Source: https://es.scribd.com/document/137066446/IMAGENES-DE-POZO-SEDIMENTOLOGIA-OILFIELD-REVIEW-schlumberger
Timestamp: 2017-09-19 22:44:18+00:00

Document:
Descripción: ARTICULO SOBRE INVESTIGACIONES SEDIMENTOLOGICAS UTILIZANDO LAS IMAGENES DE PARED DE POZO PUBLICADO POR LA EMPRESA schlumberger
ARTICULO SOBRE INVESTIGACIONES SEDIMENTOLOGICAS UTILIZANDO LAS IMAGENES DE PARED DE POZO PUBLICADO POR LA EMPRESA schlumberger
Investigación de la sedimentología de los yacimientos clásticos
Carmen Contreras Helena Gamero Caracas, Venezuela Nick Drinkwater Cambridge, Inglaterra Cees R. Geel Stefan Luthi Universidad de Tecnología de Delft Delft, Países Bajos David Hodgetts Universidad de Liverpool Liverpool, Inglaterra Y. Greg Hu Petro-Canada Calgary, Alberta, Canadá Erik Johannessen Statoil Stavanger, Noruega Melissa Johansson Anchorage, Alaska, EUA Akira Mizobe Teikoku Oil Company, Ltd. Tokio, Japón Philippe Montaggioni Clamart, Francia Pieter Pestman Teikoku Oil de Sanvi-Güere Caracas, Venezuela Satyaki Ray Richard Shang Calgary, Alberta Art Saltmarsh Forest Oil Corporation Anchorage, Alaska
Los geocientíﬁcos utilizan un potente arsenal de herramientas para ampliar su conocimiento acerca de las características de los yacimientos y a ﬁn de modelar el comportamiento de los mismos. Las imágenes de la pared del pozo ofrecen a los geólogos los datos de alta resolución que necesitan para investigar aspectos detallados de la sedimentología de yacimientos. La explotación óptima de los activos de petróleo (aceite) y gas es más factible cuando los geólogos conocen los procesos geológicos que deﬁnieron el carácter de los yacimientos sedimentarios.
Durante cientos de años los geólogos han procurado entender el origen de las rocas sedimentarias y los procesos de sedimentación que las formaron, y se han esforzado en desarrollar métodos claros para describirlas y clasiﬁcarlas. Esta disciplina, conocida con el nombre de sedimentología, tiene un valor económico claramente establecido. El geólogo petrolero debe estudiar los factores sedimentológicos a través de un amplio rango de escalas espaciales que van desde la granulometría hasta la continuidad del yacimiento. Si bien los granos de sedimentos individuales son pequeños y aparentemente insigniﬁcantes, las distancias a lo largo de las cuales fueron transportados pueden ser enormes y las formaciones de rocas creadas mediante la sedimentación varían signiﬁcativamente en lo que respecta a tamaño y propiedades de la formación. Estos factores se utilizan para crear modelos de yacimientos a partir de los cuales los especialistas en yacimientos predicen y evalúan el comportamiento de la producción como consecuencia de las operaciones de desarrollo de campos y de recuperación asistida. Dentro de cada uno de los diversos ambientes sedimentarios reconocidos existen subdivisiones; subambientes y facies sedimentarias.1 Ciertas facies son reconocibles porque los rasgos sedimentarios observados en aﬂoramientos de superﬁcie, núcleos de diámetro completo e imágenes de la pared del pozo, indican un ambiente determinado. Sin embargo, muchas facies resultan menos peculiares. El marco sedimentario incide en el espesor, la distribución y la arquitectura interna de las formaciones siliciclásticas o carbonatadas durante la
sedimentación y afecta en forma considerable las características ﬁnales de los yacimientos. Este artículo destaca las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo y de interpretación que ayudan a deﬁnir la sedimentología de los yacimientos clásticos. A través de ejemplos de campo se demuestra la importancia de las imágenes de la pared del pozo para la construcción de análogos sedimentarios y modelos de yacimientos, así como para la toma de decisiones más certeras en términos de desarrollo de campos. Importancia en la sedimentación La comprensión de la historia sedimentaria de un yacimiento ofrece muchas ventajas a los especialistas involucrados en todas las etapas de la vida productiva de un campo, desde la exploración hasta el abandono. La arquitectura de una cuenca y la fuente de los sedimentos inciden en la estrategia de exploración. Una vez iniciado el desarrollo de un campo, es posible describir la sedimentología de los yacimientos en diferentes escalas y a partir de una diversidad de fuentes. Las imágenes sísmicas de superﬁcie, los datos de pozos—incluyendo datos sísmicos de pozos e imágenes de la pared del pozo—y los datos de núcleos, resultan cruciales para el éxito de la explotación de un yacimiento (véase “Excelentes datos sísmicos de pozos,” página 2). La información sedimentológica de los datos de pozos resulta de particular utilidad en la deﬁnición de una estratigrafía de yacimiento más amplia aplicada a la planiﬁcación de otros pozos vecinos y trayectorias de pozos para la deﬁnición del punto de comienzo de la desviación, y para pozos hori-
zontales y multilaterales. Las interpretaciones de imágenes de la pared del pozo obtenidas con dispositivos tales como la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI y su par para lodos base aceite OBMI proveen descripciones detalladas de los rasgos sedimentarios, en especial acerca de la estratiﬁcación. Esto ayuda a los geólogos a predecir la arquitectura y distribución local de la roca yacimiento productiva. Los geólogos e ingenieros que estudian campos maduros han observado sistemáticamente
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Jurry Van Doorn, Arnaud Etchecopar y Rob Laronga, Clamart, Francia; Karen Glaser, Sugar Land, Texas, EUA; Stewart Garnett y David Hodgson, Universidad de Liverpool, Inglaterra; Karl Leyrer, Al-Khobar, Arabia Saudita; y Bill Newberry, Houston, Texas. Se agradece también a Norsk Hydro por su autorización para utilizar la fotografía Inside Reality de la página 80 y a Research Planning, Inc. por permitir la publicación de las fotografías de la página 59. AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducción de Arreglo), BorTex, BorView, ECS (Espectroscopía de Captura Elemental), FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), Formation MicroScanner (Microbarredor de la Formación), GeoFrame, GeoViz, NGS (Espectrometría de Rayos Gamma Naturales), OBMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite), OBMI2 (herramienta integrada de generación de Imágenes Microeléctricas de
que los modelos de campo iniciales que describen la conectividad del yacimiento—tanto lateral como vertical—tienden a ser simplistas. La subestimación de la complejidad del yacimiento puede tener implicancias económicas importantes porque con las estrategias de drenaje iniciales podrían no explotarse las reservas de hidrocarburos recuperables anticipadas. Contrariamente, la sobrestimación de la complejidad puede llevar a perforar demasiados pozos en yacimientos que exhiben buena conexión, desperdiciando valiosos recursos. Las capacidades del modelado de yaciCobertura Dual en Lodos Base Aceite), Platform Express, SediView, Sequence, SpectroLith, StrucView y UBI (herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) son marcas de Schlumberger. 1. El término facies reﬂeja las características generales y el origen de una unidad de roca, que diferencian a esa unidad de las otras unidades que la rodean. El origen mineralógico y sedimentario, el contenido de fósiles, las estructuras sedimentarias y la textura distinguen una facies de la otra. 2. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G. den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento,” Oilﬁeld Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71. Frorup M, Jenkins C, McGuckin J, Meredith J y Suellentrop G: “Capturing and Preserving Sandbody
mientos y de la representación del subsuelo a través de la sísmica tridimensional de repetición o sísmica 4D han reducido sustancialmente la incertidumbre asociada con el desarrollo de yacimientos, pero la calidad de esos modelos depende de los datos utilizados para su construcción.2 Las mediciones de alta resolución son esenciales para la evaluación de la heterogeneidad de pequeña escala de un yacimiento.3 Si bien los registros geofísicos estándar quizás no sean suﬁcientes para identiﬁcar estas complejidades, las imágenes de la pared del pozo proporcionan detaConnectivity for Reservoir Simulation: Insights from Studies in the Dación Field, Eastern Venezuela,” artículo de la SPE 77593, Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. 3. Sovich JP y Newberry B: “Quantitative Applications of Borehole Imaging,” Transcripciones del XXXIV Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Calgary, Alberta, Canadá, 13 al 16 de junio de 1993, artículo FFF. Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K: “Oilﬁeld Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,” Oilﬁeld Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 48–56. Delhomme JP: “A Quantitative Characterization of Formation Heterogeneities Based on Borehole Image Analysis,” Transcripciones del XXXIII Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 14 al 17 de junio de 1992, artículo T.
lles de la estratiﬁcación interna y de las superﬁcies de discontinuidad que ayudan a caracterizar los estratos expuestos en el pozo (derecha). Los ingenieros formulan las estrategias de terminación y estimulación de pozos en base a la heterogeneidad y a la estratiﬁcación del yacimiento, factores directamente relacionados con los procesos sedimentarios.4 El análisis cuantitativo de capas delgadas mediante la utilización de datos de imágenes de la pared del pozo, puede ayudar a identificar secciones productivas previamente pasadas por alto por parecer demasiado arcillosas o demasiado húmedas. En un ejemplo de análisis de conteo de arenisca realizado en el oeste de India, las capas delgadas de arenisca limosa se detectan claramente en las imágenes FMI procesadas. La utilización de valores de corte (limitadores, cutoffs) de la resistividad sintética reﬁnada (SRES, por sus siglas en inglés) derivados de los datos de imágenes calibradas, permite realizar una comparación de escenarios de espesores útiles netos altos, medios o bajos en secuencias muy laminadas (próxima página arriba).5 Herramientas de la profesión Los geocientíﬁcos disponen de numerosas herramientas para describir y modelar la geología de los yacimientos. Entre las más prominentes se encuentran las herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo, que han experimentado varios avances tecnológicos desde la década de 1950; estas herramientas ahora aportan datos de alta resolución en una amplia gama de entornos operativos desaﬁantes.6 La tecnología de generación de imágenes de la pared del pozo se
4. Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad,” Oilﬁeld Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79. Cosad C: “Choosing a Perforation Strategy,” Oilﬁeld Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 54–69. 5. Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G, Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M, Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos base aceite,” Oilﬁeld Review 13, no. 4 (Primavera de 2002): 2–27. Shray F y Borbas T: “Evaluation of Laminated Formations Using Nuclear Magnetic Resonance and Resistivity Anisotropy Measurements,” artículo de la SPE 72370, presentado en el Encuentro Regional de Oriente de la SPE, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001. Ray S y Singh C: “Quantitative Evaluation of Net Pay Thickness from Clastics of Western India Using High Resolution Response from Electrical Images,” presentado en el V Simposio de Adquisición de Registros de la SPWLA, Makuhari, Chiba, Japón, 29 al 30 de septiembre de 1999. Boyd A, Darling H, Tabanou J, Davis B, Lyon B, Flaum C, Klein J, Sneider RM, Sibbit A y Singer J: “The Lowdown on Low-Resistivity Pay,” Oilﬁeld Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 4–18. 6. Cheung y otros, referencia 5. Para obtener mayor información sobre aplicaciones de imágenes de la pared del pozo, consulte: Luthi S: Geological Well Logs:Their Use in Reservoir Modeling. Berlín, Alemania: Springer-Verlag, 2001.
