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Timestamp: 2016-12-10 03:48:30+00:00

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⭐Registros de resonancia magnética Evaluación de riesgos económicos Selección de barrenas de perforación Registros para la perforación
Registros de resonancia magnética Evaluación de riesgos económicos Selección de barrenas de perforación Registros para la perforación
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Julián Domínguez Belmonte
1 SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW INVIERNO DE 2001 VOLUMEN 12 NUMERO 3 Oilfield Review Invierno de 2001 Registros de resonancia magnética Evaluación de riesgos económicos Selección de barrenas de perforación Registros para la perforación2 Visión de un usuario sobre las barrenas de perforación Décadas de actividad cíclica en la industria del petróleo y el gas, y la economía cambiante de la perforación han conducido al desarrollo de barrenas rotativas más durables y capaces de perforar un mayor metraje. Actualmente, como resultado de los avances logrados en la ingeniería de los materiales, tanto las barrenas de cortadores fijos como las de conos giratorios se utilizan, como nunca antes, en las más diversas aplicaciones de perforación (véase "Bordes cortantes," página 38). Esta tecnología de nueva generación ha incrementado también el número de clases de barrenas y su disponibilidad. A pesar de que el costo de las barrenas de perforación constituye solamente una fracción del costo total del pozo, la elección óptima de la barrena influye en gran medida en el costo por metro perforado. El desarrollo actual de las barrenas tiende a reducir los costos de construcción del pozo, disminuyendo el número de viajes necesarios para reemplazar las barrenas y, por lo tanto, el tiempo de perforación. Además de los usos tradicionales y ampliados de las barrenas de conos giratorios, un hecho importante de los últimos 25 años fue la introducción de las barrenas de cortadores fijos de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en Inglés). Esta tecnología ha evolucionado de las primeras aplicaciones limitadas para perforar formaciones blandas y con lodo de perforación a base de aceite (petróleo), a la perforación en ambientes del subsuelo cada vez más difíciles. Gracias a mejores diseños de barrenas, a los modernos cortadores de PDC, a las técnicas de fabricación de alta calidad y a un mejor entendimiento de los procesos de perforación en las distintas formaciones, estas barrenas abarcan más de la mitad del mercado de perforación actual. En el futuro, las barrenas de PDC y de cortadores fijos se utilizarán en un rango de aplicaciones aún mayor. La selección de las barrenas de perforación adecuadas para utilizar en un pozo es un proceso complicado que requiere de experiencia de perforación, del entendimiento de los factores mecánicos, hidráulicos y económicos, y del acceso a la mejor tecnología actual de las barrenas. Inicialmente, las barrenas de conos giratorios y de cortadores fijos se seleccionan en base a una evaluación completa de las condiciones de perforación que se esperan encontrar. El siguiente paso consiste en elegir una barrena específica de los diferentes subconjuntos de barrenas que se encuentran disponibles: con diente de acero, de insertos, de diamante natural, de PDC, híbridas o impregnadas de diamante. Finalmente, otras consideraciones definirán las características específicas de la barrena. Para un pozo dado, estas elecciones críticas se rigen por las características de la formación tales como la resistencia de la roca a la compresión, la abrasividad y la presión intersticial. En consecuencia, las formaciones a perforar deben estar plenamente caracterizadas. Los datos de registros del lodo de perforación y los registros obtenidos por herramientas operadas a cable son invalorables. Mediante el análisis y la interpretación de los registros, puede determinarse cuán ardua será la perforación de una formación en particular. Esta información, combinada con los programas de análisis de resistencia de la roca permite que las barrenas se agrupen en función de su capacidad para perforar ciertas formaciones. Conjuntamente con los registros del pozo, los registros de la barrena obtenidos en pozos vecinos son también extremadamente útiles para la selección de las barrenas y para determinar la capacidad de las mismas. La evaluación del rendimiento y el uso eficiente de las barrenas requiere una base consistente para la comparación. Para evaluar el rendimiento de la perforación y alcanzar mejoras en la eficiencia de la misma, es necesario mantener un historial detallado de las barrenas. Las modernas bases de datos que incorporan la información, tanto de las barrenas de conos giratorios como de las barrenas de cortadores fijos son herramientas indispensables para la toma de decisiones. Las decisiones relacionadas con la elección de la barrena con frecuencia deben tomarse en el momento en que los pozos están siendo perforados. Estos criterios se basan en la información obtenida en el piso del equipo de perforación, tales como el peso sobre la barrena, la velocidad de rotación y el esfuerzo de torsión. El análisis detallado de las barrenas utilizadas una vez extraídas a la superficie, conduce a una mejor, más exitosa y más económica selección de barrenas y de los parámetros de perforación para los viajes subsecuentes. El éxito económico de la barrena puede determinarse comparando viajes de barrenas en pozos vecinos, analizando los registros de pozos y evaluando las barrenas desgastadas. En el futuro, se espera que aquellas decisiones se sustenten en información sobre la barrena, obtenida en tiempo real de herramientas y sensores de fondo. La tecnología relacionada con la industria de la perforación ha cambiado drásticamente. Los pozos horizontales, de alcance extendido y de tramos laterales múltiples son ambientes de perforación que proporcionan nuevos retos. La continua evolución de las tecnologías de construcción de pozos requiere barrenas a ser utilizadas en aplicaciones no tradicionales, tales como los pozos con diámetro reducido. Los nuevos diseños de las barrenas deben enfocarse a problemas específicos. Todas las partes involucradas deben compartir el conocimiento técnico y la experiencia a fin de agilizar el desarrollo de las barrenas diseñadas para nuevas aplicaciones de perforación. Los esfuerzos conjuntos entre los fabricantes de las barrenas y el personal del operador pueden dar como resultado ahorros importantes en los costos y mejoramientos en la eficiencia; factores que son esenciales para el éxito de la perforación. Cuál es la barrena de perforación óptima? La que maximiza la rentabilidad del pozo. Alain Besson Jefe de la Sección de Herramientas de Perforación TotalFinaElf París, Francia Alain Besson es Jefe de la Sección de Herramientas de Perforación de TotalFinaElf y reside en París, Francia. Después de sus estudios en matemáticas avanzadas y de su capacitación y entrenamiento especializado a nivel universitario, trabajó en la industria de la aviación. Ingresó a TotalFinaElf en 1977 y permaneció ocho años en el área de investigación y desarrollo de las barrenas de perforación y del equipamiento asociado con las mismas. Alain, posteriormente trabajó durante cuatro años como ingeniero de perforación en Noruega. Desde 1989, ha estado involucrado en la creación de la sección de Barrenas de Perforación y Equipamiento de Perforación, destinada a optimizar el rendimiento de la perforación para las filiales de TotalFinaElf.3 Consejo editorial Terry Adams Azerbaijan International Operating Co., Baku Syed A. Ali Chevron Petroleum Technology Co. Houston, Texas, EUA Antongiulio Alborghetti Agip S.p.A Milán, Italia Svend Aage Andersen Maersk Oil Kazakhstan GmbH Almaty, República de Kazakhstán Editor ejecutivo Denny O Brien Editor senior de producción Lisa Stewart Editor senior Mark E. Tell Editores Russel C. Hertzog Gretchen M. Gillis Mark A. Andersen Colaboradores Steve Prensky Malcom Brown Rana Rottenberg Michael Fetkovich Phillips Petroleum Co. Bartlesville, Oklahoma, EUA George King BP Houston, Texas David Patrick Murphy Shell E&P Company Houston, Texas Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra Distribución David E. Bergt Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Diseño Herring Design Steve Freeman Karen Malnar Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducido y producido por LincED Int l, Inc. y LincED Argentina, S.A. Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo es brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas USA (1) Facsímile: (1) Dirigir las consultas de distribución a: David E. Bergt (1) Facsímile: (1) Suscripciones a Oilfield Review disponibles en: Oilfield Review Services Barbour Square, High Street Tattenhall, Chester CH3 9RF England (44) Facsímile: (44) El importe de la suscripción anual, incluyendo los gastos de envío, es de 160 dólares estadounidenses, sujeto a las fluctuaciones del cambio.4 Schlumberger Oilfield Review Invierno de 2001 Volumen 12 Número 3 2 Tendencias en registros de RMN La generación actual de herramientas de registros de resonancia magnética nuclear (RMN) proporciona información confiable con respecto a los fluidos de la formación y a la porosidad. Los nuevos diseños de las herramientas y el mejor procesamiento de los datos han aumentado la eficiencia en la velocidad de adquisición de datos y han reducido sustancialmente los costos de adquisición de registros. Las nuevas aplicaciones utilizan las sinergias entre las mediciones de RMN y otros registros para resolver los problemas relacionados con la evaluación de las formaciones, la terminación de los pozos, la caracterización geológica y la optimización de los yacimientos. 