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Evaluación de yacimientos carbonatados
M ahmood AkbarBadarinadh VissapragadaAbu Dhabi, EAU
Ali H. AlghamdiSaudi Aramco
Dhahrán, Arabia Saudita
David AllenM ichael HerronRidgefield, Connecticut, EUA
Andrew CarnegieDhruba DuttaJean-Rémy OlesenCentro de Investigación Conjunto de
Oil & Natural Gas Corporation y Schlumberger
Nueva Delhi, India
R. D. ChourasiyaOil & Natural Gas Corporat ion, Ltd.
Mumbai, India
Dale LoganDave StiefMidland, Texas, EUA
Richard NetherwoodYakarta, Indonesia
S. Duffy RussellAbu Dhabi Company for Inshore Oil Operations
Abu Dhabi, EAU
Kamlesh SaxenaMumbai, India
Se agradece la colaboración en la preparación de este artí-culo a Kamal Babour y Robert Dennis, Al-Khobar, ArabiaSaudita; Tim Diggs, Shell I nternati onal EP, Houston, Texas,EUA; Jack Horkowitz, Sugar Land, Texas; Fikri Kuchuk y
participantes del Primer Foro Anual de Carbonatos de MEA,Dubai, EAU; Chris Lenn, Houston, Texas; T.S. Ramakrishnany Yi-Qiao Song, Ridgefield, Connecticut , EUA; CharlotteSullivan, Universidad de Houston, Texas, EUA; W. BruceWard, Earhworks LLC, Norwalk, Connecticut.BorTex, CMR (herramienta Combinable de ResonanciaMagnét ica), CNL (Registro de Neut rón Compensado), ECS(Espectrometr ía de Captura Elemental), ELAN (AnálisisElemental de Registros), FMI (Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), GeoFrame, Litho-Density (Lito-Densidad),MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),PL Flagship, PS Platform, Q, RockCell, RST (herramienta deControl de Saturac ión del Yacimiento), RSTPro, Spectr oLithy TDT (Tiempo de Decai miento Termal) son marcas deSchlumberger.
Durante décadas, la evaluaci ón de los yacimientos carbonatados ha sido una
importante prioridad para los investigadores y productores de petróleo y gas, pero
los retos que plantean estas rocas tan heterogéneas parec en ser i nfinitos. Desde l a
exploraci ón inicial hasta las etapas avanzadas de producción, geocientíficos,
petrofísicos e ingenieros trabajan en c onjunto para obtener la mayor información
posible de sus datos, para producir el máximo de reservas del subsuelo.
Los yacimientos carbonatados presentan unaimagen de extremos. Los yacimientos pueden sercolosales, aunque sus poros pueden sermicroscópicos (página siguiente, arriba). La
permeabilidad de la matriz puede ser incon-mensurablemente baja, mientras que los fluidosfluyen como ríos a través de las fracturas. Lastécnicas de evaluación que tienen éxito en losyacimientos de areniscas a veces fallan en losyacimientos carbonatados. Estas variacionescomplican tanto la evaluación de l os yacimientoscomo la recuperación de los hidrocarburos. Sinembargo, los investigadores están trabajandopara superar estos problemas, debido a la impor-tancia económica que reviste la producción depetróleo de los yacimientos carbonatados, espe-cialmente en los campos gigantes y súper gigan-
tes del M edio Oriente.Los beneficios potenciales son grandes: alre-
dedor del 60% de las reservas mundiales de pe-tróleo se encuentran en los yacimientoscarbonatados, con un enorme potencial de reser-vas de gas adicionales, específicamente en elMedio Oriente. En este artículo, se examinan lasformas de evaluar los yacimientos carbonatadosmediante registros de pozos y de núcleos, con
ejemplos de grupos de investigación y operacionede todo el mundo (página siguiente, abajo).1 Lométodos van desde ensayos probados y verificadohasta ensayos experimentales, y representan u
subconjunto, y no una revisión completa, de las inciativas en curso. Los resultados de l as evaluaciones a nivel de pozo juegan un papel significati vo eel desarrollo de campos a una escala mayoTambién se analiza el efecto de estos resultadoen las iniciativas de investigación en curso.