> Identiﬁcación de rasgos sedimentarios. Las imágenes de la pared del pozo de alta resolución, obtenidas con herramientas tales como el dispositivo FMI, permiten a los geólogos localizar e identiﬁcar rasgos en o cerca de la pared del pozo que raramente se observan utilizando registros geofísicos convencionales. Ciertos rasgos pueden ayudar a los geólogos a reconstruir el ambiente en el que se produjo la sedimentación. Esta imagen muestra nódulos resistivos—de color blanco—interpretados como concreciones que podrían indicar inundaciones periódicas. La estratiﬁcación alrededor de las concreciones ha sido compactada después de la sedimentación, tal como lo indica la compresión de la estratiﬁcación por encima y por debajo de las concreciones.
extendió a las operaciones de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) en 1994, permitiendo a los operadores optimizar las ubicaciones de los pozos en el yacimiento (véase “El auge de las imágenes de la pared del pozo,” página 24). Las nuevas herramientas no se limitan a la adquisición en el fondo del pozo sino que también desempeñan un papel importante en la aplicación exitosa de las imágenes de la pared del pozo para
comprender la sedimentología del yacimiento. El programa de geología de pozo GeoFrame incluye un conjunto integrado de herramientas que permite a los geocientíﬁcos y petrofísicos analizar cuidadosamente los datos de pozos. El programa GeoFrame proporciona a los especialistas una serie integrada de aplicaciones para procesar y analizar datos de echados (buzamientos, inclinaciones) de formaciones, interpretar rasgos sedimentológicos tales como la estratiﬁcación de
Imagen FMI en escala, Patín 6 Resistiva Conductiva Rayos gamma
Espesor limoso neto
Limolita Resistividad sintética, Patín 6
ohm-m 2000
Suma de datos altos Suma de datos medios Suma de datos bajos Fotografías de núcleos
1519.7 m
Resistividad sintética, Patín 6
0.2 ohm-m
1520.2 m 1520.3 m
1520.5 1520.6 m
> Análisis de conteo de arenisca para la evaluación de capas delgadas. Se procesó un intervalo de arenisca limosa ubicado en el oeste de India para determinar el porcentaje de espesor productivo neto utilizando el análisis de conteo de arenisca de alta resolución. Las mediciones de registros geofísicos convencionales carecen de la resolución vertical necesaria para caracterizar correctamente las secuencias de laminación ﬁna. Con varios valores de corte de resistividad, se pueden utilizar los resultados SRES derivados de los datos FMI (Carriles 1 y 2) para deﬁnir escenarios de espesores productivos netos altos, medios y bajos. En este caso, utilizando un valor de corte de resistividad media de 3.0 ohm-m, se determinó que un 46% del intervalo total de 3.3 m [10.8 pies] era productivo, lo que posibilitó efectuar predicciones de reservas más precisas. El recuadro rojo indica el intervalo cubierto por las fotografías de núcleos (derecha).
paleocorrientes, evaluar texturas de rocas y litologías para diferenciar facies, interpretar rasgos estructurales tales como fallas, y caracterizar rasgos naturales para estimar el potencial productivo de las formaciones. Una vez procesados los datos de campo para crear imágenes de la pared del pozo, la aplicación BorView permite a los geocientíﬁcos examinar los datos de imágenes en diversos formatos y escalas. La selección detallada e interactiva del plano de echado genera información sumamente precisa del echado de formación que puede ser utilizada en otras aplicaciones para reﬁnar aún más el análisis. Por ejemplo, la aplicación SediView del sistema de computación GeoFrame ayuda a los geólogos a efectuar la determinación y corrección por el echado estructural. Comúnmente, las lutitas generan la mejor representación del echado estructural en un pozo porque se caracterizan por estar depositadas en ambientes de baja energía y exhiben estratiﬁcación plana o echado nulo. La posterior inclinación de los estratos produce el echado estructural y modiﬁca la verdadera orientación y magnitud del echado estratigráﬁco. El programa SediView utiliza la técnica basada en el principio del eje de curvatura local (LCA, por sus siglas en inglés) y el análisis de círculos grandes para determinar un echado estructural preciso y representativo. Ese echado se elimina luego para determinar cuál era la estratiﬁcación interna o la estratiﬁcación entrecruzada antes de ser modiﬁcada estructuralmente (izquierda).
30 Polo del echado estructural a
Echado estructural c
c Echado estructural
< Principio del método del eje de curvatura local (LCA, por sus siglas en inglés). Se muestran las estructuras sedimentarias y sus ejes conjuntamente con la correspondiente respuesta del medidor de echados (izquierda). Todas las estructuras se encuentran afectadas por la misma componente de echado estructural. Las superﬁcies de estratiﬁcación de cada estructura se graﬁcan en una retícula de Schmidt (proyección de Lambert) y se determinan los polos de cada superﬁcie (centro). Cuando estos polos se ajustan a un círculo grande, se calcula un eje de curvatura local para cada estructura sedimentaria a, b y c. Luego se puede determinar el echado estructural graﬁcando los LCAs en una gráﬁca de Schmidt (abajo a la derecha); si los LCAs siguen un círculo grande, este círculo grande corresponde al echado estructural (centro a la derecha). El diagrama del extremo superior derecho ilustra el echado estructural, y muestra los tres ejes sedimentarios y el polo de la componente de echado estructural (ﬂecha verde).
Estratificación de dunas Echado verdadero 0 grados 90 Estratificación de interdunas Echado verdadero 0 grados 90
Salida de la herramienta StrucView
4935 Pliegue similar Cilíndrico APDip = 12.0 APAzi = 280.0 4932 CSDir = 50
Echado estructural (del programa SediView)
4936 4945
Algunos ambientes carecen de lutitas, lo cual diﬁculta la determinación del echado estructural del yacimiento. Por ejemplo, en ambientes ﬂuviales y eólicos, el método SediView a menudo resuelve el echado estructural, posibilitando a los interpretes la eliminación de la componente de echado estructural para una mejor representación mediante el programa de construcción de secciones transversales StrucView de GeoFrame. El rumbo de un canal puede determinarse a partir de la dirección de las paleocorrientes, o la orientación de una duna puede revelarse a partir de la dirección prevaleciente de los vientos (izquierda). La representación vectorial de indicadores de transporte de sedimentos del programa SediView ofrece a los geólogos las direcciones pre< Representación sedimentológica mediante la utilización de la herramienta StrucView. El programa StrucView (Carril 2) muestra la estratiﬁcación interna (azul) de un antiguo complejo de dunas de arenisca. Los datos de echados se obtuvieron con la herramienta FMI (Carril 1). Se utilizó el programa SediView para determinar y eliminar el echado estructural (verde) y computar vectores para cada duna (Carril 3). Las gráﬁcas de vectores se codiﬁcan en colores según la profundidad, dentro de los cinco intervalos de dunas (Carril 3). El análisis de estas areniscas eólicas, o sopladas por el viento, demuestra claramente que la dirección predominante del viento fue desde el noreste. < Diferenciación de facies a través de la clasiﬁcación del tamaño de los granos. El programa SandTex calcula un espectro de imágenes de resistividad cada 2.5 cm [1 pulgada], en este caso, a partir de los datos OBMI (Carril 1). Se calcula una imagen del índice granulométrico en base a la distribución porcentual del espectro. Localmente, cualquier punto más o menos resistivo que una arenisca bien clasiﬁcada se cuenta como parte de las fracciones resistivas o conductivas, respectivamente (Carril 2). Si bien en los intervalos cortos, la limolita contenida en la arenisca aparecería como parte de la fracción conductiva, su resistividad sería normalmente muy diferente a la de la lutita. Por esta razón, se calculan las resistividades de las fracciones conductivas y resistivas (Carril 3). El Carril 4 muestra la distribución de imágenes de resistividad y un índice granulométrico calculado donde un valor bajo indica una mejor clasiﬁcación. Luego se combinan los registros geofísicos adquiridos a pozo abierto con los datos de imágenes de alta resolución para generar una descripción de facies que capta gran parte del contenido textural de las imágenes (Carril 5). También se computan la variabilidad y la estratiﬁcación en las imágenes locales. Éstas se muestran en el Carril 5.
4945 4948
4946 4950
Facies 19 - 24 Profundidad medida, pies Resistividad total
0.5 ohm-m 500
Facies 13 - 18 Imagen de distribución de resistividad Facies 7 - 12 Facies 1 - 6
0 120 240 360 0.5
Resistividad de la fracción resistiva
Imagen estática OBMI Resistiva Conductiva
Resistiva Otras
Resistividad de la fracción conductiva
ohm-m 500 0
Imagen de índice granulométrico
Conductiva 0.5
valecientes del agua y el viento durante el tiempo de sedimentación, las que inﬂuyen signiﬁcativamente en la forma, continuidad y tendencia de los cuerpos arenosos (derecha). Por otra parte, las características de los cuerpos arenosos inciden directamente en el tamaño, la anisotropía y la compartimentalización del yacimiento. Durante el análisis de la sedimentología de los yacimientos, los geólogos deben diferenciar capas estratigráﬁcas individuales en una secuencia sedimentaria. Los límites entre conjuntos o paquetes de estratificación interna pueden representar cambios abruptos; por ejemplo, cambios en la energía de sedimentación, dirección de transporte de sedimentos o provisión de sedimentos. La herramienta de determinación de límites estratigráﬁcos Sequence de GeoFrame detecta límites utilizando el análisis de formas de curvas de registros geofísicos y ayuda a caracterizar las tendencias del tamaño de los granos dentro de cada paquete sedimentario. La comprensión de estas tendencias y de sus sucesiones verticales ayuda a los geólogos a deﬁnir relaciones de facies. Esto, a su vez, ayuda en la correlación y el mapeo, en la evaluación de la calidad de las areniscas y en la determinación de los ambientes de sedimentación especíﬁcos. Otra herramienta de GeoFrame, el programa BorTex de clasiﬁcación de texturas, también permite discriminar facies mediante la clasiﬁcación de texturas derivadas de datos de imágenes de la pared del pozo. El programa BorTex se utiliza para caracterizar porosidad de carbonatos y distinguir facies.7 Recientemente, especialistas de Schlumberger desarrollaron un nuevo programa para el análisis de texturas de areniscas en secuencias de areniscas y lutitas. La herramienta SandTex computa la distribución de imágenes de
7. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K: “Evaluación de yacimientos carbonatados,” Oilﬁeld Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43. Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden GM: “Rock Types and Permeability Prediction from Dipmeter and Image Logs: Shuaiba Reservoir (Aptian), Abu Dhabi,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 86, no. 10 (Octubre de 2002): 1709–1732. 8. Deruyck B, Ehlig-Economides C y Joseph J: “Testing Design and Analysis,” Oilﬁeld Review 4, no. 2 (Abril de 1992): 28–45. 9. Corbett PWM, Ringrose PS, Jensen JL y Sorbie KS: “Laminated Clastic Reservoirs: The Interplay of Capillary Pressure and Sedimentary Architecture,” artículo de la SPE 24699, presentado en la 67ª Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Washington DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992. Weber KJ y van Geuns LC: “Framework for Constructing Clastic Reservoir Simulation Models,” Journal of Petroleum Technology 42, no. 10 (Octubre de 1990): 1248–1297. Weber KJ: “How Heterogeneity Affects Oil Recovery,” en Lake LW y Carroll HB Jr (eds): Reservoir Characterization. Orlando, Florida, EUA: Academic Press (1986): 487–544.
