más suaves, tienen menor contenido de ruido y por lo tanto son más adecuadas para el análisis del espectro en forma global.
Este procedimiento combina el espectro del infrarrojo medio con el espectro del infrarrojo lejano antes del procesamiento de los datos, con lo cual se obtiene un FT-IR de rango doble, lo que da aún más precisión. Los límites de detección son de aproximadamente el 1% en peso. Sin embargo, las propiedades de los minerales individuales pueden variar. Para tomar en cuenta esta variación natural, el procedimiento FT-IR de SDRC incluye 50 tipos que representan 28 minerales diferentes. Se incluyen los tipos múltiples del cuarzo, calcita, dolomita, caolinita, ilita, esmectita y clorita. Mediante el uso varios minerales, este procedimiento ha alcanzado un nivel de precisión destacable. En el caso de los feldespatos, se han hallado los espectros tipo de los de sodio, potasio y calcio. De esta manera, el procedimiento permite resolver las fracciones de cada feldespato en la mezcla. En la Fig. 5.44 se muestran las fracciones halladas para cada mineral en seis muestras obtenidas en este pozo. Los minerales carbonáticos y evaporíticos aparecen agrupados debido a que sus cantidades son muy pequeñas. Las cuatro muestras superiores son típicas del cuerpo principal de la arenisca arcillosa, mientras que las dos inferiores son esencialmente lutitas, o sea limoarcilitas. Se observa que las areniscas limoarcillosas contienen un promedio de 14% de arcilla, principalmente ilita con una reducida proporción de esmectita y caolinita. También contienen 20% de feldespatos, en una proporción de aproximadamente 4 a 1 entre plagioclasa y ortoclasa.
Sílice Núcleo (% en peso)
Calcio Núcleo (% en peso)
Reconstruido (% en peso)
Potasio Núcleo (% en peso)
Aluminio Núcleo (% en peso)
Torio Núcleo (ppm)
Núcleo (ppm)
Comparación de los volúmenes de elementos medidos directamente contra los reconstruidos a
Reconstruido (ppm)
partir de la mineralogía.
El análisis químico sirve para monitorear en forma independiente la calidad de la mineralogía FT-IR, y para determinar los parámetros de respuesta de la herramienta de perfilaje.
Dicho análisis incluye 23 elementos y se realiza con diversos métodos: fluorescencia de rayos X, activación inmediata de neutrones, coulometría y espectrometría de masa en plasma por inducción acoplada. Se compara el volumen de cada elemento en cada muestra con el volumen reconstruido a partir de la mineralogía. Este último se obtiene del volumen mineral hallado por el FT-IR y la composición elemental de cada especie mineral. En la Fig. 5.45 se observan los resultados obtenidos en este pozo. Los elementos principales se pueden comparar perfectamente, si bien no ocurre lo mismo con los elementos que existen en pequeñas cantidades, como el Th y el U. Esto se debe probablemente a la presencia de ciertos minerales secundarios tales como rutilo, circón y monacita, que no se miden con el FTIR, por estar debajo del 1% en peso. Por otra parte, los resultados confirman la mineralogía FT-IR para los componentes principales. La precisa mineralogía FT-IR sumada a las concentraciones de elementos presente en las mismas muestras, permite calcular la respuesta de la herramienta de perfilaje. Por ejemplo, los rayos gamma de la matriz se calculan a partir de las concentraciones de Th, U y K según la fórmula (Ellis, 1987):
GR = 4 Th + 8 U + 16 K (11)
Núcleo (% en peso)
Arena Arcilla Cuarzo Ilita Esmectita/ Caolinita 2,28 0,73 100 0,45 0,24 Ortoclasa
Densidad, g/cm3 Poros. del neutrón, V/V PEF Rayos gamma, API Sigma, u.c. CEC, meq/g Por. de arc. húm., V/V WSi, u.p. WCa, u.p. WFe, u.p. WAI, u.p. WK, u.p. WTh, u.p. WU, p.u.
2,64 0,0016 2,43 56,5 11,35 0,0 0,0 41,8 1,0 0,7 2,3 1,4 5,3 1,6
2,782 0,309 3.71 161 31,47 0,264 0,16 22,3 0,6 7,3 13,6 2,6 21,9 4,0
2,65 0,002 45 0,0 0,0
2,50 0,47 180 0,25 0,156
2,52 0,00 100 0,0 0.,0
La densidad de la matriz se computa a partir de los valores de densidad del grano para cada mineral y las concentraciones de los minerales determinadas por el análisis FT-IR. De la misma manera se computa la capacidad de intercambio catiónica (CEC). Las concentraciones químicas y los valores de densidad de la matriz se ingresan en el programa de computación de Parámetros Nucleares de Schlumberger (SNUPAR), mediante el cual se pueden calcular una gran variedad de propiedades nucleares y parámetros de respuesta de las herramientas de perfilaje (McKeon y Scott, 1988).
Parámetros de los puntos extremos utilizados para los minerales principales, el volumen total de arcilla y arenisca (incluyendo feldespatos).