¿Por qué tanta confusión
con los carbonatos?
Las rocas sedimentarias carbonatadas se diferencian de las rocas sedimentarias siliciclásti cas dvarias maneras. Las rocas siliciclásticas se foman a medida que los sedimentos son desplaza
dos, se depositan y litifican, o se compactan cementan en roca sólida. La mayor parte de locarbonatos se desarrollan a partir de los sedimentos biogénicos formados por actividad biológicacomo la creación de arrecifes y la acumulación drestos de organismos en el fondo marino. Otrotipos se forman a medida que el agua se evaporde las cuencas poco profundas, o como precipitados de las aguas marinas. Normalmente, los fragmentos que componen la mayor parte de locarbonatos han viajado mucho menos que losedimentos siliciclásticos.
Las rocas siliciclásticas son predominantemente areniscas y lutitas que contienen una gravariedad de minerales y partículas, incluidos ecuarzo, el feldespato, los minerales de arcillafragmentos de rocas preexistentes y restos dplantas o animales. Los carbonatos están com
1. Para una introducción general a la interpretación de locarbonatos: Akbar M, Petricola M, Watfa M , Badri M,Charara M , Boyd A, Cassell B, N urmi R, Delhomme J-P,Grace M , Kenyon B y Roestenburg J: "ClassicInterpretation Problems: Evaluating Carbonates,"Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 38-57.
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> Heterogeneidad de los carbonatos. Los pares fotomicrográfi cos muestran tres texturas de roc as del mismo yacimiento. Las imágenes de la partesuperior son fotomicrografías convencionales de planos de luz polarizada para secc iones delgadas. Las fotomicrografías de c átodo-luminiscencia(abajo) revelan diferentes generaciones de minerales c arbonatados formados durante la diagénesis. Cada textura de roca presenta una respuestadiferente a la resonancia magnética nuclear (RMN) debido a las distintas relaciones dentro de los poros y de entre los granos. Las diferencias defacies depositacionales y posición estratigráfica produjeron tres c aminos diagenéticos claramente diferenciados. En la caliza granular (grainstoneooide (izquierda), los núcleos de los ooides se disolvieron en una temprana etapa de la historia depositacional. Los cementos de calc ita llenaron laporosidad tanto intergranular c omo intragranular. La c aliza granular ooide-peloidal dolomitizada y retentiva de la textura (centro) sufrió inicialmentuna diagénesis menor durante la c ual fueron disueltos algunos fragmentos de esqueletos. A c ontinuación, cristales finos de dolomita reemplazaroel sedimento y preservaron la textura original en una etapa temprana. Más tarde, el c emento de dolomita llenó algunos de los grandes poros móldicos. Las dolomías (dolostones) sucrósicas (derecha) representan caliza granular peloidal que fue reemplazada por c ristales finos de dolomitasucrósica, destruyendo gran parte de la t extura depositacional original.
60 N
40 N
20 N
0
20 S
40 S
60 SArrecife Carbonatos de plataforma continental Carbonatos de aguas profundas Provincia de carbonatos petrolífero
> Distribución de rocas c arbonatadas. Los círculos negros indican ubicaciones de ejemplos descritos en este artículo.
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puestos por un grupo más limitado de minerales,
preferentemente calcita y dolomita. Otros mine-
rales que normalmente están menos presentes
en los carbonatos son el fosfato y la glauconita;
entre los minerales secundarios se incluyen la
anhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales de
arcilla, la pirit a, la anquerita y la siderita.
Estas diferencias dan como resultado siste-
mas de clasificación completamente diferentes
para las rocas clásticas y las carbonatadas. Las
rocas clásticas se distinguen por la composición y
el tamaño de los granos, y los carbonatos se dife-
rencian por factores como la t extura depositacio-
nal, los tipos de grano o de poro, la composición
de la roca, o la diagénesis (derecha).2 La capaci-
dad de diferenciar las unidades de flujo actuales
de las unidades depositacionales originales es
cada vez más importante que diferenciar otros
aspectos de la clasificación, por cuanto el empla-
zamiento óptimo del pozo depende de cuán bien
se comprendan las unidades de flujo actuales.