0 API 200
PorosidadNeutrón
0.45 pies3/pies3 -0.15
Flechas Desviación del pozo Estratificación de interduna Echado verdadero
0 grados 90 0 0 grados 10
1.95 g/cm3 2.95
Calibrador 1 Orientación Norte
360 4 pulgadas 9
Cruzamiento Lentitud compresional
140 µsec/pies 40
Resistividad AIT de 30 pulgadas
Estratificación de dunas Echado verdadero
3000 lbf 8000
Imagen FMI Res. Cond. Calibrador 2
Resistividad AIT de 90 pulgadas
Interduna Duna Profundidad medida, pies
> Facies de dunas de areniscas eólicas y de interduna. A través de un análisis detallado, el programa BorView ayuda a caracterizar las diferentes facies asociadas con la sedimentación de areniscas eólicas. La dirección prevaleciente del viento durante la sedimentación se indica por los echados en color azul, y exhibe la consistencia comúnmente encontrada en las dunas de forma semicircular o en la sedimentación de dunas transversales (Carril 1). Los echados verdes de menor ángulo representan las facies de interduna. La imagen de pozo FMI en el Carril 2 muestra claramente contactos agudos entre las dos facies principales en esta sección. El Carril 3 muestra datos del calibrador y de orientación del pozo; el Carril 4 contiene información de porosidad y de litología, y el Carril 5 muestra datos de resistividad AIT. Una representación 3D del pozo ayuda a la visualización (derecha).
resistividad a través de los intervalos arenosos del yacimiento, aprovechando tanto los datos de alta resolución de la herramienta FMI, del Microbarredor de la Formación y de la herramienta OBMI, como los datos de registros convencionales. La distribución se relaciona directamente con el tamaño de los granos, lo que permite al programa SandTex efectuar la clasiﬁcación del tamaño de los granos, un importante factor en la deﬁnición de facies del yacimiento (pagina anterior, abajo). El carácter de una facies especíﬁca inﬂuye en la arquitectura ﬁnal de un yacimiento en escala local, mientras que las relaciones espaciales entre facies diferentes inciden en características de mayor escala, tales como continuidad y conectividad de los yacimientos.
Caracterización de facies para la recuperación asistida de petróleo La arquitectura de los yacimientos afecta las pruebas de pozos y el comportamiento de la declinación de la producción.8 Los límites estratigráﬁcos, tales como discordancias, acuñamientos y superficies de amalgamiento, pueden reducir drásticamente la recuperación de hidrocarburos durante las etapas de producción primaria y de recuperación asistida. La presencia de capas impermeables arcillosas o de lutitas en y alrededor de las facies de yacimiento, y aun la estratiﬁcación o la laminación entrecruzada dentro de un cuerpo arenoso, inﬂuyen en la efectividad de las técnicas de recuperación asistida.9 Cuando se desarrollan estrategias de inyección de vapor para la recuperación asistida de petró-
ALBERTA Depósito de areniscas petrolíferas Athabasca Fort McMurray Lutita Arenisca Edmonton
0 0 km millas 200 125
Inyección de vapor Calgary El petróleo pesado calentado fluye hacia el pozo Lutita
> Depósito de areniscas petrolíferas Athabasca. Las areniscas petrolíferas de Alberta, también denominadas areniscas bituminosas, contienen más de 400,000 millones de m3 [2.5 trillones de barriles] de bitumen en sitio, proveyendo a Canadá de las mayores reservas de petróleo ultrapesado y bitumen del mundo. El depósito Athabasca alberga la gran mayoría de las reservas de bitumen de Canadá.
> Método de extracción en sitio a través de drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD, por sus siglas en inglés). El vapor se inyecta a través del pozo superior perforado a tal efecto. El vapor calienta la arenisca circundante saturada con bitumen y moviliza el petróleo. Los hidrocarburos movilizados, bajo la fuerza de gravedad, migran hacia el pozo de producción. Cuando barreras de permeabilidad obstruyen este proceso, los gastos de producción de petróleo declinan, las relaciones vapor/petróleo aumentan, y parte de las reservas se desaprovechan. El diseño SAGD óptimo se logra cuando el volumen de ﬂujo de vapor no es obstruido por bancos impermeables de lutita o arcilla, también llamados acreciones laterales, asociados con sistemas ﬂuviales meandrosos. Una cuidadosa ubicación de pozos también minimiza los requerimientos de vapor.
leo pesado, las imágenes de la pared del pozo de alta resolución resultan cruciales para caracterizar el yacimiento y las facies circundantes. Se estima que Alberta, Canadá, alberga el mayor volumen de bitumen crudo en sitio, alrededor de 400,000 millones de m3 [2.5 trillones de barriles].10 Los depósitos ricos en bitumen, también llamados areniscas petrolíferas o areniscas bituminosas, se localizan en tres áreas: Athabasca, Cold Lake y Carbonate Triangle (arriba a la izquierda). Estos depósitos situados en el Noreste de Alberta comprenden las formaciones Wabiskaw y McMurray. La explotación a cielo abierto constituye la técnica más común utilizada para extraer la arenisca y el bitumen de zonas someras. Sin embargo, cuando estas forma-
ciones se encuentran a profundidades que exceden los 75 m [245 pies], la tecnología de extracción en sitio conocida como drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD, por sus siglas en inglés) demostró ser una técnica más viable.11 La técnica SAGD de recuperación de petróleo requiere dos pozos horizontales: un pozo superior para inyección, y un pozo inferior para producir el petróleo movilizado por el vapor. Esta técnica funciona efectivamente cuando el vapor del pozo de inyección ﬂuye libremente hacia los estratos superiores y cuando el petróleo calentado ﬂuye sin impedimentos hacia el pozo de producción que se encuentra debajo (arriba a la derecha). Si existen barreras de permeabilidad que obstruyen este proceso, los gastos de pro-
ducción (tasas de ﬂujo, velocidades de ﬂujo, caudales, ratas) de petróleo declinan, las relaciones vapor/petróleo aumentan y partes de las reservas quedan sin explotar. Petro–Canada ha estado caracterizando la Formación McMurray para optimizar el desempeño de la tecnología SAGD en sus proyectos de areniscas petrolíferas. La Formación McMurray, que contiene gran parte del bitumen en las areniscas Athabasca, fue depositada durante un período de transgresión Cretácico temprano en un paleovalle de 200 km [120 millas] de ancho.12 Una fase dinámica transgresiva interrumpió varias veces la sedimentación de la arenisca McMurray, lo que se tradujo en una historia sedimentaria con rápidas variaciones. La sedimenta-
Embudo estuarino
Canal estuarino superior
Valles labrados
> Modelo sedimentario de la Formación McMurray. Una signiﬁcativa porción de la Formación McMurray fue depositada en un ambiente de canal estuarino superior en un valle labrado e inundado (arriba). También se muestra la arquitectura interna de los estratos McMurray (abajo). El predominio de acreciones laterales—capas de lutita y arcilla—en el tope de muchos de los canales y la presencia de intensa bioturbación sugieren que existieron inﬂuencias de mareas estuarinas.
ción más signiﬁcativa para la acumulación de hidrocarburos ocurrió en valles ﬂuvio-estuarinos de nivel bajo, donde un sistema de río meandroso depositó areniscas de barra de espolón (barra de meandro, barra de albardón, point bar), que contenían numerosas facies distintas, cada una de las cuales exhibía diferentes propiedades de yacimiento (arriba).13 Los espesores de las areniscas McMurray varían entre 20 y 58 m [65 y 190 pies], poseen altas porosidades de 30 a 35% y son extremadamente permeables, con permeabilidades que oscilan comúnmente entre 3 y 10 darcys. La secuencia sedimentaria es compleja. A pesar de la inmensa cantidad de datos, incluyendo registros de pozos y datos de núcleos de pozos estrechamente espaciados, es diﬁcultoso correla-
cionar zonas, aun a cortas distancias. La extracción de núcleos de diámetro completo constituye una práctica estándar para evaluar correctamente los recursos de bitumen y la sedimentología de las
10. El bitumen es un material orgánico inﬂamable natural, formado a partir del kerógeno en el proceso de generación de petróleo, que es soluble en bisulfuro de carbono. El bitumen incluye hidrocarburos tales como asfalto y cera mineral. Típicamente sólido o casi sólido, de color café o negro, el bitumen tiene un distintivo olor a petróleo. La disolución en laboratorio con solventes orgánicos permite la determinación de la cantidad de bitumen en las muestras, como evaluación de la riqueza en la roca generadora. Hein FJ, Langenberg CW, Kidston C, Berhane H, Berezniuk T y Cotterill DK: A Comprehensive Field Guide for Facies Characterization of the Athabasca Oil Sands, Northeast Alberta. Alberta Energy and Utilities Board y Alberta Geological Survey (2001): 422. 11. Para mayor información sobre explotación de yacimientos de petróleo pesado, consulte: Curtis C, Kopper R,
areniscas petrolíferas. Esta práctica insume de 10 a 15 horas de equipo de perforación por pozo, más otros costos asociados con la extracción y el tratamiento de los núcleos.
Decoster E, Guzmán-García A, Huggins C, Knauer L, Minner M, Kupsch N, Linares LM, Rough H y Waite M: “Yacimientos de petróleo pesado,” Oilﬁeld Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55. 12. El término transgresión se reﬁere a la migración de una línea de costa hacia fuera de una cuenca y sobre tierra durante la acumulación de secuencias a través de la sedimentación, en la que los bancos son depositados sucesivamente hacia tierra porque el aporte de sedimentos es limitado y no puede llenar el espacio de acomodación disponible. Una transgresión puede hacer que los sedimentos característicos de agua somera sean sobreyacidos por sedimentos de aguas más profundas. 13. Hu YG y Lee DG: “Incised Valleys Versus Channels: Implications for McMurray Formation Bitumen Mapping and Exploration,” presentado en la Reunión Anual de la Sociedad Canadiense de Geólogos de Petróleo, Calgary, Alberta, Canadá, 3 al 7 de junio de 2002.