22 Riesgos medidos El riesgo cobra demasiada importancia en casi todas las etapas del negocio petrolero, desde las etapas de exploración y producción hasta la fase de comercialización. La evaluación del riesgo y de la incertidumbre colabora en la toma de decisiones y puede contribuir a mejorar el rendimiento de la exploración y de la producción. Las herramientas utilizadas para manejar los riesgos físicos y la incertidumbre pueden también utilizarse para comprender el riesgo económico y la incertidumbre, sin embargo, son raramente utilizadas. En este artículo se describen las herramientas más recientes utilizadas para la evaluación económica y para la evaluación de riesgos de las inversiones propuestas en proyectos de la industria del petróleo y el gas, incluyendo el flujo de fondos descontado, el análisis de Monte Carlo, y las teorías de la cartera de inversiones, de las opciones y de las preferencias. 38 Bordes cortantes La superior calidad de los materiales y las mejoras introducidas en los procesos de manufactura, en los diseños y en la hidráulica de las barrenas, permiten que hoy en día una sola barrena perfore varias secciones del hueco que anteriormente requerían múltiples viajes con distintas barrenas. En este artículo se analizan las barrenas de conos giratorios y las barrenas de cortadores fijos, así como también la realización de pruebas a escala natural, el diseño asistido por computadora, y el monitoreo de los datos de fondo para mejorar el rendimiento de la perforación y fabricar barrenas destinadas a aplicaciones y formaciones específicas. 64 LWD en tiempo real: Registros para la perforación La eficiencia en la perforación, el manejo del riesgo y la exacta colocación del pozo son las claves para disminuir los costos de exploración y desarrollo. La avanzada tecnología actual de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en Inglés) proporciona mediciones e imágenes en tiempo real destinadas a evitar problemas de perforación, mediante la actualización de los modelos utilizados para alcanzar los yacimientos y mantenerse dentro de los mismos. Ejemplos de campo demuestran cómo las mediciones de LWD, tales como la inclinación de la barrena, la presión anular y el registro de densidad-neutrón azimutal reducen los costos de E&P y mejoran los niveles de éxito de los pozos horizontales y de alcance extendido. 85 Colaboradores 88 Próximamente en Oilfield Review 89 Nuevas publicaciones 15 Tendencias en registros de RMN La extraordinaria tecnología de adquisición de registros o perfilaje de resonancia magnética nuclear (RMN) ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compañías petroleras utilizan las mediciones de RMN en una variedad de aplicaciones cada vez más numerosa; por ejemplo, para caracterizar los fluidos de las formaciones durante la evaluación de los yacimientos y determinar la producibilidad de la formación. Hoy en día, las mediciones obtenidas con estas herramientas permiten transformar completamente los diseños de las terminaciones de los pozos y el desarrollo de los yacimientos. David Allen Charles Flaum T. S. Ramakrishnan Ridgefield, Connecticut, EUA Jonathan Bedford Londres, Inglaterra Kees Castelijns Nueva Orleáns, Luisiana, EUA David Fairhurst San Antonio, Texas, EUA Greg Gubelin Nick Heaton Chanh Cao Minh Sugar Land, Texas Mark A. Norville Milton R. Seim Kerns Oil and Gas, Inc. San Antonio, Texas Tim Pritchard BG Group plc Reading, Inglaterra Raghu Ramamoorthy Kuala Lumpur, Malasia Se agradece la colaboración en la preparación de este artículo a Rob Badry, Calgary, Alberta, Canada; Kamel Bennaceur, Dylan Davies, Robert Freedman y Bruce Kaiser, Sugar Land, Texas, EUA; Dale Logan, Midland, Texas; Robert Kleinberg, Ridgefield, Connecticut, EUA; Don McKeon, Montrouge, France; LSD Onuigbo, Lagos, Nigeria; y Lee Ramsey y Frank Shray, Houston, Texas. CMR, CMR-200, CMR-Plus (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), DMR (Método de Interpretación que combina los datos de Densidad con los de Resonancia Magnética), FracCADE, FMI (Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), MDT (Ensayador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos), PowerSTIM y TLC (Perfilaje en Condiciones Difíciles) son marcas de Schlumberger. MRIL y MRIL-Prime son marcas de NUMAR Corporation. En la última década, los petrofísicos recibieron con satisfacción la aparición de las herramientas de perfilaje de resonancia magnética nuclear por pulsos (RMN) por su capacidad de resolver problemas difíciles en la evaluación de las formaciones. Las compañías de servicios continúan realizando importantes inversiones en tareas de investigación tendientes a perfeccionar las mediciones de RMN. El resultado de estos esfuerzos se ve reflejado en las continuas mejoras introducidas en las herramientas y las nuevas aplicaciones para las mismas. Con la introducción de técnicas de pulsación a mayor frecuencia, a mediados de la década del 90, se ampliaron las posibilidades de estas herramientas con respecto a la caracterización de la movilidad de los fluidos. Recientemente, se han obtenido extraordinarios adelantos en las posibilidades de adquisición de datos, lo cual ha significado un aumento importante en las velocidades de adquisición de registros o perfilaje. Una ventaja fundamental que presenta la última generación de herramientas de RMN, es su capacidad de proporcionar un espectro más amplio de información acerca de los yacimientos, respecto de lo que se había podido lograr hasta ahora. Los datos de RMN permiten responder muchas preguntas clave a casi todos los profesionales relacionados con la exploración y producción, incluyendo los ingenieros de yacimiento, 2 Oilfield Review6 los ingenieros de terminación, los geólogos y los petrofísicos. Por ejemplo, los ingenieros de terminación ahora utilizan las mediciones de RMN para diseñar los tratamientos de estimulación de yacimientos por fracturación hidráulica. Los ingenieros de yacimiento, evalúan las cualidades de la roca con datos de RMN de alta resolución, para localizar barreras de permeabilidad vertical y mejorar el manejo de la producción. Los geólogos y los petrofísicos adquieren un mejor conocimiento de la geometría del poro, para el análisis depositacional a partir de las distribuciones del tiempo de decaimiento. La caracterización de los hidrocarburos también se ha perfeccionado gracias a la interpretación de registros de RMN, combinados con otras mediciones. En definitiva, se obtiene una evaluación más precisa de la producibilidad del pozo. En este artículo se examinan los avances más recientes en la tecnología de las herramientas de RMN y se estudia de qué manera algunos de estos desarrollos, como el aumento de la precisión, la mayor velocidad de perfilaje y las mediciones de alta resolución, se traducen en nuevas aplicaciones de RMN. Por medio de ejemplos de campo, se describe cómo se utiliza esta información para diseñar terminaciones de pozos y se muestra que las mediciones de RMN y los datos obtenidos con ensayadores de formación operados a cable, constituyen métodos sumamente eficientes y de bajo riesgo para evaluar la producibilidad del pozo. Por último, se analizan los últimos desarrollos relativos a la evaluación de las formaciones de carbonatos con herramientas de RMN. Nuevos avances en las herramientas La herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, introducida por Schlumberger en 1995, se opera apoyada contra las paredes del pozo por medio de un fleje descentralizador. Una antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados, enfoca la medición de la herramienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas [15 cm] y hasta 1.1 pulgadas [2.8 cm] dentro de la formación. Estas características y los adelantos Invierno de7 Imán permanente Pared del hueco Antena Zona ciega Zona investigada 15.6 pies Cartucho electrónico Fleje exentralizador Herramienta CMR-200 Imán permanente Herramienta CMR-Plus Disco de desgaste Diseño de la herramienta CMR. La herramienta CMR-Plus utiliza una antena similar a la herramienta CMR-200; la configuración de los imanes y los elementos electrónicos también son semejantes. Los dos imanes permanentes crean una zona sensible a un campo de resonancia en la formación (arriba a la derecha y abajo a la izquierda). No obstante, los imanes de la herramienta CMR-Plus (abajo a la derecha) tienen 30 pulgadas (76 cm) de largo para permitir la prepolarización de los átomos del hidrógeno en rotación mientras se perfila en forma continua. Esta nueva característica del diseño, le permite a la herramienta CMR-Plus operar con mayor rapidez. < Patín CMR 30 pulg 6 pulg 12 pulg Zona investigada 1. Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance, Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): Freedman, R: Dual-Wait Time Processing for More Accurate Total and Bound Fluid Porosity, Solicitud de patentamiento en los EUA 156,417, McKeon D, Cao Minh C, Freedman R, Harris R, Willis D, Davies D, Gubelin G, Oldigs R y Hurlimann M: An Improved NMR Tool for Faster Logging, Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo CC. 3. Prammer MG, Bouton J, Chandler RN y Drack ED: Theory and Operation of a New Multi-Volume NMR Logging System, Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30- Junio 3, 1999, artículo DD. 4 Oilfield Review8 CPMG prolongada CPMG reducida Tiempo de espera prolongado Tiempo de espera reducido CPMG prolongada Una subsecuencia de tiempo de espera prolongado (para medir los componentes prolongados de T 2 ) Diez subsecuencias de tiempo de espera reducido (para medir los componentes reducidos de T 2 ) > Modo de precisión mejorada (EPM). La medición en EPM es una nueva versión de la secuencia de adquisición por pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), destinada a aumentar la precisión de la medición de T 2 corta, o señal del fluido adherido. La medición en EPM comprende una secuencia de pulsos, con un tiempo de espera prolongado, que mide todos los componentes de T 2, seguida de una serie de secuencias con tiempo de espera reducido, optimizadas para los componentes tempranos de T 2 correspondientes a los poros pequeños. Las secuencias de tiempo de espera corto se apilan o acumulan para disminuir el ruido de la medición, con lo cual se obtiene una mayor precisión en los datos de ecos tempranos. Esto aumenta la precisión en las mediciones del volumen de fluido adherido y la porosidad total CMR. electrónicos incorporados en la herramienta que mejoran la relación señal-ruido en la secuencia de adquisición de datos, permiten obtener un alto grado de precisión en las mediciones de la formación con gran resolución vertical. 