Arcilla total (% en peso)
Rayos gamma (API) Arcilla total (% en peso)
100 80 60 40 20 0 0 20 40
D-N (escala arenisca) Arcilla total (% en peso)
Volumen de arcilla según estimaciones de GR, densidad–neutrón y SpectroLith en función del volumen real medido en las seis muestras.
Los parámetros computados en este estudio incluyen la respuesta de la formación con porosidad cero al neutrón termal (NPHIMAT), el índice de hidrógeno de la formación con porosidad cero (HIMAT), el factor fotoeléctrico (PEF) de la formación y el sigma de la matriz (SIGMAT). Estos resultados también se pueden emplear para comprobar el aporte de los diferentes perfiles en la estimación de los volúmenes de arcilla y de otros elementos. Por ejemplo, en la Fig. 5.46 se establece una comparación entre las estimaciones del porcentaje en peso de la arcilla obtenidas con el GR, el perfil de densidad–neutrón y el SpectroLith, con respecto a los valores calculados por el FT-IR. El GR resulta relativamente exacto pero presenta una diferencia de alrededor de 10 unidades API para el mismo volumen de arcilla en las areniscas. También existe una cierta nolinealidad, o sea que no siempre a mayor valor de GR corresponde mayor volumen de arcilla. La correlación con el perfil de densidad–neutrón es adecuada. La técnica SpectroLith estima los volúmenes de las principales litologías (areniscas, arcillas, carbonatos, evaporitas) a partir de las mediciones de las concentraciones de elementos, en especial Si, Ca, Fe, S, Ti, Gd. Como se demuestra en el Capítulo 6–20, esta técnica permite realizar estimaciones más exactas del volumen de arcilla que el GR. En este caso, los resultados son similares a los del densidad–neutrón. Sin embargo, el SpectroLith se puede utilizar a través del revestidor en pozos viejos, en los que no se dispone de una variedad de perfiles a hueco abierto.
Modelo de interpretación de perfiles y cálculo de los puntos extremos La mineralogía precisa del FT-IR nos permite determinar los minerales a incluir en el modelo de interpretación de registros. La arcilla principal es ilita con pequeñas cantidades, similares a las de esmectita y caolinita. Estas dos últimas presentan una baja relación Th/K de manera que se las debe diferenciar de la ilita con la ayuda de la Espectroscopia de Rayos Gamma Naturales (NGS). Sin embargo, resulta difícil distinguir entre ambas, de modo que se utiliza una mezcla apropiada de las dos. También se puede estimar la cantidad de ortoclasa (feldespato potásico) con ayuda de la NGS, si bien no es posible medir las plagioclasas directamente, aunque se podrían calcular considerando la relación de 4:1 entre plagioclasa y ortoclasa. No se encuentran cantidades medibles de carbonatos o evaporitas. En la Tabla 5.4 se observan los minerales y los parámetros de respuesta de la herramienta que se utilizan en la evaluación de los registros. También se aprecian los parámetros de respuesta de las dos principales litologías presentes, arenisca y arcilla. Esta última se calcula a partir de los parámetros de respuesta de cada mineral y la determinación de las concentraciones minerales definidas por la FT-IR. En este caso, el grupo arenisca contiene todos los minerales con excepción de arcillas.
100 Muestra 1 Muestra 2 Muestra 3
Indice de resistividad en función de la saturación de salmuera en los tapones 1, 12, y 20.
Parámetros eléctricos En tres de las muestras se midieron el exponente de porosidad (m), el exponente de saturación (n) y la capacidad de intercambio catiónico (CEC). Los resultados aparecen en la Tabla 5.5 y en la Fig. 5.47. Los exponentes m, n y el índice de resistividad I se muestran después de las correcciones por efecto de la conductividad de la arcilla utilizando el modelo de doble agua. Debido a la naturaleza friable de la roca, el número de muestras analizadas es reducido. Sin embargo, los resultados son coherentes y se emplearán para la interpretación de los perfiles siendo a=1; m*=1,84; n*=2,06 respectivamente.
Nº de Porosidad muestra V/V 1 12 20 0,290 0,302 0.253 Dens. de grano CEC 3 (g/cm ) meq/100g 2,66 2,66 2.67 1,19 0,82 2.54 Factor de Form., F 9,39 8,45 10.6 Exponente m de por. 1,81 1,78 1.72 Exponente m* 1,830 1,795 1.760
Propiedades eléctricas y otras propiedades medidas en tres muestras. El CEC se midió con métodos químicos acuosos. La resistividad de la salmuera fue de 0,273 ohm-m a 25°C, mientras que la presión efectiva de confinamiento fue de 2.000 lpc.
Agua de las arcillas (de mineralogía)
Fluido ligado a los capilares
Fluido ligado a las arcillas
línea 1:1 0,10
Fluido ligado a las arcillas Fluido ligado a los capilares
Fluido ligado de RMN < 3mseg
Porosidad de RMN < 1mseg
Agua de las arcillas según mineralogía en función de la señal de RMN por debajo de 3 mseg (a) y 1 mseg (b). La línea negra es la línea de fluido ligado a la arcilla 1:1.