Una vez depositados, los sedimentos pasanpor la diagénesis, es decir, los cambios químicos
y físicos posdepositacionales que convierten el
sedimento en roca sólida. La diagénesis de los
carbonatos puede modificar de manera significa-
tiva la permeabilidad y el espacio entre l os poros.
Los carbonatos son altamente susceptibles a la
disolución; los granos se pueden disolver para
formar un nuevo espacio entre poros, y la disolu-
ción a lo l argo de las fracturas y planos de estra-
tificación puede producir grandes cavidades.
Normalmente, la diagénesis clástica no implica
un cambio en la mineralogía. Sin embargo, la
diagénesis de los carbonatos generalmenteimplica reemplazar la calcita y la aragonita origi-
nales por la dolomita mineral, un proceso deno-
minado dolomitización, que puede mejorar las
características productoras de hidrocarburos.
Si bien normalmente las rocas clásticas y
carbonatadas se encuentran sepultadas, compac-
tadas y cementadas, los sedimentos carbonata-
dos contienen importantes cantidades de los
minerales metaestables aragonita y calcita de
magnesio; la calcita en sí se disuelve fácilmente y
vuelve a precipitar mediante la percolación de los
fluidos alojados en los poros. Por lo tanto, es más
probable que los carbonatos sufran disolución,
reemplazo mineralógico y recristalización. Estos
efectos varían según la temperatura, la química
de los fluidos de los poros y la presión. Común-
mente, la diagénesis de los carbonatos comienza
con la cementación marina y el barrenado produ-
cidos por los organismos en la interfase sedimen-
to-agua previa al depósito. Continúa a través del
depósito poco profundo con la cementación, diso-
lución y recristalización, con un sepultamientomás profundo, donde los procesos de disolución
conocidos como disolución por presión pueden
formar elementos tales como las estilolitas.3
Frente a muestras de núcleos o registros de
imágenes de rocas carbonatadas, incluso los
observadores ocasionales se dan cuenta de la
enorme variedad de tipos y tamaños de poros, y
de la irregular distri bución de éstos. En las rocas
clásticas, los poros están predominantemente
entre los granos, es decir, son intergranulares, y
están distribuidos de manera uniforme en toda la
matriz de la roca. Los poros intergranulares tam-
bién están presentes en los carbonatos. La poro-
sidad intragranular puede ser común en los
granos de carbonatos como tipo de poro princi-
pal, o se puede desarrollar cuando los granos,
tales como los fragmentos de conchas, están par-
cialmente disueltos. La porosidad móldica con-
serva las formas de los fragmentos de conchas
disueltos u otros componentes. Por lo general,
los carbonatos tienen una variedad mucho mayor
22 Oilfield Review
Lodolita(Mudstone)
Caliza lodosa(Wackstone)
Caliza granular lodosa(Packstone)
Caliza granular(Grainstone)
Biolitita(Boundstone)
Cristalina(Crystalline)
Menos de10% de granos
Más de10% de granos
Está soportadapor granos
Carece de lodoy está soportadapor granos
Los componentesoriginalesestaban unidos
Texturadepositacionalno reconocible
Está soportada por lodo
Contiene lodo, arcilla y carbonatos de tamaño de limo fino
Los componentes originales no estaban ligados durante la deposición
Textura depositacional reconocible
Tipos de poros
Intergranular, Intercristalino Móldico, Interfósil, Resguardado Cavernoso, Fractura, Fractura ampliadapor disolución
> Clasificación de los carbonatos. Las rocas c arbonatadas se diferencian por su texturadepositacional, tipos de granos, composición de la roc a u otros fact ores. La clasific ación deDunham, publicada en 1962, se utiliza ampliamente para caracterizar rocas carbonatadassegún la cantidad y textura de los granos y de lodo. La clasificación de Embry y Klovan sigueel esquema de Dunham, pero agrega categorías para rocas formadas por organismos quecrecieron juntos, tales como colonias de ostras. La descripción de los tipos de poros refi naaún más las descripciones de roc as; la clasificac ión de Lucia es hoy ampliamente aceptada.(Adaptado de Dunham, en Ham, referenc ia 2, y Lucia, referenc ia 2.)