Las imágenes de la pared del pozo obtenidas con la herramienta FMI permiten identiﬁcar y determinar la orientación de los límites estratigráﬁcos dentro del depósito de arenisca petrolífera McMurray (abajo).14 Las areniscas de canal apiladas de la Formación McMurray están limitadas en la base por una superﬁcie de erosión, o discordancia, sobre rocas carbonatadas Paleozoicas. Hacia el tope, se encuentran limitadas por una
superﬁcie de inundación transgresiva sobre la cual fueron depositados los sedimentos marinos Wabiskaw. La interpretación e integración de los datos FMI con otra información derivada de registros, en combinación con datos de núcleos de diámetro completo extraídos de pozos verticales y datos de aﬂoramientos de rocas, están permitiendo conocer en mayor detalle factores sedimentológicos
Acreciones laterales
Fondo de canal
Resistividad Calibrador 1 0.2
125 mm 375 ohm-m 2000
Densidad Porosidad-Neutrón Profundidad medida, m
kg/m3 2950
Calibrador 2 1950
Estratificación entrecruzada Echado verdadero Orientación Norte
Fotografías de núcleos
m3/m3 -0.15 Tamaño de 0.45 la barrena Orientación Norte 125 mm 375 0 120 240 360
Superficie de erosión Echado verdadero
críticos que afectan directamente la efectividad de la tecnología SAGD. Esta comparación detallada entre aﬂoramientos, núcleos e imágenes FMI permite a los geólogos de Petro-Canada y de Schlumberger identiﬁcar diferentes facies dentro de la Formación McMurray e inferir direcciones de paleocorrientes. La utilización de la herramienta FMI reduce potencialmente el número de núcleos de pozos y los costos asociados con la extracción de núcleos de diámetro completo. En algunos casos, las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo adquieren datos a través de intervalos de arenisca de alta porosidad que pueden perderse cuando se extraen núcleos si la recuperación de los mismos es pobre. La determinación de las relaciones de tamaño de los granos, tales como granodecreciente o granocreciente dentro de bancos de arenisca, ayuda a la identiﬁcación de facies. En el subsuelo, esto se logra normalmente utilizando datos de registros geofísicos convencionales, tales como rayos gamma o neutrón. Los geólogos examinan las tendencias del tamaño de los granos para identiﬁcar sucesiones de facies que existen dentro de las secuencias de sedimentación, adquiriendo un mayor conocimiento sobre los procesos sedimentarios que dan forma al yacimiento. Los métodos de análisis de la forma de las curvas convencionales, por ejemplo utilizando rayos gamma solamente, a veces no resultan conﬁables porque no describen la historia sedimentaria. En el intervalo McMurray, se requieren mediciones de mayor resolución para reconocer la complejidad sedimentaria. Mediante la utilización de datos de resistividad sintética de alta resolución (SRES, por sus siglas en inglés) derivados de la herramienta FMI, la aplicación Sequence puede identiﬁcar automáti-
Aren is con petrolífecas estr ra a de c tifica s orrie ción nte
Dis cor dan cia
< Un aﬂoramiento de la Formación McMurray cerca de la población Fort McMurray, Alberta, Canadá. El aﬂoramiento, de unos 50 m [165 pies] de altura, muestra al menos cinco secuencias de barra de espolón granodecrecientes (arriba). La base de este canal está indicada por puntos amarillos. Cada sucesión tiene arenisca con estratiﬁcación entrecruzada maciza, saturada de bitumen en la parte inferior, que es más oscura en el aﬂoramiento, y estratiﬁcaciones discontinuas inclinadas, que son más claras en el aﬂoramiento. Estas estratiﬁcaciones se interpretan como acreciones laterales (puntos rojos). Las fotografías de núcleos y una imagen FMI de 1.4 m. [4.6 pies] en altura muestran el contacto discordante entre la arenisca petrolífera McMurray arriba y las rocas carbonatadas Paleozoicas abajo (abajo). Esta discordancia no se puede observar en el aﬂoramiento porque está ligeramente debajo de la superﬁcie del agua en el extremo inferior de la fotografía.
Salida del programa Sequence Tipo de secuencia utilizando RG Efecto fotoeléctrico
Interpretación de la imagen FMI Tipo de secuencia utilizando SRES
Resistividad AIT de 10 pulgadas Rayos gamma
1950 kg/m3 2950 0
150 125 mm 375 0.2
0.45 m3/m3
Calibrador Resistividad AIT de 90 pulgadas
0 125 mm 375 0.2
-0.15 -300
Resistividad sintética FMI
Tipo de secuencia utilizando SRES más RG Límite superior de la secuencia Relleno fangoso de canal o relleno de bahía Acreciones laterales fangosas Zona de clastos fangosos Acreciones laterales arenosas Zona de clastos fangosos Arenisca con estratificación de corriente Arenisca arcillosa bioturbada Acreciones laterales Arenisca con estratificación de corriente Discordancia
Superficie de erosión de nivel bajo
> Utilización de la herramienta Sequence para la deﬁnición de facies. Al principio, el programa Sequence sólo utilizaba el registro de rayos gamma (RG) para deﬁnir tres tendencias de formas de curvas o tipos de secuencias: granocreciente, granodecreciente y homogénea o de tamaño de granos relativamente constante (Carril 4). Este análisis no brindaba una solución adecuada para captar la complejidad estratigráﬁca. En consecuencia, se llevó la escala de la resistividad sintética de alta resolución (SRES) del registro FMI a la escala de la herramienta AIT de 30 pulgadas y se utilizó para mejorar el análisis de tendencias (Carril 5). Por último, se utilizaron los registros SRES y de rayos gamma para generar una descripción mejorada de los tipos de secuencias (último carril a la derecha, o Carril 6). Comparando los tipos de secuencias con el análisis sedimentológico a través de imágenes, los geólogos pueden autenticar el análisis estratigráﬁco secuencial determinado en base a la forma de las curvas de los registros. Signiﬁcativamente, las secciones en blanco en el análisis corresponden a zonas de clastos fangosos. Además, las superﬁcies de inundación y las superﬁcies de erosión de nivel bajo pueden observarse claramente en la imagen. En el Carril 1 se muestran datos de porosidad y litología, en el Carril 2 se muestran las curvas de rayos gamma y de potencial espontáneo, en el carril de profundidad se exhiben los datos del calibrador y en el Carril 3 se despliegan datos de resistividad.
camente intervalos como granodecrecientes, granocrecientes, o de carácter homogéneo. Este análisis se combina con una interpretación integrada de imágenes FMI y núcleos para producir un análisis sedimentológico avanzado que brinda a los geólogos una descripción más precisa de las facies signiﬁcativas a considerar durante la perforación de pozos para la aplicación de la tecnología SAGD (arriba). El análisis sedimentológico avanzado está ayudando a diferenciar ciertas facies que tienen aspectos similares en los registros convenciona14. Hein y otros, referencia 10.
les pero que afectan la recuperación de petróleo aplicando la tecnología SAGD de maneras drásticamente diferentes. Los sistemas estuarinos meandrosos producen depósitos de areniscas de barra de espolón que comúnmente contienen acreciones laterales, o bancos de arcillas de baja permeabilidad, depositados en la porción superior de las areniscas de barra de espolón granodecrecientes, durante períodos de inundación o de agua estancada. Si bien las acreciones laterales pueden haber limitado la extensión lateral, sus porciones arcillosas del tope son desventajosas para el proceso SAGD porque pueden obstruir el crecimiento local de la cámara de vapor
dentro de las areniscas de barra de espolón ricas en bitumen, situadas sobre dichas porciones arcillosas. Estos bancos de baja permeabilidad parecen inhibir la movilización del petróleo que desciende hacia el pozo de producción. Otra facies, identiﬁcada como clasto fangoso, presenta un aspecto similar a la arenisca arcillosa en los registros convencionales. Los intervalos arcillosos no son considerados mineralizados, pero sí lo son las zonas de clastos fangosos, ya que la matriz de tales intervalos es arenisca limpia saturada con bitumen. Las zonas de clastos permiten que el vapor penetre y migre hacia arriba. Las imágenes FMI diferencian fácilmente
Acreción lateral Echado verdadero
Densidad Profundidad medida, m
kg/m3 2950 Calibrador 2 1950 Porosidad-Neutrón 125 mm 375 m3/m3 -0.15 Tamaño de 0.45 la barrena Orientación Norte 125 mm 375 0 120 240 360
Rayos Imagen FMI estática gamma Resistiva Conductiva
< Acreciones laterales versus zonas de clastos fangosos. El tope de estas secuencias de barra de espolón puede volverse dominado por el fango. La presencia de acreciones laterales reduce los hidrocarburos producibles totales porque las acreciones obstruyen el proceso SAGD (arriba). Sin embargo, las zonas de clastos fangosos pueden considerarse aprovechables y pueden incorporar reservas ya que el vapor del proceso SAGD asciende a través de las mismas, tratando y drenando efectivamente estos intervalos (abajo).
448.6 448.8 449.0 449.2 449.4 449.6 449.8
Acreción latera
450.0 450.2 450.4 450.6 450.8
Clastos fang
Clastos fangosos
Pozo de inyección Pozo de producción
para Petro-Canada esta información resulta importante para el desarrollo efectivo de campos de bitumen. Con esta información direccional, se puede realizar un análisis de tendencias de areniscas utilizando la herramienta SediView (próxima página). Los datos de imágenes también proveen a los operadores un contenido relativo de bitumen entre zonas de características similares: una imagen estática más clara indica un mayor contenido de bitumen. Esta relación ha sido establecida a través de numerosas comparaciones de núcleos. Otro rasgo sedimentológico identiﬁcado en las imágenes de la pared del pozo es la bioturbación, comúnmente asociada con ambientes estuarinos. Además de proveer información de facies, la bioturbación puede afectar drásticamente las características ﬁnales de las rocas, fundamentalmente la permeabilidad del yacimiento. En los esfuerzos realizados por Petro-Canada para caracterizar la Formación McMurray, las imágenes FMI han resultado de utilidad para resolver facies porque simulan los datos de facies de núcleos. Estas imágenes permiten a los geólogos diferenciar aquellas facies que diﬁcultan la implementación de la tecnología SAGD de las que no lo hacen. Vistas como una buena alternativa para optimizar la extracción de núcleos, las imágenes de la pared del pozo ofrecen beneﬁcios en términos de costos, datos completos a través de intervalos con pobre recuperación de núcleos, así como información acerca del contenido de bitumen, tendencias y geometría de areniscas. El desafío de aguas profundas Los abanicos submarinos, comúnmente compuestos por acumulaciones de arenisca, son algunos de los yacimientos arenosos más prolíficos del mundo. Muchos se localizan en ambientes de aguas profundas. El enorme costo de hallar y explotar reservas de hidrocarburos hace a las estrategias de desarrollo de yacimientos en aguas profundas muy diferentes de las aplicables a yacimientos típicos. En una situación ideal, se debe minimizar el tiempo que transcurre hasta el pri-
zonas de clastos fangosos de areniscas arcillosas que suelen observarse interrumpiendo la parte superior de las acreciones laterales (arriba). La herramienta FMI ha resultado de gran utilidad para el análisis de orientación y geometría de los cuerpos arenosos. Los rasgos sedimentológicos pueden ser difíciles de visualizar en los núcleos a causa del manchado oscuro provocado por el bitumen, pero son fácilmente detectados en las imágenes FMI. La estratificación de
corriente de río en las imágenes de la pared del pozo muestra que la dirección de ﬂujo era aproximadamente hacia el norte durante la sedimentación de la arenisca McMurray, pero varía a lo largo de la secuencia. La comprensión de la inﬂuencia de las mareas en la sedimentación de areniscas ayuda a construir un modelo geológico más preciso. La estratiﬁcación de corriente de río asociada con procesos ﬂuvio-estuarinos también reﬂeja la tendencia del cuerpo arenoso;
Gráfica vectorial de SediView
Tamaño de 0.45 la barrena
-0.15 240 360
Porosidad-Neutrón Orientación Norte
0 120 240 360 470 0 grados 90
Imagen FMI estática Resistiva Conductiva
Salida de StrucView Profundidad medida, m
Zona rica en bitumen
Bancos con estratificación de corriente
> Típicos canales labrados y apilados, separados por superﬁcies de erosión. La herramienta StrucView muestra gráﬁcamente los principales tipos de estratiﬁcación hallados dentro del ambiente de canal estuarino superior de las areniscas petrolíferas McMurray; incluyen estratiﬁcación de paleocorriente (azul), estratiﬁcación acrecional (rojo) y estratiﬁcación de bajo ángulo y baja energía que reﬂeja el echado estructural hacia el sur—sureste (verde) (abajo a la derecha). Ésta es una sección transversal norte—noroeste a sur—sureste y muestra que la dirección de paleocorriente es predominantemente hacia el norte en la sección inferior, pero se orienta de oeste a noroeste en la sección media. La parte superior de la barra de espolón, arriba de 480 m [1570 pies], indica un cambio en la dirección de transporte de sedimentos hacia el sureste. Se escogió la dirección de la sección transversal StrucView para realzar la estratiﬁcación de corriente. Las imágenes FMI de una sección pequeña en este intervalo muestran el aspecto de estratiﬁcación de corriente en la imagen dinámicamente procesada de la derecha, y una zona brillante rica en bitumen en la imagen estática de la izquierda (izquierda). Es difícil observar la estratiﬁcación en los núcleos, pero resulta claramente observable en la imagen FMI. El análisis vectorial del echado del programa SediView rastrea la dirección de paleocorriente a medida que este intervalo era depositado e indica un ambiente de meandros, probablemente inﬂuido por mareas (arriba a la derecha). Este análisis sugiere que es posible esperar un mayor desarrollo de las areniscas hacia el norte de este pozo.