Parámetros de resonancia magnética nuclear Las mediciones de RMN realizadas en el laboratorio se utilizaron para estimar el punto de corte para el agua de las arcillas, T2, corte, y además examinar qué porcentajes del volumen de esa agua es irreducible y cuál atribuible a las arcillas. Las mediciones se realizaron con muestras saturadas por agua y desaturadas, como se explica en la página 5–5. Los resultados aparecen en la Tabla 5.6 (página 5–49) y muestran que el valor óptimo de T2, corte es de 21 mseg. A menudo se considera que el volumen de agua ligada a la arcilla es la fracción por debajo de 3 mseg (Straley, 1994). En la práctica, se puede encontrar agua ligada capilarmente por debajo de este valor. Dependiendo del tipo de arcilla, es posible encontrar agua atribuible a las mismas por encima de este valor, o bien puede decaer tan rápido que no se pueda medir, o sea, con un valor mucho menor. El T2 de las arcillas está relacionado con el tipo de arcillas (Prammer, 1996), aunque también depende de la distribución y la historia de las mismas. En la Fig. 5.48a se observa un gráfico del volumen por debajo de 3 mseg (BFV3) en función del volumen del agua de las arcillas (CBWm), calculado a partir del análisis mineralógico utilizando el modelo de doble agua con valores de CEC y rdcl de la Tabla 5.4 (página 5–45). La separación entre la línea 1 a 1 y la tendencia verdadera demuestra que existe una gran proporción de agua ligada capilarmente por debajo de 3 mseg. Por lo general, el BFV3 es inferior al CBWm en las areniscas en aproximadamente 1 u.p., lo cual indica que la RMN no alcanza a medir una parte del agua de las arcillas. La intersección con el eje x indica que faltan hasta 3 u.p. Las mismas tendencias se observan al graficar la porosidad por debajo de 1 mseg (Fig. 5.48b).
Indice de resistividad, I* = Rt/Ro, corregido por arcilla
Petróleo Hidrocarburo móvil Agua irreducible BFV .CMR VUWA VXWA Prof. (pies) KCMR 10.000 (md) PIGN (V ⁄ V)
VXBW VMON+VKAO VILL VMON VCL VILL PIGN (V ⁄ V) Punto de corte de T2 0 0,3 (ms) 3.000 Distribución de T2
Resultados de la interpretación de perfiles utilizando ELAN con los parámetros obtenidos de la integración de perfiles y núcleos.
La Tabla 5.5 muestra que las porosidades obtenidas por RMN en las areniscas, son en promedio 2,3 u.p. inferiores a las porosidades obtenidas por técnicas de flotación. Como conclusión, se puede afirmar que existe un volumen considerable de agua ligada capilarmente por debajo de los 3 mseg, y que parte de la porosidad no se registra en la señal de RMN, posiblemente debido a las esmectitas.
Procesamiento del perfilaje El modelo de interpretación de perfiles y sus parámetros se basan en los datos mineralógicos y eléctricos descriptos anteriormente. El CMR se registró con un espaciamiento entre ecos de 0,32 mseg y está procesado para dar como resultado una distribución T2 de entre 0,3 mseg y 3 seg. Para obtener los componentes más veloces, se debe utilizar la señal de los primeros ecos con poco o ningún promediado entre ellos. De este modo se disminuye la relación señal–ruido para estos componentes, que se compensa incrementando el promediado a lo largo de intervalos de profundidad. En este caso, se utiliza un promedio de cinco niveles de profundidad. Nótese la buena concordancia entre la porosidad y la densidad obtenidas con el CMR (Fig. 5.43, página 5–43). El agua de las arcillas se calcula en base a la mineralogía, mientras que el agua ligada capilarmente se estima restando la mitad del agua atribuible a la arcilla del total de agua ligada, calculado por el CMR entre 0,5 y 21 mseg. (Al sustraer sólo la mitad se compensa la porosidad faltante que se menciona previamente). Los resultados se observan en la Fig. 5.49. La saturación de agua real en la zona 1 se encuentra por debajo del 30% y se trata de agua ligada capilarmente, por lo cual esta zona seguramente producirá petróleo sin agua. Por lo general, para calibrar la permeabilidad del CMR se utilizan los valores de permeabilidad medidos en los tapones de los núcleos. Sin embargo, en este caso las permeabilidades se midieron con aire y después de una limpieza de los tapones, lo cual—como indican los valores de porosidad por inmersión —removió efectivamente toda el agua ligada capilarmente y también la atribuible a la arcilla.