2. Los geólogos han desarrollado muchos esquemas dife-rentes de clasificación de los carbonatos. Algunos sonesquemas generales, otros son específicos de un yaci-miento, cuenca o región. Para mayor información acercde la clasificación de los carbonatos, véase:Embry AF y Klovan JE: "A Late Devonian Reef Tract onNortheaster n Nanks Island, N ,W,T, Boletín de Geología del Petróleo Canadiense 19, no. 4 (Diciembre de 1971):730-781.Ham WE (de): Clasificación de los carbonatos,Asociación Norteamericana de Geólogos del Petróleo,Memoria 1. Tulsa, Oklahoma, EUA: AAPG, 1962Lucia FJ: Carbonate Reservoir Characterization , NuevaYork, Nueva York, EUA: Primavera de 1999
3. Las estilolitas son superficies interpenetrantes y sutura-das que se forman durante la diagénesis.
4. Para mayor información acerc a de la evaluación de lapermeabilidad para la caracterización de yacimientos,
véase: Ayan C, Douglas A y Kuchuk F: "A Revolution inReservoir Characterization," Middle East Well EvaluatioReview no. 16 (1996): 42-55.Baadaam H, Al-Matroushi S, Young N, Ayan C, MihcakanM y Kuchuk F: "Estimation of Formation Properties UsingMul tiprobe Formation Tester in Layered Reservoirs," artí-culo de la SPE 49141, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.Kuchuk F: "Interval Pressure Transient Testing with MDTPacker-Probe Module in Horizontal Wells," artículo de laSPE 39523, presentado en la Conferencia y Exposiciónde Petróleo y Gas de la I ndia de la SPE, Nueva Delhi,India, Febrero 17-19, 1998.
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de formas de grano que la mayoría de las rocas
siliciclásticas. Es evidente que en un yacimiento
carbonatado pueden coexistir varios tipos de
porosidad, desde el nivel microscópico hasta el
tamaño de una cavidad, lo que hace que la esti-
mación de la porosidad y la permeabilidad, y el
cálculo de las reservas sean una tarea extrema-
damente difícil.4
Otra característica de los carbonatos es su
susceptibilidad a la disolución. En la superficie, a
medida que el agua y el dióxido de carbono for-
man el ácido carbónico, la disolución puede llevar
a una impresionante topograf ía cárstica, in-
cluidos los sumideros, cavidades e intrincados
patrones de drenaje como las corrientes que "de-
saparecen" en los sistemas cársticos activos.5 Los
sistemas cársticos inactivos, o paleocársticos,
pueden formar yacimientos dominados por frag-
mentos de rocas angulares producidos durante el
colapso de la cavidad. Para la industria del petró-
leo, los sistemas cársticos pueden ser un arma de
doble filo: pueden causar hundimientos de barre-nas y pérdida de fluidos durante la perforación,
pero también pueden originar porosidades y per-
meabilidades extremadamente altas.
Dada la heterogeneidad de los carbonatos, no
es sorprendente que la producción de
hidrocarburos a partir de estas formaciones, a
menudo, esté fuertemente influenciada por la
presencia de fallas y fracturas, particularmente
en los yacimientos más antiguos del Mesozoico y
el Paleozoico. Los expertos advierten que las
relaciones entre porosidad y permeabilidad en los
carbonatos no se pueden determinar sin
comprender la distribución del tamaño de los
poros (véase "Integración de la información petro-
física y geológica: una tarea para los petrofísi-
cos," página 1).6 Puesto que los yacimientos
carbonatados presentan enormes retos, durante
décadas han impulsado grandes iniciativas de
investigación en Schlumberger y en la industria
del petróleo. Estas iniciativas varían a medida
que los expertos tratan de resolver los difíciles
problemas de los yacimientos carbonatados.