1 Debido al aumento en el precio del crudo y a las altas tarifas de los equipos de perforación en áreas marinas, resulta cada vez más importante poder tomar decisiones en forma rápida. La última versión dentro del grupo de herramientas CMR, la herramienta CMR-Plus, contempla este aspecto (página anterior). Esta nueva herramienta incluye varias mejoras con respecto a la versión anterior, la herramienta CMR-200, que comprenden el nuevo diseño del imán con un campo prepolarizado más extenso, que permite aumentar las velocidades de perfilaje hasta 3600 pies/hora [1097m/h] en ambientes de relajación rápida. Se trata de una herramienta compacta, de bajo peso, y muy resistente que tiene 15.6 pies [4.8 m] de largo y pesa 450 libras [204 kg]. El diseño del patín con bajo perfil, permite operar en pozos con diámetros u orificios de sólo pulgadas [15 cm] de diámetro. Cuenta con una nueva secuencia de pulsos de adquisición, denominada modo de precisión mejorada (EPM, por sus siglas en Inglés) que, sumada al paquete de adelantos electrónicos, permite aumentar la relación señalruido y mejorar las mediciones de alta precisión para evaluar los yacimientos (arriba). 2 La posibilidad de obtener mediciones de RMN de alta precisión en forma rápida, hace que los ingenieros perciban la producibilidad de los pozos desde otra perspectiva. Por ejemplo, hay zonas que podrían haber sido consideradas improductivas, debido a la elevada saturación de agua y la posibilidad de que produjeran agua en exceso. De hecho, estas zonas merecían un estudio para determinar si el agua era no movible (irreducible). En un pozo de desarrollo ubicado en América del Sur, un registro obtenido con la herramienta CMR-Plus reveló que, en una zona, la aparentemente alta saturación de agua resultaba ser irreducible y por lo tanto, tal zona produciría hidrocarburos libres de agua. Con anterioridad, el operador había evitado disparar, (cañonear o punzar) esta zona durante el proceso de desarrollo del campo. A partir de la nueva información, se abrió la zona y produjo gas seco, con lo cual se agregaron 20,000 MMpc [566 millones de m 3 ] a las reservas de gas. Las mayores velocidades de perfilaje que se alcanzan con la herramienta CMR-Plus, les permiten a los operadores adquirir datos en forma económica en intervalos más prolongados que incluyen zonas que inicialmente no resultaban interesantes. La Corporación NUMAR, subsidiaria de Halliburton, desarrolló la herramienta de Imágenes por Resonancia Magnética MRIL, que incorpora un imán largo permanente para crear un campo estático lateral en la formación. Esta herramienta se corre en la parte central del pozo y el volumen de medición consiste de una cápsula resonante cilíndrica y concéntrica de 24 pulgadas [61 cm] de longitud y aproximadamente 0.04 pulgadas [1 mm] de espesor. El diámetro promedio de la cápsula resonante es de unas 15 pulgadas [40 cm] y se determina por la frecuencia de operación de la herramienta. En un pozo de 10 pulgadas [25.4 cm] puede alcanzar una profundidad de investigación de 2.5 pulgadas [7.6 cm]. Cuando se cuenta con una elevada profundidad de investigación, es posible reducir la sensibilidad a la rugosidad en muchos huecos. La última versión de la herramienta de NUMAR es la MRIL-Prime, que incorpora mejoras que permiten aumentar la velocidad y la eficiencia del perfilaje. 3 Está equipada con imanes prepolarizadores de 3 pies [1 m] ubicados por encima y por debajo de la antena, lo cual permite registrar hacia arriba y hacia abajo, y ofrece una capacidad de medición con multicápsulas de nueve frecuencias. Cada cápsula de medición se puede programar con una secuencia de pulsación diferente, y la medición se puede alternar entre las distintas cápsulas a través del cambio de frecuencia. La variación total en la profundidad de investigación de las nueve cápsulas, es de aproximadamente 1 pulgada [2.5 cm]. La operación multifrecuencia permite realizar una medición de la porosidad total y adquirir datos multiparámetros con diferentes secuencias de pulsado en cada cápsula. Invierno de9 Esta herramienta se encuentra disponible en dos tamaños. El diámetro estándar de la herramienta es de 6 pulgadas; mide 53 pies [16 m] de largo y pesa 1500 libras [680 kg]. Existe un modelo más liviano que tiene un diámetro de pulgadas [12 cm], mide 50 pies [15 m ] de largo y pesa 1300 libras [590 kg]. Estas herramientas permiten obtener registros en pozos de pulgadas hasta pulgadas [31 cm] de diámetro. La velocidad de perfilaje en ambientes con tiempo de polarización reducido, es de 1440 pies/hr [440 m/hr] y de 700 pies/hr [213 m/hr] para la versión reducida de la herramienta. RMN de alta resolución La identificación y cuantificación de la geometría de la roca y la movilidad de los fluidos, sobre la base de las características de la relajación de la rotación nuclear del fluido, se encuentran entre los aportes más importantes del perfilaje de RMN. La separación de la porosidad en los componentes de fluido adherido y fluido libre, resulta esencial para evaluar la producibilidad del yacimiento. 4 En las formaciones delgadas y laminadas, la producibilidad depende no sólo de la relación neta de los volúmenes de fluido adherido y fluido libre, sino también de la ubicación relativa de los dos volúmenes de fluido dentro de los diferentes estratos laminados. Las mediciones resultan útiles en este aspecto, sólo si son sensibles a las variaciones espaciales sobre una escala de longitud comparable con el espesor de la laminación. El ingeniero de producción puede hacer uso de los datos de RMN de alta resolución para evaluar la producibilidad de las secciones de laminación delgada, obtener en forma precisa el volumen poroso con hidrocarburos, e identificar las barreras de permeabilidad vertical, que pueden contribuir a evitar la producción de agua no deseada de las napas acuíferas cercanas. Por otra parte, el ingeniero de terminaciones puede utilizar los datos de alta resolución para posicionar con mayor precisión los diseños de las operaciones de disparo, fracturación y estimulación de la formación. Producibilidad de alta resolución La resolución vertical de una medición de RMN está determinada por la longitud de la antena, la relación señal-ruido en la secuencia de adquisición y la velocidad de perfilaje. Por ejemplo, las mediciones de la herramienta CMR-200 combinan pares superpuestos de fases alternadas (PAP, por sus siglas en Inglés) de secuencias pulso-eco de Carr- Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) y una antena corta, para resolver los estratos de hasta 6 pulgadas de espesor (véase "Fundamentos de los registros de RMN," página 12). El imán de prepolarización largo incluido en la herramienta CMR-Plus, permite la adquisición de mediciones PAP no superpuestas a velocidades de perfilaje de hasta 3600 pies/hr, con una mínima reducción de la resolución vertical. En la práctica, la resolución vertical para la mayoría de las mediciones de RMN se ve disminuida por el apilamiento vertical efectuado en cada nivel de profundidad; técnica utilizada para mejorar la relación señal-ruido, lo cual es necesario para el proceso de inversión de T 2. Los últimos desarrollos en el registro CMR de alta resolución espacial, se derivan de un nuevo método de procesamiento optimizado para brindar respuestas de alta resolución y un esquema de adquisición de datos en EPM. 5 En el procesamiento de alta resolución, la inversión de T 2 se realiza sin aplicar ningún promedio vertical de los datos de eco. El procedimiento de inversión de alta resolución se diferencia de la inversión convencional en diversos aspectos. La inversión convencional, por lo general, utiliza entre 30 y 50 componentes de T 2, lo que comprende la totalidad de los tiempos de relajación posibles propios de la formación y los fluidos de perforación. El proceso de alta resolución utiliza sólo entre dos y cinco componentes de T 2 (abajo). Por otra parte, estos componentes se seleccionan analizando la distribución de T 2 estándar, obtenida a partir de los datos apilados en cada nivel de profundidad. Por ejemplo, si el intervalo de apilamiento en una profundidad en particular, está formado por arena limpia, donde se observa un solo pico en la distribución de T 2, centrado entre 50 y 300 milisegundos, los componentes de T 2 utilizados para la inversión de alta resolución estarán comprendidos dentro de este rango. Al utilizar un número reducido de valores de T 2 "óptimos," la inversión de alta resolución proporciona la porosidad total con mayor precisión. Para garantizar la precisión y la correspondencia con el procedimiento convencional, la porosidad de alta resolución se escala de manera tal que el valor medio coincida con el de la porosidad estándar. Esta estrategia es similar a φ φ Apilamiento vertical Inversión estándar de T 2 con datos apilados Inversión de T 2 de alta resolución con una sola secuencia CPMG > Procesamiento de alta resolución de ventanas de datos en varios niveles. El apilamiento vertical (izquierda) de las trazas de ecos y la inversión, se utilizan para obtener la distribución de T 2 (centro) de los datos promediados. Una distribución de T 2 equivalente, está formada por un número reducido de casilleros de valores de T 2 de aproximadamente igual amplitud (derecha). La porosidad total, φ, y el valor de la media logarítmica T 2 de la distribución reducida, son idénticas a las de la distribución original. 