Nº de la muestra Porosidad, (flotación) V/V 0,323 0,326 0,206 0,319 0,299 0,176 Porosidad, (de RMN) V/V 0,302 0,308 0,326 0,304 0,261 0,240 Permeabilidad al aire, con 2.000 lpc (md) 344 508 1,14 661 240 1,54 BFV, luego de desaturación V/V 0,075 0,054 0,25 0,055 0,07 0,19 Corte de T2 mseg BFV, con un corte de 21 ms (V/V) 0,092 0,062 – 0,048 0,070 – BFV <3 mseg V/V 0,033 0,010 0,279 0,009 0,011 0,189 Agua de arcillas (mineralogía) V/V 0,018 0,016 0,104 0,017 0,018 0,066
2 5 9 11 14 24
18 17 – 27 21 –
Propiedades de RMN medidas en seis muestras utilizando un campo débil de RMN con intervalos de eco de 0,16 y 0,4 mseg.
Aún con una sobrecarga de 2.000 lpc, los valores de permeabilidad son muy altos (Tabla 5.6). Además, se encuentran en condiciones sumamente diferentes a las del yacimiento, donde el petróleo fluye en presencia de un gran volumen de agua ligada. Por lo tanto, la permeabilidad se calculó a partir del CMR mediante la ecuación de Timur–Coates (ecuación (3), página 5–6)) con los parámetros predefinidos. En este caso, se determinó que dicha ecuación era más representativa que la ecuación (2), posiblemente debido al porcentaje elevado de microporosidad. En la zona superior, el promedio matemático de la permeabilidad es de 70 md y un ensayo de recuperación de presión dio como resultado un valor de k=146 md. La estimación del perfil resulta razonable, teniendo en cuenta que éste no se pudo calibrar con los núcleos. Conclusiones El uso combinado del CMR con otros perfiles a hueco abierto, permitió predecir en forma correcta la producción de petróleo libre de agua en una zona de baja resistividad que, con un análisis “quicklook”, presentaba un nivel de saturación de agua del 50%. De este modo se comprobó la eficacia de las pruebas realizadas en la zona y se establecieron pautas para la interpretación de zonas similares en otros pozos. El valor de permeabilidad basado en el CMR permitió efectuar una predicción adecuada de la permeabilidad del pozo.
Las suposiciones fueron confirmadas y explicadas con el análisis de los núcleos. La espectroscopía de FT-IR y los análisis químicos sirvieron para determinar la mineralogía, y en consecuencia el modelo óptimo de interpretación de perfiles, así como los parámetros a utilizar. Las mediciones eléctricas establecieron la porosidad correcta y los exponentes de saturación. El análisis por RMN determinó los valores de corte utilizados en los volúmenes del agua ligada a los capilares y a las arcillas. Estos parámetros se pueden ahora aplicar con confianza a otros pozos de esta misma área, tanto en evaluaciones a hueco abierto de pozos nuevos como en evaluaciones de espectroscopía a través del revestidor en los pozos viejos. La combinación de los datos de núcleos y perfiles, y la metodología de interpretación utilizada en este ejemplo, sirven como modelo para la interpretación de otras zonas productivas de baja resistividad provocada por un alto contenido de agua irreducible y de arcillas.
I D E N T I F I C A C I 0 N D E Z O N A S P R O D U C T I VA S E N P O Z O S C O N L O D O S A B A S E D E P E T R O L E O
En teoría, la identificación de zonas productivas en los pozos perforados con lodos a base de petróleo (OBM) es muy directa. En las zonas con presencia de hidrocarburos, el filtrado del OBM reemplaza al petróleo de la formación, y la resistividad de la zona invadida (Rxo) iguala a la resistividad de la zona no invadida (Rt). En las zonas acuíferas, el filtrado desplaza al agua y Rxo > Rt. En la práctica, muchas veces la identificación no resulta tan fácil. Puede ocurrir que la invasión del OBM alcance mayor profundidad, y el fluido invasor sea la fase acuosa, la fase petróleo, o ambas; dependiendo de la formulación específica de la mezcla compleja de petróleo, agua salada, productos químicos y sólidos. Los lodos a
Zona de hidrocarburo (@ Sw = Swirr)
a) Lavado incompleto Rxo > Rt Sw > Sxo > Swirr
c) Lavado normal Rxo = Rt Sw = Sxo = Swirr
b) Lavado completo Rxo > Rt Sw > Sxo = Swirr
d) Lavado parcial de agua irreducible Rxo > Rt Sw > Sxo Sw = Swirr Sxo = Swirr (CMR)
Agua irreducible Agua libre
Filtrado OBM Petróleo de formación
Diferentes perfiles de invasión en una zona de agua y en una zona de hidrocarburo a saturación de agua irreducible.