Evaluación de carbonatos en Indonesia
La evaluación integrada de carbonatos esimportante en todas las etapas de exploración y
producción. En 1997, un operador perforó un pozo
en la cuenca de Sibolga, en las costas del
noroeste de Sumatra, para evaluar un prosp
de acumulación de carbonatos identificad
datos sísmicos (abajo). Como resultado
realizó un completo análisis petrofísic
estratigráfico de los datos sísmicos y de regi
de pozos para comprender los resultados d
perforación y reevaluar la factibilidad d
presencia de hidrocarburos.
Los análisis bioestratigráficos de los rec
del pozo indicaron que la sedimentación oc
en el Mioceno Medio, unos 13 millones de
atrás, en un frente similar al actual, con la
ducción de la corteza oceánica de la Placa
debajo de Sumatra, a lo largo de la fosa
Sunda. Éste fue un período de levantam
eustático general.7
El pozo se evaluó utili zando registros adq
dos a pozo abierto (rayos gamma, resistiv
densidad y neutrón) y, debido a que los pro
mas de circulación de lodo durante l a perfora
impidieron la extracción de núcleos, tambié
util izó la herramienta de Imágenes Meléctricas de Cobertura Total FMI. La integra
de los registros de pozos, especialmente las
genes FMI, con los datos sísmicos fue clave
Kuchuk FJ, Haldord F, Hafez H y Zeybeck M: "The Use ofVertical Interference Testing to Improve ReservoirCharacterization," artículo de la ADIPEC 0903, presentadoen la Nonagésima Exposición y ConferenciaInternaci onal del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi,EAU, Octubre 15-18, 2000.Lenn C, Kuchuk FJ, Rounce J y Hook P: "Horizontal Wel lPerformance Evaluation and Fluid Entry M echanisms,"artículo de la SPE 49089, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de l a SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Sept iembre 27-30, 1998.
5. El carst fue primero reconocido y descrito en la plata-forma carbonat ada dinárica de Yugoslavia, tambiénconocida como la región de carst. El carst se encuentraen todo el mundo.
6. Lucia, referenc ia 2:7.7. Para mayor información acerca de la historia geológica
de Indonesia, véase: Net herwood R: "The PetroleumGeology of Indonesia" en la Conferencia sobre Optimización de Yacimientos de Indonesia , año 2000.Yakarta, Indonesia: PT Schlumberger Indonesia,Noviembre 2000: 174-227.
MALASIA
ASIA
AUSTRALIA
Cuencade Sumatra
Central
Cuencade Sumatra
del Sur
Cuencade Bengkulu
Fosa t ectónicade Pagar Jati
Fosa t ectónicade Singkel
Cuencade Sumatra
del Norte
SINGAPUR
S U M A T R A
Fosa t ectónicade Kedurang
Fosatectónica
de Pini
Cuencade Sibolga
Z o n a
d e f a
l l a d e S u m
a t r a
0 100 200 km
0 62 124 millas
VolcanesRocas volcánicas
F o s a d e
S u n d a
C u e n c a
d e A n t e a r c o
d e S u m
a t r a
Z o n a d e
f a l l a d e
M e n t a w
a i
> Ubicación de la Cuenca de Sibolga, Indonesia.
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http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 5/2424 Oilfield Review
10,399
10,400
10,401
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10,403
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10,405
0 100
> Contrastes en rocas carbonatadas del oeste de Texas. Estas imágenes FMImuestran una roca c arbonatada continua y relativamente homogénea (arriba),y una caliza fracturada, y con c avidades y poros con relleno de lutitas (abajo).
Los datos del registro ECS que se muestran en el Carril 1 indican volúmenes decarbonato en azul, de arcilla en marrón y de c uarzo en amarillo.
10,391
10,392
10,393
10,394
10,395
10,396
10,397
0 100
8. Para más ejemplos del oeste de Texas, véase: NewberryBM , Grace LM y Stief DD: "Analysis of Carbonate DualPorosity Systems from Borehole Electric al Images," artí-culo de la SPE 35158, presentado en la Conferenciasobre Recuperación de Gas y Petróleo de la cuenc aPérmica, Midland, Texas, EUA, Marzo 27-29, 1996.