6 Oilfield Review10 Prof, pies Porosidad neutrón Porosidad del núcleo Porosidad del núcleo Permeabilidad del núcleo Permeabilidad del núcleo Distribución de T 2 Rayos gamma Porosidad TCMR, 5-NIV TCMR-AR del densidad 30 u.p u.p u.p. 0 KTIM, 5-NIV 0.1 md 1000 KTIM-AR 0.1 md mseg 3000 XX80 XX90 X100 X110 X120 > Ejemplo de un pozo en Australia, con una secuencia de estratos delgados de arena y lutita. En el Carril 1 se observan los registros tradicionales de densidad (azul) y neutrón (rojo). Un valor de porosidad total CMR con apilamiento de cinco niveles de profundidad (AR, negro), se compara con la porosidad de los núcleos en el Carril 2. La porosidad total CMR de alta resolución (negro), se compara con la porosidad de los núcleos en el Carril 3. Nótese la precisión con que la porosidad total de alta resolución captura las marcadas variaciones de porosidad que se observan a lo largo de los datos de los núcleos. La permeabilidad CMR obtenida con apilamiento de cinco niveles (azul), se compara con los datos de los núcleos en el Carril 4, y la permeabilidad de alta resolución (azul) en el Carril 5. Una vez más, el registro CMR de alta resolución concuerda con las variaciones de permeabilidad (azul) observadas en los datos de los núcleos. En el Carril de profundidad aparece un registro de rayos gamma, mientras que las distribuciones de T 2 de la herramienta CMR se presentan en el Carril 6. la utilizada en el método de procesamiento alfa, utilizado para derivar las mediciones de densidad de alta resolución. 6 La separación de la porosidad de alta resolución en los volúmenes de fluido adherido y fluido libre es sencilla. Dado que la señal del fluido libre decae en forma lenta, aporta una gran cantidad de ecos. En consecuencia, el volumen de fluido libre se puede calcular con gran precisión, utilizando la inversión estándar sin apilar los datos. El volumen de fluido adherido de alta resolución, es igual a la diferencia entre la porosidad total de alta resolución y el volumen de fluido libre de alta resolución. Los datos de porosidad y permeabilidad derivados de registros de RMN de alta resolución, constituyen elementos fundamentales para evaluar los yacimientos con laminación delgada. Por ejemplo, en Australia, en un pozo perforado en una secuencia de capas delgadas de arenas y lutitas, se observa escasa correlación entre la porosidad de los núcleos (testigos) y la porosidad derivada de los registros de densidad-neutrón obtenidos a hueco abierto (arriba). La porosidad de los núcleos presenta grandes fluctuaciones en la zona inferior: hasta 20 u.p. en un intervalo de 1 pie [0.3 m], lo que podría esperarse en una formación laminada. En dichas zonas, los registros tradicionales obtenidos a hueco abierto y los registros tradicionales de RMN, con promediado de tres a cinco niveles, a menudo proporcionan una resolución vertical inadecuada y tienen limitada capacidad para seleccionar zonas aptas para los disparos. La porosidad total CMR de alta resolución, registrada en el Carril (Pista) 3, captura las fluctuaciones pronunciadas de la porosidad, y ésta coincide perfectamente con los datos de los núcleos. Los cálculos de permeabilidad de Timur-Coates de alta resolución derivados de las mediciones CMR, también concuerdan con las permeabilidades de los núcleos que se observan en el Carril 5. Los cálculos de permeabilidad de Timur-Coates se examinarán más adelante en forma más detallada. 4. Coates G y Denoo S: The Producibility Answer Product, The Technical Review 29, no. 2 (1981): Heaton N, Cao Minh C, Freedman R y Flaum C: High Resolution Bound-Fluid, Free-Fluid and Total Porosity with Fast NMR Logging, Transactions of the SPWLA 41st Annual Logging Symposiu, Dallas, Texas, EUA, Junio 4-7, 2000, artículo V. 6. Galford JE, Flaum C, Gilchrist WA y Duckett S: Enhanced Resolution Processing of Compensated Neutron Logs, artículo de la SPE 15541, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Octubre 5-8, Invierno de11 Amplitud del eco Ecuación de Timur-Coates k TIM =aφ m (FFV/BFV) n m~4, n~2 Ecuación de SDR k SDR =bφ m (T 2LM ) n m~4, n~2 > Transformaciones de permeabilidad de RMN. La ecuación de Timur-Coates contiene la porosidad total, φ, y la relación entre el volumen de fluido libre (FFV) y el volumen de fluido adherido (BFV). La ecuación de SDR (Schlumberger-Doll Research) también contiene la porosidad total, pero utiliza una media logarítmica T 2 (T 2LM ) en lugar de la relación entre FFV y BFV. Los exponentes típicos son 4 y 2, pero pueden variar de acuerdo con las condiciones locales. Permeabilidad en aumento con porosidad en aumento... En Canadá, se corrió la herramienta CMR-Plus a 1200 pies/hr [366 m/hr] en una formación de arena y lutita con laminaciones finas (abajo). Los registros de alta resolución de volumen de fluido adherido y fluido libre, concuerdan con las laminaciones finas que se observan en el despliegue obtenido con la herramienta de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI en la zona inferior. En este pozo, los registros de fluido libre y adherido de alta resolución anticorrelacionan y se compensan mutuamente en tal medida, que el registro de alta resolución de porosidad total proporciona escasa indicación de las laminaciones. Los cálculos individuales de CPMG mejoran la resolución, lo que resulta más evidente en la sección comprendida entre X100 pies y X120 pies. Los registros CMR de alta resolución en la zona superior entre XX90 pies y X100 pies se superponen con los registros procesados en forma tradicional y muestran poca evidencia de la existencia de estratos laminados. Este ejemplo demuestra que, mediante esta novedosa técnica de procesamiento, se pueden obtener registros de RMN de alta resolución corriendo la herramienta CMR-Plus a altas velocidades de perfilaje. Las laminaciones de entre 4 y 6 pulgadas [10 a 15 cm] son detectables y es posible localizar con precisión las zonas de producción de alta porosidad, ubicadas entre los estratos de lutitas. Tiempo...y aumento de T 2 ó FFV/BFV Permeabilidad y la señal de T 2 de RMN. En la hilera superior se observa una serie de señales de RMN hipotéticas envolventes del decaimiento de la amplitud del eco para porosidades y permeabilidades en aumento, en las cuales el tiempo de decaimiento de T 2 permanece constante. La hilera inferior muestra una serie de señales en las cuales la porosidad se mantiene constante, pero el tiempo de decaimiento de T 2 y la permeabilidad calculada aumentan de izquierda a derecha. El área comprendida bajo la envolvente del decaimiento de la amplitud del eco y la permeabilidad calculada, aumentan con la porosidad y el tiempo de decaimiento. < Correlación de un registro de NMR de alta resolución (AR) con imágenes FMI. En los Carriles 1 a 3, los registros tradicionales de fluido adherido, fluido libre y porosidad total, procesados con apilamiento de cinco niveles de profundidad (negro), se comparan con curvas de alta resolución (verde) y con las correspondientes estimaciones derivadas de CPMG (rojo). Los registros de porosidad derivados del neutrón (azul) y la densidad (rojo) se observan en el Carril 4 y los registros de resistividad profunda (rojo) y somera (verde) se observan en el Carril 5. Por encima de la zona tope, entre XX90 y X100 pies, los registros de alta resolución no presentan características especiales y se superponen con los registros promediados. No obstante, en la zona inferior desde X100 a X120 pies, los registros de alta resolución muestran un aumento de actividad, debido a la presencia de laminaciones finas que aparecen en la imagen FMI del Carril 6. Nótese que los registros de fluido adherido y fluido libre anticorrelacionan y se compensan entre sí, lo cual origina un registro de porosidad total que presenta poca indicación de las laminaciones. Las fluctuaciones sustanciales en el fluido libre y el fluido adherido en la sección inferior, concuerdan con las laminaciones que aparecen en la imagen FMI. < Prof, pies Rayos gamma XX90 X100 X110 X120 Volumen de fluido adherido Una sola CPMG 5 niveles AR Volumen de fluido libre Una sola CPMG 5 niveles AR Porosidad total Una sola CPMG 5 niveles 40 u.p u.p u.p. 0 AR Porosidad del densidad Porosidad neutrón 40 u.p. 0 Resistividad 90 pulg Fluido libre de AR Distribución de T 2 R xo 0.2 ohm.m 2000 FMI Fluido adherido de AR 40 u.p mseg Oilfield Review12 Permeabilidad medida, md RSR (suma de los ecos)/rsr (primer eco) 10, R 2 = 0.95 T 2 = 0.01 seg N Σeco(n) n = 1 10, ,000 Suma de lo ecos T 2 = 0.05 seg T 2 = 0.1 seg T 2 = 0.2 seg Indicador de permeabilidad T 2 = 0.6 seg T 2 = 0.4 seg ,000 Número de ecos > Indicador de permeabilidad de RMN de alta resolución. El nuevo indicador es simplemente la suma de las amplitudes del eco (arriba) y es directamente proporcional al área de la envolvente de decaimiento del eco. El indicador de permeabilidad de alta resolución por suma de ecos, se compara con las permeabilidades medidas en el laboratorio sobre 30 muestras de núcleos provenientes de cuatro pozos de diferentes partes del mundo (centro). La correlación lineal (R 2 = 0.95) es adecuada para más de seis órdenes de magnitud y concuerda con la de las transformaciones de permeabilidad basadas en las mediciones de RMN convencionales. La curva de alta resolución que aparece en la gráfica fue calibrada para una suma de 600 ecos. El prefactor y el exponente utilizados en el cálculo, se ajustan de acuerdo con las condiciones locales. El aumento de la relación señalruido (RSR, abajo) y, por lo tanto, el número óptimo de ecos utilizados en el cálculo, depende de la tasa de decaimiento de la señal de T 2 propia de la formación. Indicador de permeabilidad de alta precisión Otro aporte importante del perfilaje de RMN, lo constituye su capacidad de obtener una medición continua de la permeabilidad. En las formaciones con laminaciones delgadas, la permeabilidad puede variar en órdenes de magnitud en pocos centímetros de distancia. En estas condiciones, es importante obtener un cálculo continuo de la permeabilidad con la mayor resolución vertical posible. Las dos transformaciones de permeabilidad más utilizadas hoy en día basadas en mediciones de RMN, son la ecuación de Timur-Coates y la ecuación de SDR (Schlumberger-Doll Research Center) (página anterior, arriba a la izquierda). La ecuación de Timur-Coates calcula la permeabilidad utilizando la porosidad total y la relación entre el volumen de fluido libre y el volumen de fluido adherido (FFV y BFV, por sus siglas en Inglés respectivamente). La transformación de SDR se basa en la media logarítmica de T 2 y la porosidad total. Si bien se puede utilizar el método de porosidad de alta resolución comentado anteriormente para derivar la permeabilidad de SDR y de Timur-Coates de alta resolución, existe una forma alternativa que puede ofrecer mejores resultados en ambientes con alto nivel de ruido. Se ha observado que la suma de todas las amplitudes de los ecos es proporcional al producto de la porosidad y el promedio de T 2. Esta suma, a su vez, correlaciona con la permeabilidad (página anterior, al centro). 