mer hallazgo de petróleo para garantizar la viabilidad del área prospectiva; se tiende a perforar menos pozos para la evaluación del yacimiento, y la utilización creciente de instalaciones submarinas implica intervenciones de pozos extremadamente costosas y difíciles.15 En consecuencia, los geólogos deben comprender y modelar estos yacimientos con muchos menos datos de registros de pozos, imágenes de la pared del pozo y núcleos. Esta carencia de información especíﬁca de campo ha dado lugar al creciente estudio a escala de exploración y a escala de yacimientos de abanicos submarinos y análogos turbidíticos para ayudar a los geólogos a modelar la compleja distribución y arquitectura de estos yacimientos.16
Un reciente estudio global sobre la utilización de análogos sedimentarios en la industria muestra que dos tercios de las compañías estudiadas no sólo emplean análogos sino que también creen que su utilización reduce riesgos e incertidumbres. El estudio demostró también que tanto
15. Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativas para los pozos en aguas profundas,” Oilﬁeld Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): 38–53. 16. Las turbiditas son depósitos sedimentarios formados por corrientes de turbidez en aguas profundas, en la base del talud continental y sobre la planicie abisal. Comúnmente, las turbiditas muestran cambios previsibles en la estratiﬁcación desde bancos gruesos en la base a laminación ﬁna en el tope, lo que se conoce como secuencias de Bouma, que resultan de los diferentes regímenes de sedimentación según los tamaños
geólogos como ingenieros se beneﬁcian con los estudios detallados de análogos, porque estos análogos refuerzan la conﬁanza en el modelado de exploración y desarrollo de campos, y en la subsiguiente toma de decisiones.17 Dada la diﬁcultad para estudiar sistemas sedimentarios
de las partículas presentes. La alta energía asociada con la sedimentación de turbiditas puede producir la destrucción de los bancos depositados con anterioridad por las corrientes de turbidez subsiguientes. Dromgoole P, Bowman M, Leonard A, Weimer P y Slatt RM: “Developing and Managing Turbidite Reservoirs— Case Histories and Experiences: Results of the 1998 EAGE/AAPG Research Conference,” Petroleum Geoscience 6, no. 2 (2000): 97–105. 17. Sun SQ y Wan JC: “Geological Analog Usage Rates High in Global Survey,” Oil and Gas Journal 100, no. 46 (11 de noviembre de 2002): 49–50.
Á F R I C A ZIMBABWE
SUDÁFRICA LESOTHO Área de estudio de la cuenca Karoo 0 Ciudad del Cabo 0
> Area de estudio de la cuenca Karoo. Dentro de la cuenca Karoo se encuentran el complejo de abanicos de Tanqua y más de 640 km2 [250 millas cuadradas] de estratos expuestos.
75 API 225
> Mapeo de aﬂoramientos. Algunos aﬂoramientos de alta calidad, como éste en el que el Abanico 4 está expuesto debajo de la localización del pozo NB2, permitieron al equipo de geólogos del proyecto NOMAD mapear los detalles sedimentológicos del complejo de abanicos. El mapeo de precisión fue facilitado por los sistemas de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés) y los sistemas de información geográﬁca (GIS, por sus siglas en inglés) (recuadro). Se superponen la imagen FMI y el registro de rayos gamma del pozo inmediatamente adyacente al aﬂoramiento a ﬁn de compararlos con el aﬂoramiento.
modernos recientes de aguas profundas, los investigadores estudian análogos en aﬂoramientos antiguos.18 El proyecto de investigación Novel Modeled Analog Data (NOMAD) para una explotación más eﬁciente de yacimientos de hidrocarburos de aguas profundas, lanzado en el año 2001, apunta a reducir los costos de desarrollo asociados con los yacimientos de aguas profundas. El proyecto NOMAD, patrocinado por la Unión Europea, es un proyecto conjunto entre industria e instituciones académicas. Entre sus participantes se encuentran Statoil; Schlumberger; la Universidad de Tecnología de Delft, Países Bajos; la Universidad de Liverpool, Inglaterra; y la Universidad de Stellenbosch, Sudáfrica. El objetivo del proyecto consiste en mejorar la capacidad de la industria para caracterizar yacimientos de aguas profundas a través del desarrollo de un modelo geológico tridimensional (3D) detallado, utilizando un vasto volumen de datos de aﬂoramientos del complejo de abanicos submarinos de la subcuenca de Tanqua en Sudáfrica. El área del proyecto está ubicada al suroeste de la cuenca de antepaís de Karoo (arriba, a la izquierda). Una cuña clástica de sedimentos Paleozoicos—el Cabo Supergrupo—alcanza un espesor de 8000 m [26,250 pies] dentro de la cuenca. Durante los períodos Pérmico y Triásico se formaron dos subcuencas, una de las cuales es la de Tanqua. Los cinco abanicos Pérmicos de Tanqua han sido estudiados extensivamente durante los últimos diez años, dejando un sólido trabajo técnico que sirve de base para el proyecto NOMAD.19 La correlación de facies a través de la región a partir del mapeo de estratos expuestos mejoró el modelado de la amplia distribución de los abanicos. Esto condujo a una mejor comprensión de los ambientes sedimentarios de los cinco sistemas de abanicos turbidíticos de aguas profundas.20 Desde el más antiguo al más joven, el Abanico 1 representa la posición más distal del fondo de la cuenca; los Abanicos 2 y 3 son más proximales en un sentido del echado sedimentario, en tanto que el Abanico 4 representa una sección bien expuesta según el rumbo sedimentario. Los cuatro abanicos inferiores son de ambiente de fondo de cuenca, mientras que el Abanico 5—el abanico superior extremo—parece haber sido depositado sobre un talud submarino. Dentro de cada secuencia de abanico, la arquitectura de los cuerpos de arenisca varía principalmente de canales a mantos de arena. Se han obtenido datos geológicos provenientes de una diversidad de fuentes sobre los abanicos submarinos de la subcuenca de Tanqua, incluyendo el examen y mapeo de aﬂoramientos rocosos según niveles de detalle y precisión sin
0 millas 2.5
Pozo de gran diámetro Pozo de pequeño diámetro Posición de los pozos NS1
NB2 NS3 NB3 NS4 NB4
NS2 NS5
> Correlación de los abanicos presentes en el área de estudio de la subcuenca de Tanqua. La correlación de los abanicos de aguas profundas presentes en el área de estudio constituyó un verdadero desafío. En general, el complejo de abanicos disminuye de espesor a medida que el contenido de lodo aumenta hacia el norte, lo que sugiere que la cuenca se orienta hacia el norte. Los nombres y límites de los abanicos han sido eliminados, al igual que los marcadores de correlación de pozos. También se muestra una vista en planta de las localizaciones de pozos (derecha).
precedentes utilizando las tecnologías del sistema de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés) y del sistema de información geográﬁca (GIS, por sus siglas en inglés). Por otra parte, se perforaron siete pozos someros; cuatro de 4 pulgadas de diámetro y tres de 6 pulgadas de diámetro. Se extrajo un total de 1186 m [3891 pies] de núcleos de diámetro completo, y en los pozos de 6 pulgadas de diámetro se corrieron juegos completos de registros geofísicos, incluyendo los de la sonda Platform Express, los de Espectroscopía de Catpura Elemental ECS y de Espectrometría de Rayos Gamma Naturales NGS e imágenes FMI. Las localizaciones de los pozos fueron estratégicamente ubicadas con respecto a los aﬂoramientos, al mapeo de superﬁcie y a la geología de subsuelo local disponibles (página anterior, abajo). Los núcleos de los siete pozos resultaron de excelente calidad y fueron sometidos a un exhaustivo análisis, incluyendo registros sedimentológicos y fotografías digitales. Los registros geofísicos también resultaron de excelente calidad y fueron cruciales para la correlación de superﬁcies, cuerpos arenosos y facies sedimentarias clave presentes en el área del proyecto, así como para la evaluación de las propiedades de las rocas y la deﬁnición de la mineralogía (arriba). Debido a la erosión y a la exposición limitada, los aﬂoramientos a menudo impiden la evaluación precisa del espesor estratigráﬁco y de los rasgos sedimentológicos sutiles. Los datos de pozos ayu-
daron a determinar el espesor estratigráﬁco verdadero a partir del espesor observado en aﬂoramientos, permitiendo una correlación más precisa de las unidades de ﬂujo clave dentro de los abanicos submarinos presentes en el área del proyecto. Esto resultó de particular importancia en los depósitos menos resistentes, ricos en contenido de limolita y lodo, ubicados entre los abanicos, debido a su exposición en aﬂoramientos relativamente pobre. Por otra parte, fue particularmente difícil evaluar un rango estrecho de valores granulométricos, la magnitud de la bioturbación y los límites de capas sutiles—indicadores de espesores de capas—en base a los datos de aﬂoramientos solamente. Por el contrario, los estudios detallados de núcleos proporcionaron valiosa información adicional sobre todos estos parámetros y permitieron una descripción y una cuantiﬁcación precisas de toda la variación de facies. Los núcleos y registros demostraron ser esenciales para la correcta correlación de abanicos, rasgos sedimentarios y facies, lo que condujo a la obtención de modelos geológicos tridimensionales más sólidos. Actualmente se están correlacionando las fotografías y los registros detallados de aﬂoramientos con registros geofísicos, imágenes y núcleos de pozos para extender el modelo más allá de los aﬂoramientos y los pozos, a ﬁn de asistir en el modelado de los volúmenes de la región comprendida entre los pozos y al mismo tiempo proveer un enlace con datos de pozos comunes obtenidos durante las etapas de exploración y producción. Finalmente,
cuando se utilicen los análogos sedimentarios para desarrollar modelos de yacimientos, se ingresarán los datos de campo para aportar la información dinámica—por ejemplo, presión y tipo de ﬂuido— necesaria para el éxito de la simulación.