base de petróleo muchas veces contienen surfactantes que modifican la tensión superficial del agua en la zona invadida, y afectan el contenido de agua residual cerca de la pared del hoyo. No obstante, mediante una combinación de la herramienta CMR y de la herramienta AIT se puede llegar a resolver este problema. Las herramientas de resistividad somera convencionales confían en los dispositivos de Lateroperfil, que no funcionan en los hoyos resistivos. Sin embargo, la curva de 10 pulgadas del AIT puede leer en las cercanías de la pared del hoyo y proporcionar una estimación de la saturación de la zona invadida, mientras que la herramienta CMR mide el agua irreducible en la zona invadida. En las zonas en las que el agua constituye el fluido libre, el filtrado del OBM reemplazará al agua, y la saturación de la zona invadida (Sxo) será inferior a la saturación de la zona virgen (Sw), si bien puede ser aún más elevada que la saturación del agua irreducible (Swirr), como se observa en la Fig. 5.50a. En otros casos, puede producirse un desplazamiento completo del agua de la formación cerca del hoyo y la Sxo calculada puede en realidad ser equivalente a la Swirr (Fig. 5.50b). Ambos casos se observan en los registros de la Fig. 5.51 (página siguiente). La zona inferior (A) muestra cierta cantidad de agua libre (blanco) entre el agua invadida por el filtrado de lodo (azul oscuro) y el agua irreducible (azul claro). Ello implica que esta arenisca no ha sido invadida completamente por el filtrado, por lo menos a la profundidad alcanzada por la herramienta AIT, de 10 pulgadas. Por otra parte, la arenisca B a 18.600 pies de profundidad no presenta rastros de agua móvil, a pesar de haber sido invadida. Las presiones obtenidas con la herramienta MDT definen un gradiente de agua, lo cual confirma la existencia de areniscas acuíferas.
Figura 5.51 y 5.52
Agua de las arcillas Agua movible Petróleo KCMR Prof. (pies) 1.000 (md) 0,1 0,25 Movilidad del MDT 1.000 (md ⁄ cp) 0,1 10.900 CMRP (V ⁄ V) Presión del MDT (lpc) Lutita Agua de las arcillas 0,0 Cuarzo Distribución de T2 Prof. (pies) KCMR 1.000 (md) 0,1 0,25 Movilidad del MDT 1.000 (md ⁄ cp) 0,1 10.900
Agua de las arcillas Agua movible Petróleo CMRP (V ⁄ V) Presión del MDT (lpc) Lutita Agua de las arcillas 0,0 Cuarzo Distribución de T2
Análisis volumétrico Punto de corte deT2 11.400 1,0 (V ⁄ V) 0,0 1,0 6.000
Análisis volumétrico Punto de corte de T2 6.000 11.400 1,0 (V ⁄ V) 0,0 1,0
B 18.600 18.000
18.700 18.100
A 18.800
Invasión de filtrado del OBM en una zona de petróleo, que conInvasión de filtrado del OBM en una zona de agua invadida, que muestra desplazamiento completo e incompleto del agua libre. firma que la saturación de la zona coincide con la saturación de agua irreducible.
En las zonas de hidrocarburos donde la saturación de agua es irreducible, el petróleo en sitio se ve desplazado por el petróleo del lodo y, generalmente, se establece que Sw=Sxo=Swirr (Fig. 5.50c). No obstante, en ciertos casos, resulta paradójico observar que Rxo > Rt, o sea que Sw > Sxo. Esta anomalía se produce cuando los surfactantes invaden la formación, cambiando la mojabilidad de los granos de arena (Lavigne, 1997). Afortunadamente, en este caso, las diferencias entre Sw y Sxo son pequeñas y, lo que es más importante, el mismo cambio de mojabilidad afecta a la Swirr derivada de la medición de la
herramienta CMR. Luego, si Sxo es igual a la Swirr derivada del CMR, pero a su vez es un poco menor que Sw, la zona todavía se encuentra a la saturación de agua irreducible y, por lo tanto, produce petróleo limpio. En la Fig. 5.52 se observa un ejemplo, en el cual el agua desplazada a varios niveles refleja leves diferencias entre Sw y Sxo. Sin embargo, Sxo permanece casi idéntica a Swirr, lo cual indica que la saturación de la zona coincide con la saturación de agua irreducible. Este intervalo fue perforado y produjo 400 barriles por día de petróleo sin corte de agua.