7 Además, la suma de los ecos tiene una relación señal-ruido elevada de manera que se puede interpretar sin apilamiento, con lo cual se obtiene una medición con mayor resolución vertical. El nuevo indicador de permeabilidad RMN de alta resolución, se deriva de la suma de las amplitudes de los ecos y es directamente proporcional al área comprendida dentro de la envolvente de decaimiento del eco (izquierda). La resolución vertical alcanzable con esta técnica novedosa es igual a la apertura de la antena de la herramienta, más la distancia recorrida durante una secuencia CPMG, más el tiempo de polarización. La resolución vertical así obtenida, por lo general, es de 7 a 9 pulgadas [18 a 23 cm] para la herramienta CMR-Plus. 7. Sezginer A, Cao Minh C, Heaton N, Herron M, Freedman R y Van Dort G: An NMR High-Resolution Permeability Indicator, Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo NNN. Invierno de13 En un caso observado en la formación de yeso Ekofisk en el Mar del Norte, se puede apreciar la excelente resolución vertical del nuevo indicador de permeabilidad, obtenido por la suma de amplitudes del eco (derecha). A pesar de la creencia generalizada de que las formaciones de yeso son homogéneas, las imágenes obtenidas en este pozo con la herramienta FMI revelan la existencia de laminaciones sutiles. Tanto en los registros de rayos gamma, como en los registros de densidad-neutrón y en el registro estándar de permeabilidad calculado con la transformación de SDR con cinco niveles de apilamiento y resolución de 30 pulgadas [76 cm], no se observa ninguna indicación de la existencia de estas laminaciones. Sin embargo, el registro indicador de permeabilidad de alta resolución, presenta evidentes variaciones de permeabilidad que se corresponden con las laminaciones observadas en las imágenes obtenidas con la herramienta FMI. Prof, pies X410 X420 X430 X440 X450 Rayos FMI Mapa de Permeabilidad Porosidad T 2 gamma permeabilidades Indicador de de alta resolución del densidad (API) de alta permeabilidad resolución Permeabilidad Porosidad de alta resolución estándar neutrón md u.p mseg 3000 Mejoramiento de los tratamientos de estimulación de pozos Los pozos terminados en yacimientos de baja a moderada permeabilidad, con frecuencia requieren, estimulación por fracturación hidráulica para asegurar la rentabilidad de la producción. Dado que el tratamiento de fracturación por lo general representa el costo más alto asociado con la terminación, los operadores tratan de encontrar los métodos de estimulación que resulten más efectivos desde el punto de vista económico. La efectividad de un tratamiento de estimulación puede verse sumamente afectada por la permeabilidad del yacimiento. Tradicionalmente, para diseñar las terminaciones de los pozos se utilizan datos de permeabilidad obtenidos a partir de núcleos completos, núcleos laterales (testigos laterales, muestras de pared) rotativos y núcleos de percusión, en combinación con las pruebas de presión transitoria y el ajuste de los datos con la historia de producción. La documentación de las historias de producción es demorosa y sólo resulta de utilidad para terminaciones de remediación. Por otra parte, la adquisición de núcleos implica riesgos mecánicos, y a menudo resulta sumamente costosa. Con frecuencia, el análisis de los núcleos en el laboratorio no representa exactamente las condiciones de permeabilidad en el fondo y, en el mejor de los casos, sólo 8. Fairhurst DL, Marfice JP, Seim MR y Norville MA: Completion and Fracture Modeling of Low-Permeability Gas Sands in South Texas Enhanced by Magnetic Resonance and Sound Wave Technology, artículo de la SPE 59770, presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE CERI, Calgary, Alberta, Canadá, Abril 3-5, > Formación de yeso Ekofisk en el Mar del Norte. La imagen FMI en el Carril 2 muestra la presencia de muchos estratos de yeso delgados y laminados entre X410 y X450 pies. En la imagen FMI, el color amarillo pálido indica un yeso de alta resistividad y baja porosidad y el marrón oscuro indica un yeso con mayor conductividad y mayor porosidad. El registro del indicador de permeabilidad de alta resolución (azul) aparece en el Carril 4. La imagen de permeabilidad en el Carril 3 se deriva del registro del indicador de permeabilidad de alta resolución y concuerda con la imagen FMI. En la imagen de permeabilidad, el color amarillo pálido indica yeso de baja permeabilidad y el marrón oscuro indica mayor permeabilidad. Las distribuciones de T 2 se observan en el Carril 6. Tanto el registro de rayos gamma (negro) en el Carril 1, como los registros de porosidad derivada del densidad (rojo) y el neutrón (azul) en el Carril 5, y el registro convencional de permeabilidad de RMN con apilamiento de cinco niveles (líneas negras), que aparece en el Carril 4, presentan pocas indicaciones de la existencia de estas laminaciones. proporciona una pequeña muestra que podría no ser representativa de la zona de interés. El método preferido para el análisis de la presión transitoria comprende un período de fluencia, seguido de un período de cierre y de restauración de la presión, lo que implica una dotación numerosa de personal y elevados costos de equipamiento. Por otra parte, hay que considerar los gastos de bajar las tuberías de producción en potenciales trabajos de reparación, además de la demora en la producción posterior a la estimulación a causa de una prueba de presión. Dado que los datos de permeabilidad por lo general son dispersos, el ingeniero responsable de la estimulación puede deducir una permeabilidad compuesta. Esta es, por lo general, una permeabilidad promediada volumétricamente, que en algunos casos se obtiene a partir de muestras no representativas de zonas de interés o zonas de alta permeabilidad. Además, cuando no se dispone de datos de permeabilidad detallada y continua, a menudo se opta por diseñar una fractura en una sola etapa, tomando como base el promedio de la resistencia de la roca y la permeabilidad de esa zona. Con frecuencia, el resultado es un diseño inadecuado de la fractura. Por ejemplo, un diseño de estimulación poco óptimo o incorrecto basado en la permeabilidad compuesta, podría resultar en una fractura de longitud insuficiente y con una gran extensión vertical y poco práctica. Un diseño óptimo requiere un conducto estrecho y profundo que penetra en la formación. Para perfeccionar los modelos de estimulación hidráulica y superar las limitaciones tradicionales inherentes a la obtención de datos de permeabilidad, los ingenieros de estimulación y los operadores han investigado métodos para calcular los perfiles de permeabilidad en forma confiable con herramientas de perfilaje. 8 Si se comprende la distribución de la permeabilidad de alta resolución en la zona de producción, se logra optimizar el tratamiento de estimulación, porque 10 Oilfield Review14 pueden mapearse las vetas de mayor permeabilidad e incluirse correctamente en el diseño de la fracturación. La permeabilidad derivada de mediciones de RMN puede proporcionar información precisa y continua en un programa de diseño de estimulación de múltiples capas, como el programa de estimulación FracCADE. La permeabilidad gobierna el transporte de fluido que desaparece o se pierde dentro de la cara recién abierta o expuesta de la fractura durante una operación de estimulación por fracturación. El parámetro que gobierna la pérdida de fluidos resulta crítico para el diseño de la fractura. Si se fija un parámetro demasiado elevado, se bombea demasiado fluido, con lo cual se desperdicia apuntalante (agente de sostén) y fluido y, además, se incurre en costos innecesarios. Si, por el contrario, se fija un parámetro de pérdida demasiado bajo, puede producirse un taponamiento o enarenamiento, con lo cual la longitud de la fractura resultará insuficiente y la producción se verá reducida; además de los riesgos mecánicos para la integridad de la terminación y el desperdicio del apuntalante. Es importante contar con los datos de permeabilidad correctos. La permeabilidad puede cambiar fácilmente por varios órdenes de magnitud dentro de un mismo estrato de arena, aún cuando la porosidad se mantenga constante. La empresa Kerns Oil and Gas, Inc. ha utilizado mediciones de porosidad y permeabilidad total, obtenidas con la herramienta CMR para proporcionar parámetros críticos, como los datos para sus diseños de estimulación destinados a arenas cerradas (duras o de baja permeabilidad) de pozos de gas ubicados en el sur de Texas, EUA. Por ejemplo, se prepararon dos diseños de estimulación por fracturación realizados con el programa FracCADE para un mismo pozo (derecha). En ambos diseños, se considera la misma resistencia de la roca y cantidades equivalentes Profundidad, pies X4800 X4900 X5000 X5100 X Esfuerzo, lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Largo de la fractura, pies X4800 de fluido y de apuntalante. En el primer caso se incorporaron datos de permeabilidad tradicionales, obtenidos a partir de núcleos laterales y datos publicados. Como resultado, se obtuvo el diseño de una fractura alta y corta, no adecuada para lograr una producción efectiva. La extensión lateral de la fractura es de 600 pies [183 m] dentro del yacimiento. El segundo diseño, basado en los datos de permeabilidad de RMN obtenidos en forma continua, presenta una fractura más larga que penetra en la formación hasta una profundidad de 800 pies [244 m] con un apuntalamiento efectivo dentro de la formación de por lo menos el doble del obtenido en el primer diseño. De no haber contado con los datos de permeabilidad de RMN de alta calidad, el ingeniero encargado de la estimulación se habría engañado por los resultados de la simulación, como ocurrió en el primer modelo. Para alcanzar la longitud deseada de la fractura, era necesario incrementar el programa de bombeo, es decir, utilizar mayores tasas (gastos, caudales) de bombeo y mayores volúmenes de fluido y de apuntalante, con lo cual el trabajo de