18. Purvis K, Kao J, Flanagan K, Henderson J y Duranti D: “Complex Reservoir Geometries in a Deep Water Clastic Sequence, Gryphon Field, UKCS: Injection Structures, Geological Modelling and Reservoir Simulation,” Marine and Petroleum Geology 19 (2002): 161–179. 19. Wickens HdeV: “Basin Floor Fan Building Turbidites of the Southwestern Karoo Basin, Permian Ecca Group, South Africa,” Tesis Doctoral Inédita, Universidad de Port Elizabeth, Ciudad del Cabo, Sudáfrica,1994. Bouma AH y Wickens HdeV: “Permian Passive Margin Submarine Fan Complex, Karoo Basin, South Africa: Possible Model to Gulf of Mexico,” Transcripciones de la Asociación de Ciencias Geológicas de la Costa del Golfo 41 (1991): 30–42. Rozman DJ: “Characterisation of a Fine-Grained Outer Submarine Fan Deposit, Tanqua-Karoo Basin, South Africa,” en Bouma AH y Stone J: Fine-Grained Turbidite Systems. Asociación Americana de Geólogos de Petróleo, Memoria 72 / Publicación Especial de la SEPM 68. Tulsa, Oklahoma, USA: American Association of Petroleum Geologists (2000): 292–298. Tulsa, Oklahoma, EUA: Asociación Americana de Geólogos de Petróleo (2000): 292–298. Bouma AH y Wickens HdeV: “Tanqua Karoo, Ancient Analog for Fine-grained Submarine Fans,” en Weimer P, Bouma AH y Perkins BF (eds): Submarine Fans and Turbidite Systems: Sequence Stratigraphy, Reservoir Architecture, and Production Characteristics, Actas de la Sección del Golfo de México y de la Sección Internacional de la Costa del Golfo, Sociedad de Paleontólogos Económicos y Fundación de Mineralogistas, 15ª Conferencia sobre Investigación (1994): 23–34. 20. Johnson SD, Flint S, Hinds D y Wickens HdeV: “Anatomy of Basin Floor to Slope Turbidite Systems, Tanqua Karoo, South Africa: Sedimentology, Sequence Stratigraphy and Implications for Subsurface Prediction,” Sedimentology 48 (2001): 987–1023.
Las imágenes FMI de alta calidad de los pozos del proyecto NOMAD permitieron identiﬁcar y establecer la orientación de importantes rasgos sedimentológicos y estructurales (abajo). Por ejemplo, la dirección de las paleocorrientes derivada de las imágenes de la pared del pozo se
ingresará como mapas de tendencias para condicionar los modelos de yacimientos de abanicos de aguas profundas, facilitando la incorporación de datos de geometría, porosidad y permeabilidad de yacimientos. Los rasgos sedimentarios observados en las imágenes de la pared del pozo ayudan
Echado cuadrático medio Profundidad medida, m
6 pulgadas 8 Cuarzo-feldespato de SpectroLith Arcilla de SpectroLith Carbonato de SpectroLith
Echado verdadero W
0 0 grados grados
50 API 200
E Baja calidad
0 grados 12
Imagen FMI Resistiva Conductiva
> Imágenes FMI del pozo NB3 del proyecto NOMAD. Se corrió la herramienta FMI en los pozos de mayor diámetro para proporcionar un análisis de alta resolución de los rasgos sedimentarios y estructurales. El Carril 1 despliega los registros de rayos gamma, calibrador y desviación de pozo. El Carril 2 muestra la litología computada a partir de los datos ECS. El Carril 3 ilustra una imagen estática obtenida con la herramienta FMI y en el Carril 4 se exhiben los echados verdaderos computados a partir de los datos FMI. En este pozo somero se destacan varios rasgos clave. Se identiﬁcó una falla de cabalgamiento importante a una profundidad de 203 m [666 pies] (abajo a la derecha). Entre 185 m y 190 m [607 y 623 pies], se detectó estratiﬁcación plegada (centro a la derecha). Se identiﬁcaron posibles frentes de óndulas rampantes a 80 m [262 pies], con orientación sur, lo que resulta compatible con un ﬂujo de paleocorriente de dirección norte (arriba a la derecha). También se detectaron fracturas, determinándose su orientación, aunque en su mayoría se encuentran selladas con cemento de cuarzo (arriba a la derecha).
a los geólogos a discernir qué porción del abanico ha sido penetrada, y si el pozo se encuentra en un canal conﬁnado o en un depósito no conﬁnado de mantos de arena; información que resulta esencial para el modelado de abanicos de aguas profundas. Los rasgos aparentemente insigniﬁcantes también pueden proveer indicaciones valiosas acerca de la estratigrafía secuencial de los sistemas de aguas profundas. En los abanicos de Tanqua, por ejemplo, las concreciones observadas en aﬂoramientos y en las imágenes FMI dentro de ciertas facies fangolíticas se correlacionan con superﬁcies de inundación periódicas.21 Las herramientas de modelado y simulación permiten a los geocientíﬁcos e ingenieros explotar datos provenientes de diversas fuentes, incluyendo imágenes de la pared del pozo. Las herramientas de secuencias de tareas del programa Petrel, una aplicación de computación que soporta todas las disciplinas de los especialistas en yacimientos, constituyen un ejemplo de la capacidad de los programas de modelado y simulación modernos. El programa Petrel abarca la interpretación y visualización de datos sísmicos bidimensionales y tridimensionales; el modelado y mapeo estructural, estratigráfico y petrofísico; la correlación de pozos; el análisis de los datos y el ingreso de los mismos en el volumen del modelo; el cálculo del volumen de reservas y el diseño de pozos. Las funcionalidades del programa Petrel han permitido la visualización y el modelado de las zonas sedimentarias de cada uno de los sistemas de abanicos de Tanqua a lo largo de todo el desarrollo del proyecto NOMAD (próxima página, arriba). La capacidad de modelar en detalle las propiedades de yacimientos de abanicos de aguas profundas ofrece claras ventajas a los equipos multidisciplinarios a cargo de los activos de las compañías petroleras en lo que respecta a optimización de yacimientos durante todas las etapas del desarrollo de campos petroleros. Las imágenes de la pared del pozo constituyen una parte pequeña pero importante del enorme volumen de datos utilizados en el modelado de yacimientos. Sin embargo, los tipos de datos especíﬁcos varían según el área, la disponibilidad y el entorno operativo. Si bien la herramienta FMI fue utilizada en los pozos del proyecto NOMAD perforados con ﬂuidos de perforación conductivos, muchos pozos de aguas profundas se perforan utilizando lodos de perforación no conductivos, excluyendo así la utilización de ciertas técnicas de evaluación de formaciones. La herramienta OBMI, diseñada para operar en sistemas de lodo base aceite y lodo sintético, proporciona imágenes de la pared del pozo de alta resolución para el análisis sedimentológico.22 Por ejemplo, la herramienta OBMI
puede ayudar a identiﬁcar rasgos de deslizamientos que disminuyen la continuidad de la arena y tienden a reducir el posible espesor del yacimiento y su conectividad. Cuando se calcula el conteo total de arenisca o cuando se estiman propiedades de yacimientos como la permeabilidad, se deben tener en cuenta los deslizamientos observados en el pozo. Por otra parte, el examen de los rasgos sedimentarios—tales como la estratiﬁcación entrecruzada—que se observan en las imágenes OBMI ha aportado a los geólogos valiosa información en cuanto a la orientación de los cuerpos arenosos en una variedad de ambientes sedimentarios. Capas delgadas en abanicos de aguas profundas La cuenca de Taranaki constituye una de las provincias de hidrocarburos más exploradas y comercialmente más exitosas de Nueva Zelanda. Los principales yacimientos arenosos, del Mioceno y de períodos más recientes, fueron depositados en un ambiente de talud de aguas profundas y abanico de fondo de cuenca. Se descubrió petróleo en la Formación Mt. Messenger, en el campo Kaimiro, en 1991. La continuidad de la actividad exploratoria permitió descubrir más petróleo en Rimu, Taranaki Sur; y gas en Windsor, Taranaki Norte. Los sedimentos estratiﬁcados en capas delgadas constituyen las principales facies de yacimiento, de modo que la identiﬁcación de estos sedimentos ha sido la clave del éxito exploratorio. La formación corresponde a areniscas, limolitas y fangolitas de grano predominantemente muy ﬁno, y según la interpretación de los geólogos, esta formación fue depositada en un ambiente de abanico de talud. La Formación Mt. Messenger se encuentra en Isla del Norte, Nueva Zelanda, tanto en aﬂoramientos como en el subsuelo. Se obtuvieron datos de imágenes de la pared del pozo y registros geofísicos en dos pozos adyacentes perforados con una separación de 137 m [450 pies] entre sí. Los pozos Pukearuhe Norte y Pukearuhe Central fueron perforados hasta una profundidad de 72 m [236 pies] y 89 m [292 pies] respectivamente, y
21. Johnson y otros, referencia 20. 22. Cheung y otros, referencia 5. Cheung P, Pittman D, Hayman A, Laronga R, Vessereau P, Ounadjela A, Desport O, Hansen S, Kear R, Lamb M, Borbas T y Wendt B: “Field Test Results of a New OilBase Mud Formation Imager Tool,” Transcripciones del XLII Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo XX. 23. Browne GH y Slatt RM: “Outcrop and Behind-Outcrop Characterization of a Late Miocene Slope Fan System, Mt. Messenger Formation, New Zealand,” Boletín de la AAPG 86, no. 5 (2002): 841–862.
Facies Otras Hemipelágicas Areniscas sin estructuras sedimentarias Areniscas con estructuras sedimentarias Curva de nivel = 10 m Más alto Más bajo
> Modelado de los abanicos de Tanqua. Un modelo de litofacies de alta resolución construido con el programa Petrel muestra la variabilidad de los mantos de arena en el Abanico 3. Las celdas de la retícula representan un volumen de 10 m por 10 m por 0.25 m [33 pies por 33 pies por 0.8 pies]—con 265 por 206 por 282 celdas, totalizando 15,394,380 celdas—y están codiﬁcadas en colores de acuerdo con el tipo de litofacies mapeado. La geometría sinuosa de los aﬂoramientos es el resultado de la erosión y no está relacionada con la sedimentación en un canal. Los símbolos “+” encerrados en un círculo indican el tope de cada sección sedimentaria medida, tomada en el aﬂoramiento. En las zonas de gran amalgamamiento o de alta energía, tales como en el centro de un canal pobremente conﬁnado, se observa la presencia de areniscas carentes de estructura, mientras que las areniscas que muestran estructura predominan en las zonas menos amalgamadas o de más baja energía. La sedimentación hemipelágica representa períodos de interrupción en el sistema de turbiditas. Los sedimentos hemipelágicos son sedimentos fangosos submarinos profundos formados en las proximidades de las márgenes continentales, que contienen material biógeno y limo terrígeno.
sus posiciones se encontraban a aproximadamente 91 m [300 pies] de la exposición del acantilado. Los pozos fueron perforados a través de la Formación Mt. Messenger en 1996, hacia el interior de la Playa Pukearuhe, 50 km [31 millas] al noreste de Nueva Plymouth en la costa oeste de la
Isla del Norte (abajo). Los aﬂoramientos han sido interpretados como depósitos de espolón y de desborde apilados verticalmente, constituidos por areniscas y limolitas ﬁnamente estratiﬁcadas, con laminación típicamente laminar, y areniscas y limolitas con laminación ondulada rampante.23
Pozo Pukearuhe Norte Pozo Pukearuhe Central
0 0 km 5 millas 3.1
Windsor Kaimiro Isla del Norte
Rimu Campo comprobado Descubrimiento en evaluación
0 0 km millas 50 31
millas 125
> Localización de los pozos Pukearuhe en Nueva Zelanda.
Las facies detalladas identiﬁcadas en las imágenes eran características de un ambiente marino profundo. Se deﬁnió un registro litológico a partir del registro de rayos gamma y de la curva SRES derivada del apilado de las 192 curvas de resistividad obtenidas con la herramienta FMI. El registro litológico ayudó a identiﬁcar capas delgadas—con un espesor mínimo de 5.1 cm [2 pulgadas]—lo cual posibilitó una determinación más precisa del conteo de arenisca, del espesor
medio de las capas, de las proporciones litológicas y de los ciclos estrato decrecientes y estrato crecientes. Estos ciclos estrato decrecientes y estrato crecientes fueron deﬁnidos por echados dominantes claramente identificables. Estos echados dominantes se encontraban generalmente limitados en su base por una clara superﬁcie de erosión y sobre ellos yacía una sucesión de echados de orientación similar, pero cuya magnitud decrecía en dirección ascendente a través de la sucesión.