PERFILAJE DE FLUORESCENCIA
Desde hace más de 50 años, en los campos petrolíferos se utiliza la fluorescencia para la detección de petróleo crudo sobre los recortes y núcleos obtenidos durante la perforación. Este mismo método se sigue utilizando hoy en día, en parte, debido a que permite realizar la detección de hidrocarburos en forma directa. La fluorescencia se deriva de los componentes aromáticos de los crudos, tal como el benceno (Ralston et al., 1996). La intensidad y el color de la fluorescencia brindan información acerca de la distribución y el tipo de hidrocarburos presentes en las formaciones. Sin embargo, la escasa resolución vertical asociada con los recortes del hoyo, constituye una limitación importante del uso del perfilaje de fluorescencia en el control geológico del hueco. Según la profundidad y las condiciones de perforación, la resolución vertical podría llegar a los 5 m, y los recortes que se van mezclando de las secciones perforadas anteriormente no hacen más que disminuir la resolución al diluir la muestra más reciente. Hoy en día, este factor hace que el uso generalizado de la fluorescencia se vea restringido. En el caso de los perfiles de fluorescencia, el tamaño natural de los elementos ópticos ofrece una resolución vertical muy alta, de alrededor de 1 cm. Esto constituye un avance importante respecto del análisis de los recortes, y debería permitir la detección precisa de las formaciones productivas. Por otra parte, si se realiza un análisis detallado de los cambios observados en las señales de fluorescencia según la profundidad, se puede obtener más información acerca de la naturaleza de los hidrocarburos y de las formaciones. Sin embargo, las técnicas de fluorescencia son cualitativas, por cuanto los crudos con diferente grado API fluorescen con diferentes intensidades y a distintas frecuencias—o color de la luz—(Downare and Mullins, 1995). Asimismo, la amplitud variable de la señal de
fluorescencia puede deberse a variaciones en el fluido del petróleo en la zona invadida, o bien a variaciones en el contacto de la ventana de observación, provocadas por rugosidades, distintos grados de remoción de los revoques, u otras causas. No obstante ello, la medición del espectro de fluorescencia contribuye a la identificación de las características de los hidrocarburos fluorescentes. La principal aplicación comercial de los perfiles de fluorescencia consiste en resolver casos en los que los registros eléctricos arrojan resultados ambiguos. Por ejemplo, en casos problemáticos de zonas de baja resistividad o de agua dulce, la fluorescencia puede ayudar a distinguir el agua del petróleo. Por otra parte, las zonas sumamente laminadas pueden arrojar parámetros eléctricos promediados pero ambiguos, mientras que los perfiles de fluorescencia de alta resolución, son capaces de detectar la presencia de petróleo. Más aún, con la introducción de una medición física totalmente nueva en los hoyos, se generarán sin duda otras aplicaciones específicas. Para explorar esta nueva perspectiva será necesario contar con más experiencia en este aspecto. Para determinar el grado de factibilidad de los perfiles de fluorescencia, se construyó un prototipo para una prueba de campo. Se anticipa que la experiencia obtenida con este prototipo en los primeros perfiles eléctricos de fluorescencia, será utilizada en el futuro para diseñar herramientas de perfilaje de fluorescencia más efectivas y más resistentes. En el diseño de la herramienta se deben tener en cuenta dos áreas principales: la óptica y la mecánica. Schlumberger es la empresa líder en tecnología óptica aplicada en los hoyos.
El prototipo de herramienta de perfilaje de fluorescencia saliendo de un pozo en la Patagonia, Argentina. Los cabezales ópticos que entran en contacto con la formación sobresalen de los extremos inferiores de los patines. La ventana del cabezal óptico dirigida hacia el observador emite una luz azul.
El primer servicio comercial de perfilaje óptico fue el OFA, que analiza el contenido de la línea de flujo del MDT, y permite determinar la cantidad de petróleo, de agua y, hasta cierto punto, de gas (Smits et al., 1993). Asimismo, a través de la colorimetría se puede distinguir entre un filtrado de lodo de OBM y el petróleo crudo. Los componentes ópticos empleados en el OFA son similares a los requeridos por la herramienta de Perfilaje de Fluorescencia FLT*. A pesar de que las ventanas de medición de la herramienta FLT están sujetas a un efecto de abrasión mayor que las de la herramienta OFA, se ha demostrado que se mantienen relativamente intactas. Para el diseño óptico de la herramienta FLT, se han utilizado dos fuentes de luz de diferente longitud de onda, una de ellas mide la cantidad de fluorescencia inducida por la luz azul, mientras que la otra mide la cantidad de fluorescencia inducida por la luz roja. La información espectral obtenida de este modo permite la caracterización de los hidrocarburos fluorescentes. Por ejemplo, los petróleos muy livianos producen una fluorescencia
al azul muy marcada, pero muy débil al rojo. Como limitación en el diseño óptico, se puede mencionar la necesidad de construir sistemas ópticos de muy buen rendimiento para poder rechazar las fuentes de luz difractada dentro del canal de detección de fluorescencia. El tren óptico de fluorescencia utilizado en este caso proporciona un bloqueo óptico comparable con los espectrómetros utilizados para investigaciones en el laboratorio. Además de la detección de fluorescencia, para cada fuente luminosa se puede registrar la luz dispersa que refleja la pared del hoyo, como un indicador de la calidad del perfil. Si el cabezal óptico está en contacto sólo con lodo o revoque, la señal de luz dispersa tendrá muy poca variabilidad, mientras que si el cabezal óptico entra en contacto con las paredes del hoyo, se supone que se producirá una mayor variación. Por ejemplo, los calcáreos tienden a dispersar la luz con mayor intensidad que las lutitas. La probabilidad de que el instrumento óptico entre en contacto con las paredes del hoyo depende del diseño mecánico, e implica superar problemas de revoque y rugosidad. Las características fundamentales del diseño mecánico se pueden inferir a partir de la Fig. 5.53, que muestra una imagen del prototipo de la herramienta de FLT, saliendo de un pozo, después de terminar un trabajo de perfilaje al amanecer, en la Patagonia, Argentina. Cuatro patines proporcionan la medición de fluorescencia, dos de ellos para la fluorescencia al azul y los otros dos para el rojo; de esta manera se obtienen mediciones redundantes, que permiten realizar ensayos comparativos de las diferentes cabezas ópticas. Si se observa con atención la Fig. 5.53, se advierte que los cabezales ópticos sobresalen de la sección inferior de los patines, mientras que la ventana de los patines dirigidos hacia el observador emite la luz azul. El área de contacto de la herramienta con la pared del hoyo no es el área del patín, sino sólo la cara del cabezal óptico que es bastante pequeña.