estimulación resultaría más costoso y menos eficiente. La posibilidad de que se produzca un taponamiento es mucho más alta cuando el trabajo se encuentra sobredimensionado. Gracias a los perfiles detallados de permeabilidad versus profundidad de los registros de RMN, la compañía Kerns Oil and Gas ha logrado establecer un récord extraordinario de Mayor concentración del apuntalante (continúa en la página 14) Largo de la fratura 600 pies Concentración del apuntalante < 0.0 lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie 2 > 0.8 lbm/pie 2 Diseños de estimulación. Se utilizó el programa FracCADE para comparar dos diseños de estimulación por fractura en una formación cerrada de arena con gas. En el primer diseño (arriba) se utilizaron los datos de permeabilidad provenientes de las muestras de núcleos y el conocimiento local. La permeabilidad estaba sobrestimada por un factor de 10, lo cual dio como resultado una fractura excesivamente alta y corta, no adecuada para lograr una producción óptima. En el segundo diseño (abajo), basado en los datos continuos de registros de permeabilidad de RMN, se obtuvo una fractura más larga, 800 pies [244 m], y de altura limitada, más adecuada para mejorar la producción de gas. En el segundo diseño el apuntalante penetró la formación el doble de la distancia prevista para el primer caso. < Profundiodad, pies X4900 X5000 X5100 Largo de la fratura 800 pies Mayor concentración del apuntalante Concentración del apuntalante < 0.0 lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie lbm/pie 2 > 0.8 lbm/pie 2 X Esfuerzo, lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Largo de la fractura, pies Invierno de15 Fundamentos de los registros de RMN Las modernas herramientas de registros de resonancia magnética nuclear (RMN) utilizan potentes imanes permanentes para crear un intenso campo magnético estático (B 0 ) de polarización dentro de la formación. Los núcleos de los átomos de hidrógeno (protones) del agua y de los hidrocarburos, poseen una carga eléctrica positiva que al rotar sobre sí mismos generan débiles campos magnéticos, comportándose como pequeñas agujas imanadas. Cuando el intenso B 0 de la herramienta atraviesa una formación que contiene fluidos, sus protones se alinean a lo largo de B 0, como lo hace la aguja de una brújula. Este proceso da origen a la magnetización, que aumenta en forma exponencial, alcanzando un valor de equilibrio, con una constante de tiempo T 1, y que se mantiene mientras continúe presente B 01. El pulso de radiofrecuencia, que es también generado por la misma herramienta, produce la rotación de los protones, que se traduce en idéntica rotación de la magnetización, hacia, por ejemplo, el plano perpendicular o transversal a B 0. Esta magnetización, inmediatamente luego de concluido el pulso, comienza un movimiento de precesión alrededor de B 0, de la misma manera que un trompo adquiere el movimiento de precesión en el campo gravitacional terrestre. La frecuencia de precesión, denominada frecuencia de Larmor, es proporcional a la intensidad de B 0. La precesión de la magnetización genera un campo magnético oscilante que, a esta frecuencia, induce un pequeño voltaje la señal nuclear que por lo general es de unos pocos microvoltios, y que es convenientemente amplificada por la herramienta. La amplitud total de la señal mide el contenido total de hidrógeno, o porosidad, de la formación. La velocidad o tasa de decaimiento de la señal se denomina tiempo de relajación transversal, T 2, y es la segunda medición clave de RMN, porque depende del ambiente en el que se encuentra el fluido, es decir, de la distribución de tamaño de poros. La variable T 2 es la constante de tiempo que caracteriza el decaimiento de la componente transversal de la magnetización. Depende de tres factores: la relajación intrínseca del fluido; la relajación superficial, que es un efecto ambiental; y la relajación derivada de la difusión en un gradiente de B 0, que es una combinación de efectos ambientales y de la herramienta. Además, la componente transversal de la magnetización desaparece rápidamente debido a las inhomogeneidades de B 02. Este proceso se conoce como el decaimiento de la inducción libre, y la secuencia de pulsos de Carr-Purcell-Meiboom- Gill (CPMG) se utiliza para compensar el rápido decaimiento de la inducción libre, producida por dichas inhomogeneidades 3. Las tres contribuciones a T 2 desempeñan una función importante en el uso de la distribución de T 2 para su aplicación en registros de pozos. Por ejemplo, la contribución de la relajación intrínseca del fluido se debe principalmente a la interacción magnética entre los protones de las moléculas del fluido, la que a menudo se denomina interacción espín-espín. El movimiento molecular del agua y del petróleo liviano es rápido, de manera que la relajación es ineficiente y da origen a T 2 largos. Sin embargo, a medida que los líquidos se tornan más viscosos, los movimientos moleculares se hacen más lentos. Es por eso que los campos magnéticos que fluctúan debido a su movimiento relativo, se acercan a la frecuencia de precesión de Larmor y las interacciones de relajación magnética espín-espín se vuelven mucho más efectivas, dando origen a T 2 cortos. De esta manera se puede identificar el betumen y los petróleos viscosos, puesto que sus T 2 son menores que los del petróleo liviano o del agua. Los fluidos que se encuentran cercanos o en contacto con la superficie de los granos, relajan mucho más rápido que aquellos alejados de dichas superficies. Debido a las complejas interacciones magnéticas que ocurren entre los protones de los fluidos y los átomos de impurezas paramagnéticas en la superficie de los granos, existe una alta probabilidad caracterizada por el parámetro de relajación de la superficie de que el protón relaje rápidamente cuando se encuentra próximo a la superficie de los granos. Para que el proceso de relajación superficial sea la contribución dominante a T 2, los protones deben interactuar con la superficie del poro, y esto lo logran gracias al proceso de difusión que se origina en el movimiento browniano. Es claro que a menor tamaño de poro en la formación, mayor es la frecuencia con la que los protones "visitan" e interactuan con la superficie del poro, dando origen de esta forma a T 2 más cortos. Este es el fundamento en base al cual se puede afirmar que la distribución de T 2 está estrechamente vinculada con la distribución de tamaño de poros. Tradicionalmente, la porosidad total que se observa en las formaciones se origina en tres componentes principales: la porosidad del fluido libre, con T 2 largos; el agua ligada a los capilares, con T 2 superior a 3 mseg y menor que el T 2 de corte para el fluido libre; y, por último, el agua adherida a la arcilla con T 2 cortos inferiores a 3 mseg. Debido al perfeccionamiento tecnológico de las herramientas de RMN que tuvo lugar durante la última década, el menor espaciamiento entre los ecos permite determinar más componentes de la porosidad, incluyendo la señal del agua adherida a la arcilla. Actualmente, por ejemplo, las herramientas CMR-200 y CMR-Plus pueden medir T 2 desde 0.3 mseg mientras se realiza la operación de perfilaje en forma continua, y desde 0.1 mseg durante mediciones estacionarias. La relajación debida a la difusión en el gradiente del campo B 0 es una técnica que se utiliza con frecuencia para diferenciar el petróleo del gas 4. Teniendo en cuenta que los protones se mueven en forma aleatoria en el fluido, todo gradiente de un campo magnético 12 Oilfield Review16 Agua adherida a las arcillas Distribución de T 2 Agua ligada a capilares Fluidos producibles Arenisca provocará una compensación incompleta con la secuencia de pulsos y ecos de CPMG. Por ejemplo, entre los pulsos de la secuencia CPMG, algunos protones se desplazarán debido al movimiento browniano desde una región a otra de diferente B 0, con lo cual se modificarán sus frecuencias de precesión y, en consecuencia, sus fases relativas no podrán ser reajustadas correctamente. De esta forma se produce un incremento con el que se anula la componente transversal de la magnetización, es decir, la difusión de los protones produce un acortamiento de T 2. El gas tiene una alta movilidad comparado con el petróleo y el agua, y por lo tanto, la señal de RMN de los protones del gas muestra un mayor efecto de la difusión. Es importante saber que no se requiere un gradiente de campo magnético uniforme para explotar el efecto de difusión en el gradiente. Para poder diferenciar el gas del petróleo y del agua, todo lo que se necesita es un volumen de gradiente bien definido T 2, mseg Porosidad total CMR Porosidad CMR de 3 mseg Porosidad CMR de fluidos libres > Utilización de la distribución de T2 (abajo) para identificar los componentes de los fluidos (arriba) en los yacimientos de areniscas. En las rocas de areniscas mojadas por agua, la distribución del tiempo T 2 refleja la distribución de tamaño de poros en la formación. Los fluidos que serán producidos son el agua libre (azul claro) y las acumulaciones de petróleo (verde) alojado en los poros más grandes. El agua libre y el petróleo aportan los componentes de T 2 más largos. El agua ligada a los capilares (azul oscuro) se mantiene adherida a los granos de arena por tensión superficial y no se podrá extraer. El agua adherida a las arcillas (negro) tampoco se producirá. Los componentes con T 2 más cortos provienen del agua irreducible que se encuentra más estrechamente adherida a las superficies de los granos. 1.La constante de tiempo para el proceso de polarización, T 1, se conoce tradicionalmente como tiempo de relajación espín-red. Este nombre proviene de la RMN de estado sólido, en donde la red cristalina intercambia energía con el sistema de espines. 2. El rápido decaimiento que se observa, denominado decaimiento de inducción libre, se debe a la acción combinada de los mecanismos reversibles (inhomogeneidades del B 0 ) e irreversibles (interacción espín-espín) a la relajación transversal. 3.Las herramientas actuales utilizan la secuencia CPMG, por Carr, Purcell, Meiboom y Gill. Phys. Rev. 94, , (1954). 