Resistividad sintética Resistividad somera de Lateroperfil
ohm-m 2000 10 ohm-m 1000
Fangolita Limolita
1.95 gm/cm3
2.95 0.2
Arenisca Curva de dureza
0.45 pies3/pies3
Resistividad profunda de Lateroperfil
Imagen FMI estática Conductiva
–0.15 0.2
> Registro de litología del pozo Pukearuhe Norte. El análisis litológico de alta resolución ayudó a resolver las relaciones de espesor de capas en el pozo Pukearuhe Norte y en el Pukearuhe Central. Los registros litológicos, que muestran capas de sólo 2 pulgadas de espesor, corresponden a tres litologías: areniscas, limolitas y fangolitas (Carril 4). Las curvas de espesor de capas, derivadas de las mediciones de conductividad, muestran ciclos estratocrecientes en el pozo Pukearuhe Norte que coinciden con los echados dominantes encontrados en ambos pozos.
La correlación de capas entre ambos pozos resultó diﬁcultosa debido a la erosión y al amalgamiento localizados de los bancos de areniscas. Sin embargo, los echados dominantes observados entre los pozos indicaban que podrían correlacionarse paquetes de facies. Se interpretó que estos ciclos representaban lóbulos individuales depositados en la llanura de la cuenca. El análisis de capas delgadas es esencial para el logro de cálculos de reservas precisos, especialmente durante las etapas iniciales del proceso de evaluación. Si bien ahora es posible identiﬁcar capas delgadas a partir de registros geofísicos de alta resolución—2 pulgadas—obtenidos a pozo abierto, la información sedimentológica que brindan las imágenes de la pared del pozo, con una resolución de apenas 0.5 cm [0.2 pulgadas], ayuda a evaluar la continuidad del yacimiento y su potencial. Las imágenes FMI mostraron las características de un sistema de talud que pasaba de la presencia de fangolitas, que luego se intercalaban con areniscas ﬁnas y se tornaban cada vez más ricas en contenido de arenisca, a la formación de capas de areniscas más espesas de aproximadamente 0.6 m [2 pies] de espesor. Los registros litológicos correspondían a tres litologías: areniscas, limolitas y fangolitas. El análisis mostró capas de sólo 2 pulgadas de espesor (izquierda). Las curvas de espesores de capas de carácter homogéneo, derivadas de mediciones de conductividad en el pozo Pukearuhe Norte, mostraron ciclos estrato crecientes que coincidían con los echados dominantes. Estos echados dominantes también se observaron en el pozo Pukearuhe Central, aunque las capas parecían mucho más delgadas y exhibían ciclos mucho más pequeños. Se determinaron las posiciones de los marcadores litológicos utilizando los datos de echado y estos marcadores permitieron efectuar una correlación razonablemente segura entre los dos pozos. Los datos de echado distintivos dentro de zonas clave permitieron la correlación entre ambos pozos; sin los datos de echado, la correlación habría resultado difícil (próxima página, arriba). También se pudieron correlacionar algunos otros rasgos sedimentarios entre los pozos debido a la naturaleza repetitiva de la sedimentación. Como resultado de la correlación, se observó que la proporción de arenisca aumentaba en dirección hacia el pozo Pukearuhe Central, lo que indicaba mayores posibilidades de existencia de un margen de canal hacia el sur.
Pozo Pukearuhe Norte Profundidad medida, pies Rayos gamma
Pozo Pukearuhe Central
pies3/pies3 ohm-m 100 0.4 0.2 0 100 0 grados 60
Limolita Arenisca
Marcador C
Marcador D
> Correlación con datos de echados. Las posiciones de los marcadores litológicos fueron determinadas mediante la utilización de datos de echados derivados de la herramienta FMI. Esto permitió la correlación entre los dos pozos. La falta de rasgos sedimentarios y la naturaleza repetitiva de la sedimentación diﬁcultó considerablemente la correlación entre los pozos. Esta correlación permitió la evaluación de las proporciones relativas de arenisca en cada zona. El pozo Pukearuhe Central contenía el mayor porcentaje de arenisca, lo que indica que el canal y la mejor zona prospectiva se encontraban hacia el sur.
La herramienta FMI resultó clave para el correcto análisis de las capas delgadas. La identiﬁcación y cuantiﬁcación de estas capas delgadas no habría sido posible con los registros geofísicos convencionales solamente. El registro litológico generado a partir de los datos FMI ayudó a deﬁnir los parámetros petrofísicos para cada litología y a determinar los valores de corte, que luego pudieron extrapolarse a todo el campo. Mejoramiento de los modelos de yacimientos y del desarrollo de campos Los ambientes sedimentarios continentales terrestres y marinos someros pueden ser más complejos que los ambientes submarinos. La perforación en ambientes continentales o transicionales, típicamente se efectúa con una mayor densidad de pozos, lo que genera más datos de subsuelo. Además, es más fácil observar episodios de sedimentación activa en ambientes terrestres. Los ambientes transicionales plantean retos especiales debido a la acción recíproca de la sedimentación y de la erosión bajo la acción de las fuerzas combinadas—y a menudo opuestas—de la tierra y el mar, lo que genera una arquitectura de yacimiento compleja. La compañía Teikoku Oil de Sanvi-Güere caracterizó la sedimentología de una serie compleja de yacimientos arenosos en el campo Guárico 13 del oriente de Venezuela (derecha).
Puerto La Cruz Maturin
Área de estudio del campo Guárico 13
Hamaca Zuata
Cerro Negro Ciudad Bolívar
A M É R I C A D E L S U R
> Localización del campo Guárico 13, en el este de Venezuela.
Imagen FMI estática Resistiva Conductiva Profundidad medida, pies
0 0 API 150
Rayos gamma derivados del FMI
> Facies de derrames de grieta (crevasse splays) y areniscas lacustres. Las fotografías de núcleos muestran lutitas y limolitas ﬁnamente laminadas, seguidas por una arenisca de base nítida con laminación paralela a entrecruzada que grada hacia arriba a una arenisca maciza con rastros de raíces vegetales (derecha). Sobre las mismas descansa una capa de carbón de menos de 1 pie de espesor. Las imágenes FMI concuerdan con los datos de núcleos a lo largo de la sucesión de depósitos de grieta (izquierda).
Uno de los intervalos principales con hidrocarburos dentro de este campo, la Formación Merecure superior, fue depositado durante el Mioceno inferior en un ambiente de planicie costera asociado con un sistema ﬂuvio-deltaico.24 El intervalo se caracteriza por la presencia de areniscas delgadas, muy ﬁnas a medianas, con espesores totales típicos que oscilan entre 3 y 9 m [10 y 30 pies].
Los subambientes corresponden a canales de meandros, canales de llanura de inundación, derrames de grieta (depósitos de grieta, crevasse splays), canales de grieta, barras de desembocadura de frentes deltaicos, pantanos y lagos.25 Dentro de este ambiente predominan los sedimentos ﬁnos pero pueden ser gruesos a medianos si se depositan en subambientes de canal de más
alta energía. Las capas de carbón dentro del intervalo Merecure superior conforman marcadores de correlación lateralmente extensivos pero, incluso con estos marcadores, los intervalos arenosos productivos pueden resultar elusivos cuando se perfora procurando producción máxima y recuperación óptima.
Estratificación Orientación Norte Echado verdadero 0 120 240 360
360 0 grados 90
Estratificación Imagen FMI entrecruzada dinámica interpretada Echado verdadero Resistiva Conductiva
Imagen FMI dinámica no interpretada Resistiva Conductiva
< Facies de canal de grieta. Los datos de núcleos muestran una arenisca ﬁna a media con base nítida o de erosión (derecha). En ciertos casos, las areniscas muestran laminación o estratiﬁcación entrecruzada pero normalmente las facies parecen macizas. Este intervalo está coronado por una facies de canal abandonado. Las imágenes FMI concuerdan con los datos de núcleos a lo largo de la sucesión de relleno de canal de grieta y muestran una arenisca con base nítida y laminación entrecruzada, a la que sobreyace una facies de llanura de inundación ﬂuvial (izquierda) de grano ﬁno.
Las herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo, tales como la herramienta FMI, resultaron de gran utilidad para los geólogos de Teikoku Oil, quienes utilizaron los datos FMI para desarrollar modelos sedimentológicos para cada yacimiento arenoso dentro de la Formación Merecure. Utilizando las herramientas BorView del sistema GeoFrame, los geólogos de Schlumberger y de Teikoku caracterizaron las distintas areniscas mediante el análisis de los rasgos sedimentarios que aparecen en las imágenes FMI, mejorando así los modelos sedimentológicos. La determinación de las tendencias, la continuidad y la conectividad del yacimiento no podrían haberse logrado utilizando los datos sís24. Gamero H, Contreras C, Pestman P y Mizobe A: “Borehole Electrical Images as a Reservoir Characterization Tool in the Merecure Formation, Guárico 13 Field, Eastern Venezuela,” Memorias del VII Simposio Bolivariano, Caracas, Venezuela (10 al 13 de septiembre de 2000): 620–641.
micos disponibles en el campo Guárico 13. En esta área, la mayor parte de los espesores arenosos y los rasgos estructurales—tales como las fallas—se encuentran por debajo del límite de resolución sísmica. Las imágenes de la pared del pozo ayudan a resolver la orientación tanto de las litofacies productivas como de las litofacies no productivas utilizadas en los modelos y en el desarrollo de campos. El análisis extensivo de núcleos e imágenes condujo al reconocimiento de ocho facies dentro de la Formación Merecure. Las ocho facies resultan distinguibles en las imágenes FMI y pueden veriﬁcarse a través de análogos sedimentarios modernos.26 Los canales de grieta y los derrames
25. Para mayor información sobre ambientes sedimentarios ﬂuviales y deltaicos, consulte: Scholle PA and Spearing D: Sandstone Depositional Environments, Memoria 31. Tulsa, Oklahoma, EUA: Asociación Americana de Geólogos de Petróleo,1982. 26. Gamero y otros, referencia 24.
de grieta constituyen facies importantes en la Formación Merecure superior debido a sus características de yacimiento de alta calidad. Los derrames de grieta son cuerpos arenosos muy ﬁnos a medianos que en general presentan características granocreciente. Estos depósitos muestran contactos inferiores abruptos y laminación paralela a entrecruzada. A menudo presentan restos de raíces en la porción superior de la arenisca (página anterior). Esta facies sobreyace lutitas y limolitas ﬁnamente laminadas y sobre ella yace una delgada capa de carbón. En general, los canales de grieta tienen bases erosivas nítidas y presentan sucesiones granodecreciente con granulometrías ﬁnas a medianas, y pueden mostrar estratiﬁcación entecruzada aunque suelen tener una estructura interna más maciza. Los derrames de grieta y los canales de grieta muestran estratiﬁcación entrecruzada que indica la dirección de las paleocorrientes, a menudo representativa de las tendencias del yacimiento (arriba).
Estratificación entrecruzada Imagen FMI estática Echado verdadero Resistiva Conductiva Profundidad medida, pies
Superficies de erosión Echado verdadero
Rayos gamma derivado del FMI
grados 90 0
Patín 1 Patín 1
> Facies de faja de meandros/canal anastomosado. Las imágenes FMI muestran múltiples superﬁcies de erosión que separan unidades de grupos con estratiﬁcación entrecruzada laminar, de 0.3 m a 0.5 m [1 a 1.5 pies] de espesor, cuyos echados tienen direcciones norte-noreste, este-noreste y noreste. No se extrajeron núcleos de esta facies.