AHO60 AHO30 SP –80 6,0 Prof. (pies) 0,0 (mV) 20 HCAL (pulg.) 16,0 GR (gAPI) AHO20 AHO10 RXOI AHORT RHOZ 1,9 (V ⁄ V) BFV NPOR TCMR 2,9 Distribución de T2 Fluoresc. Fluoresc. inducida inducida azul roja Punto de corte de T2 0,0 0,0 1,5 1,0 (ms) 3.000
300 1,0 (ohm-m) 100 0,45
(V ⁄ V) –0,15 1,5
Perfil de fluorescencia junto con perfiles de PEX y CMR de un pozo en la Patagonia. En los canales de fluorescencia roja y azul, se observa una señal variable (petróleo) en las zonas de baja permeabilidad y una señal de magnitud intermedia, constante con la profundidad, en las zonas de alta permeabilidad.
Esta pequeña área de contacto junto con las fuerzas normales de los patines produce intensas presiones aplicadas, necesarias para cortar a través del revoque y—en casos favorables—a través de la roca misma. Es posible que los futuros prototipos de perfiles de fluorescencia utilicen diseños mecánicos muy diferentes; sin embargo, este primer prototipo constituye un buen punto de partida. En la Fig. 5.54 se observa un ejemplo de perfil obtenido con la herramienta FLT, en una prueba de campo efectuada en la Patagonia. Además de esta herramienta, se bajaron las herramientas PEX y CMR, con las cuales se obtuvieron buenos parámetros de comparación. El potencial espontáneo (SP) en la Pista 1, y la inducción y las curvas de resistividad del MCFL, que se observan en la Pista 2, permiten distinguir claramente las zonas permeables. La Pista 3 presenta los datos de porosidad del PEX y del CMR; en este caso, la porosidad del fluido libre del CMR aparece en amarillo. En la Pista 4 se
observan las curvas del FLT, que muestran el nivel de energía de fluorescencia al azul (curva azul) y al rojo (curva roja). La variación substancial de la señal de fluorescencia indica que el contacto óptico se ha establecido con la pared del hoyo. Los hidrocarburos fluorescentes exhiben fluorescencia al rojo y azul, lo cual indica que se trata de hidrocarburos bastante pesados. En otros pozos (en el Oeste de Texas, por ejemplo), se han observado crudos que exhiben mayor fluorescencia al azul que al rojo, puesto que se trata de petróleos livianos. En ambos canales, el rojo y el azul, la señal de fluorescencia ocurre en dos formas diferentes; a ciertas profundidades, la señal de fluorescencia es muy grande y muestra una variación substancial de la magnitud de la señal con la profundidad. Estas zonas muestran baja permeabilidad en los perfiles CMR y PEX. En otras zonas del hoyo, la señal de fluorescencia es algo menor, y casi constante con la variación de profundidad. En estas zonas, tanto el CMR como el PEX indican alta permeabilidad. Una explicación coherente con estos resultados es que cuando se produce la invasión de las zonas permeables, se lava el crudo y se reduce la señal de fluorescencia. Sin embargo, las areniscas son relativamente uniformes, por lo cual la señal de fluorescencia se mantiene casi constante con la profundidad. Las zonas de baja permeabilidad pueden estar formadas por secuencias de lutitas y areniscas finamente laminadas. En estas areniscas de baja permeabilidad, los hidrocarburos no son barridos, y la medición no se ve afectada por los revoques, por lo cual la señal de fluorescencia es alta. Sin embargo, las lutitas laminadas no fluorescen mucho, lo que resulta en una señal de fluorescencia altamente variable con la profundidad. En este ejemplo no sólo se ilustra la detección de los hidrocarburos, sino cierta caracterización de los mismos gracias a la fluorescencia continua, así como también toda la información acerca de las formaciones que aporta el perfil de fluorescencia.