4. Akkurt R, Vinegar HJ, Tutunjian PN y Guillory AJ; NMR Logging of Natural Gas Reservoirs, The Log Analyst 37, (1996). 5. Flaum C, Guru U y Bannerjee S: Saturation Estimation from Magnetic Resonance Measurements in Carbonates, Transactions of the SPWLA 41 st Annual Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 4-7 (2000). Artículo HHH. Invierno de17 Pozo Formación Pre-estimulación Estimación a partir de predicciones FracCADE Post-estimulación San Miguel San Miguel San Miguel Olmos Olmos Olmos San Miguel 100 Mpc/D 800 Mpc/D y 25 bppd 1000 Mpc/D y 20 bppd Sin entrada Sin entrada Sin entrada Sin entrada 400 Mpc/D 1200 Mpc/D 1600 Mpc/D 200 Mpc/D 350 Mpc/D 500 Mpc/D 300 Mpc/D 500 Mpc/D 1550 Mpc/D y 200 bppd 2000 Mpc/D y 45 bppd 410 Mpc/D 370 Mpc/D 330 Mpc/D 320 Mpc/D y 18 bppd 8 Olmos Sin entrada 300 Mpc/D 340 Mpc/D > Resultados de producción de pozos utilizando datos de registros de RMN. Antes de la estimulación, varios pozos no fluían. La producción estimada utilizando las permeabilidades derivadas del registro de RMN, coincide con la producción observada después de la estimulación. 92% de éxito en alcanzar o superar sus objetivos de producción mediante tratamientos de estimulación (arriba). En ciertos casos, el costo que implica recolectar todos los datos para optimizar la geometría de la fractura no permite su total implementación, lo cual conduce a una estimulación por debajo de los niveles óptimos. En estas circunstancias, los datos continuos de permeabilidad de RMN, le permiten al ingeniero de estimulación considerar diseños de estimulación por capas. Por ejemplo, las zonas de mayor permeabilidad pueden ser estimuladas en forma efectiva con una fractura más pequeña, más corta y de menor costo, para obtener resultados inmediatos de producción. Posteriormente, una vez que esta zona ha estado en producción por un cierto tiempo, la presión del yacimiento en la zona de alta permeabilidad disminuye, con lo cual se produce un aumento en el contraste de las tensiones entre la zona de gas y las capas de lutita. Este aumento en el contraste de las tensiones permite realizar una segunda fractura de estimulación, que penetre una mayor profundidad en la zona de menor permeabilidad, sin riesgo de aumentar la altura de la fractura. El enfoque descripto fue aplicado por Conoco durante la ejecución de un proyecto destinado a comprender el impacto económico del uso de datos continuos de permeabilidad de RMN en proyectos de estimulación por fracturación hidráulica. 9 Se utilizó un modelo económico basado en el valor actual neto (VAN) para probar la sensibilidad de las diferentes variables en la optimización de la fractura (véase "Riesgos medidos," página 22). En uno de los pozos, un diseño tradicional en una sola etapa consumía 288,192 galones [1090 m 3 ] de fluido y 935,216 lbm [ kg] de apuntalante para alcanzar la longitud óptima de la fractura de 795 pies [242 m], a un costo de $320,000. La recuperación estimada en el término de tres años sería de un total de 2200 MMpc [62 millones de m 3 ] de gas. Se comenzó por realizar un pequeño tratamiento de estimulación en la zona de alta permeabilidad, seguido de un segundo tratamiento en la zona de menor permeabilidad: los dos tratamientos hipotéticos utilizaban un total de 186,383 galones [705 m 3 ] de fluido y 438,079 lbm [198,713 kg] de apuntalante. La longitud de la fractura en la primer zona fue de 388 pies [118 m] y la segunda alcanzó 1281 pies [390 m], a un costo total de $254,000. La recuperación de las reservas estimada en tres años sería de 2500 MMpc [70 millones de m 3 ] de gas (abajo). El diseño de la simulación en dos etapas, utilizando datos de permeabilidad continua de RMN, da como resultado una reducción en los costos de $66,000, además de un aumento de la producción acumulada de 292 MMpc de gas, lo que equivale aproximadamente a $1.5 millones a los precios actuales Producción acumulada con diseños de estimulación tradicionales y basados en mediciones de RMN. Para calcular la producción acumulada se utilizó el software ProCADE, sobre la base del espesor neto de la zona, la presión estática de fondo y la permeabilidad. La curva roja muestra la producción acumulada basada en los cálculos de permeabilidad compuesta tradicional y en un diseño de estimulación por fractura en una sola etapa. La curva verde se basa en los datos continuos de permeabilidad de RMN y en un diseño de estimulación en dos etapas. < Producción acumulada, MMpcs Permeabilidad compuesta Tiempo, días Permeabilidad medida en forma continua 14 Oilfield Review18 Permeabilidad derivada del registro CMR en el Mar del Norte. El Carril 1 contiene la porosidad derivada del CMR subdividida en petróleo (rojo), agua ligada a los capilares (verde), agua adherida a las arcillas (blanco) y agua producible (azul). El Carril 2 contiene el análisis de saturación basado en la integración de los datos del CMR, con las mediciones de resistividad que muestran la saturación de agua producible (verde) y la saturación total del agua (curva azul). La permeabilidad derivada del CMR se observa en el Carril 3. La permeabilidad medida en el laboratorio (amarillo) corresponde a las muestras de los núcleos (círculos rojos). El Carril 4 muestra la capacidad de flujo normalizada a través de las tres zonas del yacimiento. < La combinación de los datos de registros continuos de permeabilidad de RMN, con los diseños de estimulación por fracturación hidráulica, es uno de los objetivos de la iniciativa PowerSTIM; tema que será tratado en un próximo número de Oilfield Review. Predicción del flujo de un yacimiento Los datos petrofísicos cuantitativos se aplican cada vez más en los simuladores numéricos utilizados para el manejo de los yacimientos. 11 BG International y Phillips Petroleum, por ejemplo, u- tilizaron mediciones de la herramienta CMR para predecir las características del flujo de un pozo u- bicado en la zona central del Mar del Norte. En primer lugar, se compararon los análisis de laboratorio de RMN y análisis convencionales realizados sobre los núcleos, con el fin de optimizar un nuevo algoritmo para estimar la permeabilidad a partir de mediciones de RMN. En el nuevo algoritmo se utilizaron los valores de la porosidad total y el agua irreducible derivados del registro CMR, para determinar la permeabilidad en forma continua a través de todo el espesor del yacimiento (arriba). A partir de allí, se determinó el comportamiento Capacidad de flujo, fracción del kh total Unidad de flujo con baja capacidad de flujo y baja capacidad de almacenamiento. Sello del yacimiento. Unidad de flujo con alta capacidad de flujo y baja capacidad de almacenamiento. Unidad de flujo con baja capacidad de flujo y alta capacidad de almacenamiento. Se pueden formar barreras deflectoras si se extiende lateralmente Capacidad de almacenamiento, fracción del volumen poroso con hidrocarburos por el espesor Profundidad, pies Porosidad, u.p. Saturación, % Permeabilidad, md Perfil de flujo normalizado XX560 XX660 XX760 XX860 XX960 XY060 del flujo del yacimiento en una gráfica comparativa de la capacidad de flujo, definida como el producto de la permeabilidad y el espesor, con la capacidad de almacenamiento definida como el producto del volumen poroso con hidrocarburo y el espesor. Esta herramienta gráfica, que se conoce como gráfica de Lorenz, proporciona una guía de la cantidad de unidades de flujo que se necesitan para mejorar el esquema geológico (abajo). Los resultados muestran que la zona inferior del pozo, la Zona A, contaba con el 17% de la capacidad total de almacenamiento y el 74% de la capacidad de flujo. La Zona B contenía el 60% de Unidades de flujo Zona A Zona B Zona C Zona C Zona B Zona A la capacidad de almacenamiento y el 24% de la capacidad de flujo. A la zona sperior, Zona C, correspondía el 23% de la capacidad de almacenamiento pero sólo el 2% de la capacidad de flujo. Estos resultados indican que cuando se inicie la producción del pozo, la tasa de flujo inicial declinará en forma abrupta a medida que se agote la Zona A. El rendimiento del pozo a largo plazo estará determinado por la producción proveniente de las Zonas B y C. Por otra parte, un análisis 9. Kerchner S, Kaiser B, Donovan M y Villareal R: Development of a Continuous Permeability Measurement Utilizing Wireline Logging Methods and the Resulting Impact on Completion Design and Post Completion Analysis, artículo de la SPE 63259, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, El 21 de Septiembre de 2000 el precio del gas era de aproximadamente $5.28/Mpc. 11. Gunter GW, Finneran JM, Hartmann DJ y Miller JD: Early Determination of Reservoir Flow Units Using an Integrated Petrophysical Method, artículo de la SPE 38679, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, Gráfica de Lorenz comportamiento del flujo basado en la permeabilidad derivada del CMR. La forma de la gráfica indica el comportamiento del flujo del pozo y del yacimiento. Los segmentos que presentan pendientes pronunciadas tienen un mayor porcentaje de la capacidad de flujo del yacimiento con respecto a la capacidad de almacenamiento, y por definición tienen una mayor tasa de producción del yacimiento. Los segmentos con pendientes planas, tienen una mayor capacidad de almacenamiento, pero poca capacidad de flujo y, por lo tanto, pueden generar barreras deflectoras en el yacimiento si se extienden en sentido lateral. En forma similar, los segmentos que no presentan ni capacidad de flujo ni de almacenamiento, constituyen sellos del yacimiento si se extienden en sentido lateral. Las unidades de flujo individuales (eje vertical derecho) se pueden identificar a partir de la ubicación de los puntos de inflexión. Estas gráficas permiten definir el número mínimo de unidades de flujo que conviene utilizar en el desarrollo de los modelos del yacimiento. < Invierno de19 Puntos MDT tomados del registro CMR en zonas de alto contenido de fluido libre Mejoramiento de la eficiencia en la obtención de muestras y medición de datos de presión. Tanto en los registros de resistividad del Carril 1, como en los registros de densidad (rojo), porosidad total CMR (línea continua negra) y porosidad derivada del neutrón (línea punteada negra) del Carril 2, se observan