Carácter homogéneo Granodecreciente Dentado
0 0 km millas 1.6 1
Dentado, indicando una naturaleza fangosa Capa de lignito Diagrama de roseta que ilustra datos de paleocorrientes
Granocreciente
Facies Canal de llanura de inundación Albardón Derrames de grieta Llanura de inundación lacustre Pantano Banco de canal axial anastomosado Complejo de barras arenosas
> Modelos sedimentológicos que incorporan la información obtenida de los datos de registros geofísicos, imágenes de la pared del pozo y núcleos de diámetro completo. Se muestran los modelos de dos de los yacimientos arenosos del campo Guárico 13, conjuntamente con la dirección de paleocorriente derivada del análisis FMI. Las facies productivas comprenden facies de canal de llanura de inundación (amarillo), facies de derrames de grieta (verde) y facies de canal anastomosado (naranja claro y marrón). [Adaptado de Hamilton DS, Ambrose WA, Barba RE, De Angelo M, Tyler N, Yeh JS, Dunlap DB y Laubach SE: “Hydrocarbon Production Opportunities Deﬁned by Integrated Reservoir Characterization, Guárico 13/10 Area, Eastern Venezuela,” informe interno de Teikoku Oil de Sanvi-Güere (1999).]
Límites de capas Echado verdadero
Resistiva Conductiva
Orientación Norte Bancos con Orientación Norte estratificación W E 0 120 240 360 0 120 240 360 entrecruzada Echado verdadero Echado Imagen Imagen FMI dinámica verdadero FMI estática Rayos gamma
Resistiva Conductiva 0 grados 90 0 API 150
< Facies de canal de llanura de inundación. Las imágenes eléctricas de pozos, integradas con los datos de núcleos (profundidad de los núcleos de 4214.5 a 4222.6 pies) a través de la sucesión granodecreciente (4219 a 4227 pies) muestran, de base a tope, una superﬁcie de erosión a 4227 pies [profundidad de los núcleos de 4222.6 pies] con un depósito residual de canal de grano grueso asociado, al que sobreyace una arenisca media con estratiﬁcación entrecruzada de alto ángulo cuyo echado se orienta hacia el este y el estenoreste. Los grupos con estratiﬁcación entrecruzada están limitados por superﬁcies de truncamiento, tienen pulgadas de espesor e indican una dirección de transporte de sedimentos de este a noreste. Este intervalo es interpretado como una sucesión de relleno de canal depositada por un canal ﬂuvial de orientación este-noreste a oestesuroeste.
Superficies de erosión
Se identiﬁcaron además otras cuatro facies importantes: la facies de faja de meandros/canal anastomosado, que se encuentra en el sector inferior y medio de la Formación Merecure; la facies de canal de llanura de inundación en la porción inferior de la Formación Merecure Superior; y las facies de lutita marina somera y de barra marina, ambas en el tope de la Formación Merecure Superior. Las facies de canal corresponden a estructuras sedimentarias de más alta energía, tales como superﬁcies de estratiﬁcación entrecruzada laminar y en artesa, y superﬁcies de erosión basales (página anterior arriba). Los ambientes de alta energía generan indicadores direccionales particularmente fuertes y representan típicamente la sección de yacimiento más productiva; es decir, la de mayor porosidad y permeabilidad. En muchos casos, los indicadores de paleocorrientes consistentes representan la orientación de la arenisca de canal. Uno de los yacimientos más importantes del campo Guárico 13, la arenisca U2M, es interpretado como una facies de canal de llanura de inundación. Estas facies corresponden a sucesiones granodecrecientes de areniscas de granulometría medianas a gruesas de entre 2 y 11 m [7 y 35 pies] de espesor, con estratiﬁcación entrecruzada tabular y en artesa, y se caracterizan por sus contactos basales erosivos (izquierda). Esta información sedimentológica constituye un importante aporte a los esfuerzos de modelado de yacimientos y desarrollo de campos que realizan los equipos a cargo de los activos de las compañías petroleras (página anterior, abajo).
Anchorage ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA Ensenada Cook
Unidad Redoubt
> Campo Redoubt Shoal, Ensenada Cook, Alaska, EUA.
> Comprensión de la geometría de un yacimiento mediante la utilización de la técnica de visualización inmersiva. En muchos casos, la rentabilidad del desarrollo de campos impone la perforación de una cantidad mínima de pozos, cada uno de los cuales tiene máximo contacto con el yacimiento. El mayor conocimiento de la sedimentología del yacimiento ayuda a reducir el riesgo de fallas o problemas asociados con estos pozos importantes, mejorando en consecuencia los resultados económicos del proyecto. Con la tecnología inmersiva Inside Reality, los equipos multidisciplinarios a cargo de la planiﬁcación de pozos podrán planiﬁcar pozos más complejos, tomando en cuenta los datos sedimentológicos detallados y, en consecuencia, generando operaciones de perforación y de geoposicionamiento más exitosas.
Determinación de facies en rocas complejas La compañía Forest Oil Corporation es un operador clave en la Ensenada Cook de Alaska, EUA, que ha encarado y mantenido un agresivo programa de exploración en el campo Redoubt Shoal gracias a la utilización de tecnología de vanguardia diseñada para mejorar la caracterización de yacimientos. Las imágenes OBMI obtenidas en marzo de 2003 marcaron la utilización de la herramienta por primera vez en Alaska por parte de Forest. Existen pruebas sustanciales aportadas por los primeros resultados que indican que la herramienta OBMI tendrá un impacto positivo considerable sobre la determinación y correlación de facies en esta área. La Ensenada Cook constituye una importante provincia petrolera que se encuentra al sur-suroeste de Anchorage, Alaska (izquierda). Está ubicada en un ambiente de cuenca de ante-arco que se desarrolló como resultado de la subducción del margen de la Placa del Pacíﬁco. El hidrocarburo se encuentra entrampado en estructuras compresivas relacionadas con la tectónica convergente. El complejo estado de los esfuerzos en los pozos existentes crean condiciones de perforación difíciles que requieren la utilización de lodos base aceite. Hasta la llegada de la herramienta OBMI a Alaska, no había sido posible la adquisición de datos de imágenes de resistividad en la Formación Hemlock dentro del yacimiento Redoubt Shoal. La porción central de la Ensenada Cook está rellena de 7925 m [26,000 pies] de rocas no marinas de edad Terciaria. Los conglomerados de la Formación Hemlock son del Oligoceno Superior y están constituidos por areniscas conglomerádicas y conglomerados interestratiﬁcados. Han sido clasificados como feldarenitas líticas, litarenitas feldespáticas o litoarenitas. Los resultados del análisis de núcleos, sugieren que la Formación Hemlock del campo Redoubt Shoal está compuesta por depósitos de corrientes anastomosadas de baja sinuosidad. Las capas de areniscas y los conglomerados suelen apilarse para formar grandes unidades sedimentarias homogéneas que pueden alcanzar espesores de más de 15 m [50 pies]. Las imágenes OBMI ahora proveen importante información estratigráﬁca que no se disponía anteriormente y permiten
27. Johansson M y Saltmarsh A: “The Geological Application of Acoustic Images in Homogeneous Clastic Sediments; Examples from the Tertiary Hemlock Formation, Cook Inlet, Alaska,” artículo de la SPE 77995, presentado en la Reunión Conjunta Regional de Occidente de la SPE/Sección Pacíﬁco de la AAPG, Anchorage, Alaska, EUA, 20 al 22 de mayo de 2002.
Lentitud compresiva
140 µsec/pies40
Calidad OBMI Profundidad medida, pies Normal Orientación Norte
0 120 240 360 0
Arenisca Arenisca guijarrosa Conglomerado
6 pulgadas 16
0.6 pies3/pies3 0
1.65 g/cm3 2.65
Imagen OBMI estática Resistiva Conductiva Resistiva
Imagen OBMI dinámica
Pobre Estratificación 360 entrecruzada Echado verdadero Saturación Conductiva
Lutita Carbón
< Determinación de facies con imágenes OBMI. La utilización de sistemas de lodo base aceite en el campo Redoubt Shoal ha limitado la capacidad de la compañía Forest Oil Corporation para diferenciar las facies. Ahora existen evidencias claras que indican que la facies de areniscas (arriba) puede distinguirse de la facies conglomerádica (abajo), dentro de los conglomerados Hemlock, utilizando las diferencias texturales observadas en los datos de las imágenes OBMI. Los datos OBMI fueron obtenidos por primera vez en la Ensenada Cook en marzo de 2003.
efectuar un cálculo del echado estructural más sólido que el que se obtenía previamente con la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI.27 Por otra parte, debido a la complejidad de las litologías, el carácter de estos sedimentos conglomerádicos en los registros geofísicos diﬁculta la determinación y correlación de facies. Sin embargo, las imágenes OBMI muestran diferencias claras entre las facies de areniscas productivas y las facies de conglomerados menos productivos y fangolitas no productivas (arriba).
Conocimiento del yacimiento La comprensión de la sedimentología implica la comprensión del basamento sobre el que se erigió un yacimiento. Diferentes ambientes sedimentarios originan una diversidad de facies que inciden sobre las características del yacimiento. Los modelos de yacimientos que incluyen aspectos detallados de los procesos sedimentarios, a menudo resultan de mayor utilidad para la predicción del desempeño del yacimiento debido a esta relación entre ambientes sedimentarios, facies y yacimiento. Hoy en día, las imágenes sís-
micas de alta resolución y las herramientas de visualización de yacimientos e inmersión ofrecen a los equipos a cargo de los activos de las compañías petroleras la capacidad de dar cuenta en forma más acabada de complejidades tales como yacimientos discontinuos o desconectados. La herramienta de visualización 3D de GeoViz, del programa GeoFrame y el sistema de realidad virtual tridimensional Inside Reality, una tecnología adquirida por Schlumberger a Norsk Hydro, han elevado a un nivel superior la planiﬁcación interactiva de pozos y campos petroleros (página anterior, abajo). Con el avance de la industria, las imágenes de la pared del pozo se irán incorporando a la creciente lista de tipos de datos funcionales para estas herramientas de visualización de yacimientos. La visualización detallada y en tiempo real de las imágenes de la pared del pozo LWD para el geoposicionamiento es una técnica verdaderamente promisoria. La industria seguirá siendo testigo de la expansión de las capacidades y aplicaciones de las herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo, tanto en los sistemas operados a cable como en los sistemas LWD. Por ejemplo, en los lodos sintéticos y base aceite, la nueva herramienta integrada de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Dual en Lodos Base Aceite OBMI2 ofrece el doble de cobertura de pozo que la herramienta OBMI original. A medida que las tecnologías avanzan y mejoran, seguirá multiplicándose la capacidad de los equipos a cargo de los activos de las compañías petroleras para evaluar, cuantificar, modelar y predecir los efectos sedimentológicos sobre el desarrollo y el desempeño de los yacimientos. En consecuencia, el valor de las imágenes de la pared del pozo para la geología y el manejo de activos se materializará completamente. —MG
Documents Similar To IMAGENES DE POZO SEDIMENTOLOGIA OILFIELD REVIEW schlumberger
PET 226_consideraciones Geologicas(1)
Sísmica bidimensional
Trabajo de Terminacion de Pozos
Siguiendo Este Lineamiento
Ficha Mapa 13
Polimeros Trabajo i

References: resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución