PLOTS DE POZOS DIRECIONALES

Los datos de estudio direccional se utilizan para calcular la posición y la profundidad de la perforación a lo largo de toda su longitud. Estos datos normalmente se representan en un mapa base en una de dos maneras como líneas rectas desde la superficie hasta la ubicación del orificio inferior, o 2 tramas (plots) direccionales detallados.

El método de línea recta simplificada de trazos de un pozo direccional se muestra en la Fig. 3. Los únicos datos necesarios y trazados en el mapa base son los lugares de la superficie y el fondo del pozo. A veces, la profundidad medida a TD se registra junto a la ubicación de fondo de pozo. Una línea discontinua recta se dibuja generalmente entre las localizaciones de superficie y de fondo de pozo. Esta trama (plot) pozo direccional no proporciona ninguna información acerca de la posición o de la profundidad del pozo en el subsuelo entre las localizaciones de superficie y de fondo de pozo. Tal trama (plot) no es útil en la interpretación, construcción y evaluación de falla, estructura o mapa isópaco.

Cuando el estudio de datos de dirección son trazados para proporcionar detalles en cuanto a la posición y la profundidad submarina del pozo a lo largo de toda su longitud como se muestra en la Fig. 3.13b, la traza tiene in valor real. Tal cual un trazo proporciona una guía visual (visto en el mapa) para la ubicación y la profundidad del subsuelo en cualquier parte del pozo a lo largo de su trayectoria. Se ahorra tiempo en la preparación de mapas subsuperficiales y es extremadamente útil en la interpretación, construcción y evaluación de falla, estructuras y mapas isópacos. En capítulos posteriores se examinan varios beneficios importantes para los fallos de superficie y mapeo estructura derivada de la representación gráfica de la posición real y la profundidad submarina, al Incremento espaciados uniformemente (generalmente 500 pies o 1.000 pies) como todos los pozos direccionales en un mapa base.

La figura 3-14 ilustra la vista en sección transversal de un pozo perforado direccionalmente y el mapa de vista detallada representación gráfica de los datos de dirección en incrementos de 500 pies (TVD) a lo largo de la trayectoria del pozo real. Si se planifican datos de submarinos para la cartografía, los datos de pozos direccionales se corrigen al submarino antes de ser trazada en el mapa base.

La figura 3-15 muestra la vista de mapa de trama de pozo para la plataforma Cognac (a) en el Cañón del Mississippi bloque 194 en los EE.UU. Golfo de México. La plataforma es la mayor plataforma de múltiples pozos en el mundo con 62 slotes. La plataforma está situada en 1000 pies de agua y tiene una altura total de 1.260 pies. Los pozos están desviados con ángulos altos, de hasta 75 grados. El desplazamiento horizontal de los pozos, de hasta 11.500 pies, resulta en un patrón de pozos que cubre alrededor de 2-mi de radio de la plataforma, o un diámetro de 4,4 mi. El coste total para el proyecto fue de aproximadamente 960 millones.

Figura 3-13 (a) Método de línea recta del trazado de pozos direccionales visto en el mapa, (b) diagrama detallado de los datos de dirección que indica la ubicación y profundidad submarina de los pozos a lo largo de toda su longitud. Comparar esta trama al de la Fig. 3-13a.

Figura 3.11 incertidumbre lateral se esperan de un pozo desviado teniendo en cuenta varios tipos de estudios. (Modificado de Wolff y de Wardt 1981 Publicado con autorización de la revista Journal of Petroleum Technology y Gyrodata, Inc.)

DIRECTIONAL SURVEY UNCERTAINTIES

El error introducido por el método de cálculo se vuelve casi académico cuando se consideran las otras incertidumbres del estudio de dirección. Tenneco Oil Company llevó a cabo un estudio detallado de las incertidumbres del estudio de dirección en 1980, una importante conclusión del estudio indica que existe una certeza del 90% que cualquier pozo direccional tendrá un error de 35 pies o menos TVD y I40 o menos en la salida. Esta conclusión se extrae con independencia de MD, el ángulo de agujero, o tipo de levantamiento Esto significa que los pozos con contactos de hidrocarburos que varían de 35 pies bien pueden estar en el mismo depósito con las variaciones o simplemente para examinar error, en lugar de los acontecimientos tales geológicas como barreras de permeabilidad fallos.

Figura 3-10 la expectativa de la incertidumbrevertical en un pozo se puede considerar en distintos tipos de estudios. (Modificado de Wolff y de Wardt 1081. Publicado con autorización de la revista Journal of Petroleum Technology y Gyrodata, Inc,)

Los diagramas mostrados en las figuras, 3-10 y 3-11 (modificados por de Wolff y DeWardt (1981)). Estos diagramas dan una indicación de incertidumbre se espera cuando MD, ángulo de abertura, y el tipo se toman en consideración.

Los errores del estudio se pueden corregir en algunos casos en los campos que tienen contactos de hidrocarburos / agua. Los pozos son muy a menudo "corregidos" para ajustarse al contacto. Esto se hace generalmente mediante la selección de un contacto que se ajuste a la mayoría de los pozos y luego ajustar la profundidad del pozo que no encaja. Un ejemplo de cómo ajustar un pozo se muestra en la Fig. 3-12. El contacto con el agua en los pozos No. 1 y 2 es a una profundidad de -9738 ft, mientras que el contacto en el pozo Nº 3 está a una profundidad de -9748 ft. Puesto que los datos de los dos pozos están de acuerdo con un contacto agua a -9738 pies, el pozo nº 3 se ajusta al alza de 10 pies para corregir el nivel de agua de -9748 pies a -. 9738 ft No sólo se corrige el nivel del agua, la profundidad estructural de la arena (tapa y base) también se corrige al alza de 10 pies. Por lo tanto, la parte superior de la arena a una profundidad de -9720 pies se convierte -9710 en pies. La comprensión de los errores del levantamiento direccionales a veces puede eliminar la necesidad de un "fallo de producción" para explicar las discrepancias en los niveles de agua.

Figura 3-11 incertidumbre lateral se esperan de un pozo desviado teniendo en cuenta los distintos tipos de estudios. (Modificado de Wolff y de Wardt 1981. Publicado con autorización de la revista Journal of Petroleum Technology y Gyrodata, Inc.)