pocas variaciones a través de esta formación de arenas y lutitas no consolidadas. Sin embargo, existe una variación considerable en el volumen del fluido libre (violeta) en el Carril 2, lo cual hace más fácil la identificación de las zonas de alta permeabilidad. En el Carril 1 los cálculos de permeabilidad de RMN derivados de la transformación de Timur-Coates (línea punteada azul) y la transformación de SDR (línea continua azul), concuerdan con la movilidad del fluido determinada por las mediciones de caída de presión obtenidas con la herramienta MDT (círculos azules). En el Carril 3 se observan las distribuciones de T 2 del CMR. Las muestras MDT fueron seleccionadas en los puntos de la formación que presentaban las mejores estimaciones de permeabilidad en el registro de RMN. < Permeabilidad SDR Fluido libre Valor de corte de T 2 = 33 mseg Permeabilidad de Timur-Coates 0.1 md 10,000 Resistividad profunda, LLD Porosidad CMR de 3 mseg Porosidad total CMR 0.3 mseg 3000 Distribución de T 2 Herramienta CMR Resistividad somera Porosidad del densidad 0.01 ohm-m 1000 Porosidad neutrón 50 u.p. 0 Agua adherida a las arcillas Herramienta MDT Agua ligada a los capilares Zona de interés detallado de la gráfica indica que convendría utilizar un mínimo de diez unidades de flujo en el desarrollo del modelo del yacimiento. Los valores de permeabilidad y porosidad derivados de la herramienta CMR, permitieron definir la capacidad de flujo y de almacenamiento de cada una de estas diez unidades de flujo. RMN y ensayadores de formación operados a cable Se encuentra muy difundido el uso de los ensayadores o probadores de formación operados a cable para la evaluación de los fluidos y de la producibilidad de las formaciones. 12 Las herramientas de perfilaje, como el Ensayador Modular de la Dinámica de la Formación MDT, proveen estimaciones de la permeabilidad en cada zona productiva, basadas en mediciones de la presión dinámica de fluencia, la presión estática y la tasa de producción de fluido. Tanto las muestras de fluido, como las mediciones de permeabilidad y de presión obtenidas con estos dispositivos, a menudo proporcionan una primera apreciación de la producibilidad del pozo. En algunos estudios en los que se utilizó la herramienta MDT, se observa que el Analizador Óptico de Fluidos OFA, tiene la capacidad de tipificar, en sitio, el crudo en términos de la relación gas/petróleo, la densidad API y la coloración. La herramienta MDT también permite determinar el comportamiento de la presión, el volumen y la temperatura (PVT) de las reservas en el lugar. 13 Para poder planificar el desarrollo eficiente de un campo, resulta esencial conocer estas propiedades. En el proceso de muestreo, es muy importante la selección de la zona, ya que el objetivo consiste en obtener una muestra representativa del fluido del yacimiento. Los perfiles obtenidos con el ensayador de formación operado a cable, requieren mediciones estacionarias y tiempos de bombeo prolongados, para eliminar la invasión de los filtrados de lodo y garantizar que las muestras obtenidas del fluido de la formación sean aptas para el análisis PVT. Tanto los registros convencionales de resistividad, densidad y porosidad, así como los datos de núcleos contribuyen a identificar las potenciales zonas de producción. Sin embargo, resulta fundamental identificar correc- > Combinación de registros de RMN con pruebas de la formación en el fondo del pozo con la herramienta MDT. Si se seleccionan los puntos de ensayo (pruebas) de la formación y los puntos de muestreo sobre la base de los datos de los registros de RMN, el margen de error se ve reducido cuando las dos herramientas se corren en forma conjunta. Además de mejorar la eficiencia, se reduce el riesgo de deterioro de las condiciones del pozo. El indicador de permeabilidad de alta resolución CMR, permite identificar las vetas permeables y la posición de las zonas de interés para la herramienta MDT. tamente las zonas permeables; de lo contrario, el ensayador no podrá obtener ningún fluido de la formación, o el proceso de obtención de la muestra llevará demasiado tiempo. Con el fin de mejorar la eficiencia de la toma de muestras, se pueden utilizar mediciones de permeabilidad de RMN para seleccionar las zonas más productivas (arriba a la derecha). Los registros de fluido libre y adherido obtenidos con la herramienta CMR, también pueden contribuir a determinar los puntos más adecuados para obtener mediciones de presión MDT y muestras. Los 16 Oilfield Review20 datos CMR de alta resolución, resultan sumamente efectivos en las secuencias laminadas, mientras que los registros de permeabilidad CMR de alta resolución constituyen el método recomendado para determinar el programa de muestreo MDT en muchas situaciones. Por ejemplo, en una región del área marina de China resultaba problemático obtener datos de presión debido a la obturación de la sonda en las formaciones de arenas arcillosas no consolidadas (página anterior a la izquierda). 14 Si bien los datos de resistividad y porosidad derivada del registro Prof, pies Rayos gamma API 0 XX200 XX250 XX300 XX350 XX400 XX450 Permeabilidad CMR A B C D E F G H I densidad-neutrón no presentaban grandes variaciones a través de la formación, en los perfiles de fluido libre y fluido adherido obtenidos con la herramienta CMR se observaban variaciones considerables, con lo cual resultó fácil identificar los intervalos más permeables. Para seleccionar los puntos de muestreo MDT, se tomaron como base las zonas de mayor permeabilidad, que son las zonas con poco volumen de fluido adherido. Las seis pruebas de presión se realizaron con todo éxito y se lograron recuperar tres muestras de fluido en un ambiente tradicionalmente difícil. Cruce Porosidad del densidad 0.1 md 1000 Porosidad del densidad Ensayos MDT Permeabilidad Porosidad sin entrada MDT neutrón Porosidad CMR u.p u.p. 0 Indicador de gas Indicador de betumen > Evaluación de zonas de gas, petróleo y betumen. En el Carril 3 se observan los registros de porosidad derivada del registro de densidad (rojo) y porosidad derivada del neutrón (negro). El indicador de betumen (negro) en el Carril 2, se obtiene comparando la porosidad del densidad-neutrón (Carril 3) y el registro del déficit de porosidad del CMR (Carril 4). El indicador de gas (rojo) en el Carril 2, se calcula comparando el volumen de gas observado por la herramienta CMR y el observado por el cruce del densidad-neutrón. El registro CMR confirma que las Zonas A, C y H contienen gas. El registro del déficit de porosidad CMR (sombreado azul), calculado a partir de la diferencia entre la porosidad derivada de la densidad y la porosidad CMR se muestra en el Carril 4. El indicador de betumen (negro) del Carril 2, se obtiene comparando la porosidad CMR con la porosidad derivada del registro de densidad. En el Carril 1 se encuentra la permeabilidad derivada de la porosidad total CMR y las mediciones de fluido adherido, utilizando la ecuación de Timur-Coates. Las diez mediciones de permeabilidad MDT (círculos verdes) en las zonas de alta permeabilidad, coinciden con el registro de permeabilidad derivada del CMR. En las cuatro mediciones de la herramienta MDT realizadas en las zonas de betumen (estrellas rojas) se obtuvieron como resultado ensayos secos, sin entrada de fluidos (no productivas). Cuando se combinan las herramientas MDT y CMR en una sola pasada, se reduce el tiempo de operación y del equipo de perforación, con lo cual se limitan los costos, especialmente en las operaciones de perfilaje efectuadas con la columna (tubería, sarta) de perforación y en las desarrolladas en sitios remotos y en áreas marinas. Al limitar el tiempo de operación, se reduce el riesgo de que se produzca el aprisionamiento de la columna de perforación por deterioro de las condiciones del pozo. Caracterización de los fluidos Las mediciones de presión y el análisis de las muestras de fluido combinadas con características específicas de los datos de RMN como los tiempos T 2 prolongados en los ambientes de hidrocarburos livianos o un déficit en la porosidad total de RMN en zonas de betumen comparados con los registros de densidad-neutrón pueden proporcionar una identificación positiva de los fluidos de la formación. Por ejemplo, la combinación de las herramientas CMR y MDT, fue utilizada en un pozo perforado con lodo a base de petróleo en el área Norte de Monagas, en el este de Venezuela, para verificar la identificación de hidrocarburos (izquierda). La correlación de la porosidad y la presencia de gas se determinó mediante el método de interpretación que combina datos de densidad y de resonancia magnética (DMR, por sus siglas en Inglés). 15 La interpretación basada en el registro de densidad-neutrón y en los datos CMR, confirman que las Zonas A, C y H contienen gas. En las demás zonas de este campo, no se observa el cruce característico del densidad-neutrón, por lo que se supone que contienen petróleo. Sin embargo, las zonas B, D, E, F e I presentan grandes déficits de porosidad CMR, (sombreado azul) 12. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G y Mullins O: Innovations in Wireline Fluid Sampling, Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): Hashem MN, Thomas EC, McNeil RI y Mullins OC: Determination of Hydrocarbon Type and Oil Quality in Wells Drilled with Synthetic Oil-Based Muds, artículo de la SPE 39093, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, Felling MM y Morris CW: Characterization of In-Situ Fluid Responses Using Optical Fluid Analysis, artículo de la SPE 38649, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, Castelijns C, Badry R, Decoster E y Hyde C: Combining NMR and Formation Tester Data for Optimum Hydrocarbon Typing, Permeability and Producibility Estimation, Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo GG. 15. Freedman R, Cao Minh C, Gubelin G, Freeman J, McGinness J, Terry B y Rawlence D: Combining NMR and Density Logs for Petrophysical Analysis in Gas- Bearing Formations, Transactions of the SPWLA 39th Annual Logging Symposium, Keystone, Colorado, EUA, Mayo 26-29, 1998, artículo II. Invierno de Mostrar más
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