10. Logan D, Strubberg C y Conner J: "New ProductionLogging Sensors Revolutionize Water/CO2 Conformancein the Pumping Wells of West Texas," artículo de la SPE59716, presentado en la Conferencia sobre laRecuperación de Petróleo y Gas de la cuenca Pérmica,Midland, Texas, EUA, Marzo 21-23, 2000. Este artículotambién analiza el uso de los r egistros del Tiempo deDecaimiento Termal (TDT) con la sonda PS Platform parevaluar la inundación de dióxido de c arbono.
9. Para mayor información sobre las aplicaciones de RMNen el oeste de Texas, véase: Logan WD, Horkowitz JP,Laronga R y Cromwell D: "Practic al Application of NM RLogging in Carbonate Reservoirs," artículo de la SPE 38740presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anualde la SPE, San Ant onio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.
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determinar las facies depositacionales. Antes de
la formación de la acumulación de carbonatos,
grandes masas de lutitas fueron depositadas en
un ambiente marino de baja energía.
Posteriormente se fueron depositando lutitas
laminadas y areniscas de estratificaciones cruza-
das a medida que el agua se hizo menos profunda
y aumentó la energía depositacional. La sucesión
progradante del f rente de arrecife se produjo por
acumulaciones menores que coalescieron para
formar una gran plataforma carbonatada.
Finalmente, el nivel relativo del mar aument órápidamente y sumergió los sedimentos (abajo).
Se esperaba que el prospecto pudiera conte-
ner gas biogénico. Sin embargo, un estudio más
detallado de los registros e imágenes de pared de
pozo mostró que, en forma casi continua, se for-
maron carbonatos de calidad de yacimiento, en
ausencia de rocas sello internas. Los sellos supe-
riores del yacimiento se depositaron mucho des-
pués de la generación del gas, de modo que el
gas biogénico que se generó, no quedó atrapado.Como resultado, la compañía decidió no realizar
más estudios y pudo dirigir sus recursos en otras
direcciones. De todos modos, este ejemplo
resalta la uti lidad de integrar todos los datos dis-
ponibles para desarrollar modelos geológicos tri-
dimensionales razonables de yacimientos en una
temprana etapa del proceso de exploración.
Evaluación de carbonatos
en el oeste de Texas, EUA
En contraste con el ejemplo anterior de la etapa
de exploración, la Cuenca Pérmica del oeste de
Texas, EUA, es famosa por sus vastos yacimient oscarbonatados, en muchos de los cuales hoy se
están desarrollando proyectos de recuperación
secundaria y terciaria. Los modernos métodos y
las nuevas tecnologías mejoran en gran medida la
producción, al permitir que los intérpretes com-
prendan mejor la manera en que la he-
terogeneidad de los yacimientos influye en el
rendimiento de los pozos y al facili tarles la identi-
ficación de las zonas que contribuyen al flujo.8
Quizá los mayores aportes provengan de los regis-
tros de resonancia magnética nuclear (RMN), las
imágenes de pared de pozo y los registros de
producción.
Al utilizar la herramienta Combinable de
Resonancia Magnética CMR en las formaciones
carbonatadas, los ingenieros del oeste de Texas
ajustan los parámetros de adquisición para com-
pensar los mayores tiempos de polarización que im-
plican las formaciones clásticas.9 Las velocidades
habituales de adquisición de registros CMR en esta
región son de 90 a 140 pies/hr [30 a 40 m/hr], en
contraste con las velocidades de 300 pies/hr [100
m/hr] para las rocas clásticas. Los mayores valo-
res de corte para T2, más de tres veces que los
valores de corte de T2 utilizados en las areniscas,
se determinaron a partir de mediciones de labora-
torio efectuadas sobre núcleos y son aplicados a
los campos específicos por los intérpretes locales.
Estos pasos mejoran la medición de la porosidad,
la permeabilidad y la saturación de fluidos en las
rocas cuyos tamaños de poros, formas y conexio-
nes de gargantas de poro varían mucho más que
en la mayoría de las rocas clásticas.