Agua movi Hidrocarburo movil Agua Gas BS –10 B2 HCAL 6,0 Prof. (pies) 6,0 (pulg.) BS (pulg.) 16 B1 B0 (pulg.) 10 Fluorescencia inducida azul Petróleo Cuarzo Agua de las arcillas
Distribución de T2 2,0 –2,0 Ilita Fluorescencia inducida roja Análisis volumétrico Punto de corte de T2 2,0 0,0 (V ⁄ V) 1,0 0,3 (ms) 3.000
16 1,0 (ohm-m) 100 –2,0
Perfil de fluorescencia junto con resultados del CMR y el ELAN de un pozo en el Campo Lagunillas en el Lago de Maracaibo. Las arenas del yacimiento se caracterizan por su elevada fluorescencia azul y roja. Las lutitas ricas en materia orgánica también emiten un nivel considerable de fluorescencia al rojo.
En la Fig. 5.55 se observa otro ejemplo de un perfil FLT, en este caso registrado en el Campo Lagunillas en el Lago de Maracaibo. Junto con la fluorescencia al azul y rojo, que se observan en la Pista 3, aparece un perfil de calibre en la Pista 1, donde se observa un hoyo bastante rugoso que no presenta un espesor de revoque importante. Las curvas de resistividad de alta resolución B0, B1 y B2, obtenidas con el sensor del MCFL de la herramienta PEX, confirman la naturaleza sumamente laminada de las areniscas de la formación y la invasión del filtrado del lodo, como se observa en la evaluación ELAN presentada en la Pista 4. La distribución de T2 obtenida con la herramienta CMR, que aparece en la Pista 5, muestra tiempos de T2 muy cortos, lo cual confirma que se trata de yacimientos de petróleo pesado. Si se realiza una comparación entre la respuesta del sensor del MCFL y las curvas de fluorescencia FLT, se confirma la alta resolución de la medición óptica. Resulta interesante observar que, en este caso, el diseño mecánico de las ventanas ópticas demuestra ser relativamente inmune a la rugosidad del hueco. Inclusive en las zonas más rugosas, las pequeñas ventanas ópticas de la herramienta FLT mantienen el contacto con la formación y proporcionan una lectura continua de la fluorescencia. En las secciones correspondientes al yacimiento, la fluorescencia es muy elevada. Las secciones inferiores emiten una señal roja muy intensa, y una fluorescencia azul un poco más baja, lo cual resulta coherente, ya que se trata de petróleos pesados del Campo Lagunillas. En comparación, la arena superior muestra un nivel de fluorescencia reducido, que se debe probablemente a que la arena es más arcillosa, tiene un nivel de saturación de agua irreducible más elevado tal como se observa en los resultados del ELAN, y en general ha sido invadida más profundamente que la arena inferior.
Es interesante destacar que la reducción de la fluorescencia resulta mayor para el rojo que para el azul. Es posible que esto se deba a que los petróleos contenidos en las dos arenas son diferentes, aunque también puede obedecer al hecho de que la arena superior tiene un mayor contenido de lutitas. En este pozo existen diversos tipos de capas de lutitas; las lutitas de baja resistividad se encuentran entre 2.665 y 2.600 pies, y casi no presentan fluorescencia, ni al rojo ni al azul (las señales en estas zonas corresponden a una “línea base” de fluorescencia). De la misma forma, en las lutitas de baja resistividad a 2.490 y 2.520 pies, la señal es muy débil. Por el contrario, la sección de areniscas arcillosas de alta resistividad comprendidas entre 2.590 y 2530 pies, presenta un alto nivel de fluorescencia al rojo, que se relaciona en forma general con las variaciones de resistividad. Sin embargo, la fluorescencia al azul se mantiene positiva y relativamente invariable. Es posible que la arena superior y, hasta cierto punto, las lutitas de alta resistividad contengan una cierta cantidad de petróleo con fluorescencia al azul.
En este ejemplo, tomado de un campo de Venezuela, los perfiles de fluorescencia sirvieron para obtener información adicional sobre las formaciones, además de detectar intervalos con presencia de hidrocarburos. Conclusión La aplicación de la fluorescencia en la industria petrolera se ha utilizado desde hace mucho tiempo y mantiene su plena vigencia. Muchos sueñan con poder obtener un perfil de fluorescencia continua y se está trabajando sobre ello. La probabilidad y el potencial de los perfiles de fluorescencia resultan evidentes en los ejemplos de campo presentados. Su desarrollo se encuentra todavía en una etapa inicial; habrá que determinar la verdadera utilidad de estos elementos para los usos específicos, lo cual puede depender de las condiciones locales y del hoyo. Schlumberger se propone seguir trabajando en este aspecto con la intención de mejorar la robustez de las mediciones e incrementar la utilidad de los perfiles de fluorescencia.
Este capítulo fue escrito por V.Patel (BP de Venezuela), E.Decoster, A.Douglas, R.Chambers, O.Mullins, Xu Wu, M.Kane, P.Rabbito, T.Terabayashi, N.Itagaki y J.Singer con la contribución de D.Flores, J.C.Porras y A.Di Massimo (Corpoven), A.Lamus, C.Curtis y T.Clancy (Petrozuata), O.Ortiz, A.Khayan y R.Sanseviero, y la autorización de Corpoven, Maraven, Petrozuata, BP de Venezuela e YPF para publicar datos de sus pozos.
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