Además de ajustar los parámetros de adquisi-
ción de registros, el uso de diferentes conjuntos
de registros permite una interpretación más rea-
lista de los yacimientos carbonatados. En las for-
maciones de dolomita del oeste de Texas, el alto
contenido de yeso produce una sobreestimación
de la porosidad cuando se utilizan las gráficas de
interrelación (crossplots) estándares. La integra-
ción de los resultados de los registros de Neutrón
Compensado CNL, Lito-Densidad y CMR propor-ciona mejores estimaciones de la porosidad y la
permeabilidad. Si no hay datos de núcleos dispo-
nibles, que es lo más frecuente, la combinación
de estos regist ros con la sonda de Espectrometríade Captura Elemental ECS, también puede ayudar
a cuantificar la mineralogía para obtener una
porosidad más precisa. La adición de un registro
de imágenes de pared de pozo, tal como el de la
herramienta FMI, permite una mayor compren-
sión del tipo de porosidad, particularmente las
cavidades, que por lo general están distribuidas
de manera irregular en los yacimientos carbona-
tados (página anterior).
Debido a la madurez y economía margin
algunos campos del oeste de Texas, los ope
res deben reducir al mínimo los costos de a
sición de datos. Puesto que el costo de c
núcleos puede ser mayor que el costo d
registro operado a cable, los intérpretes han
brado los registros con los núcleos existe
para asegurarse de que las interpretaciones
coherentes, generando confianza en las inte
taciones de los registros cuando no se dis
de datos de núcleos. Esto es particularm
importante cuando se evalúa la permeabilida
los yacimientos bajo recuperación secundari
inyección de agua. La capacidad de distingu
zonas de alta permeabilidad permite que los
radores sellen las zonas invadidas y mejore
desplazamiento en las zonas no barridas.
Algunas de las soluciones específicas e
oeste de Texas son la adquisición de registro
producción por debajo de las bombas eléct
sumergibles.10 En un campo, los ingeniero
Schlumberger y una compañía operadora pron evaluar la entrada de fluidos en dist
zonas de varios pozos, al adaptar la Plataf orm
Servicios de Producción (PS Platform) para se
lizada debajo de la bomba. Encima y debajo
bomba, se instalaron placas G construidas
pecialmente para guiar los cables de
herramientas de registros y los de la bomba
el objeto de impedir que se enredaran alred
de la tubería y evitar el empleo de un con
modificado de boca de pozo.
Relleno negro lacustre
Facies de arrecife resistentes a las olas
Parte posterior del arrecife formada por depósitos de tormentas y de talud
M 1
M 3
SO NE
> Interpretación sísmica. Esta línea sísmica aparece aplanada en el horizonteM3, posiblemente una superficie depositacional horizontal o casi horizontal. Lasucesión progradante del frente del arrecife se produjo por formaciones inicialesde menor tamaño que coalescieron para formar una gran plataforma c arbona-tada. Finalmente el nivel relativo del mar se elevó, sumergiendo la acumulaciónde carbonatos.
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Cuando se tomaron registros por debajo de la
bomba con la herrami enta PS Plat form en un pozoen producción, se observó que el petróleo
entraba desde un intervalo que estaba sobre la
sección superior del yacimiento y que la zona de
interés en realidad estaba produciendo agua. La
evaluación con la herramienta FMI reveló que dos
zonas porosas y delgadas superiores estaban
contribuyendo al flujo de petróleo (arriba).
Mediante el empleo de un tapón para bloquear la
entrada de agua de la sección invadida del yaci-
miento, el operador logró un importante ahorro
en los costos de manejo del agua y a su vez au-
mentó la producción de petróleo de la zona supe-
rior. También se obtuvieron otros ahorros en
pozos vecinos, debido a que no se realizaron más
acidificaciones en las zonas potencialmente pro-
ductoras de agua. Como resultado de estas expe-
riencias, los operadores están tratando de
identificar en forma anticipada los conductos de
agua de alta permeabilidad.
Estudios de casos de calizas en el SDR
Los científicos del Centro de Investigaciones deSchlumberger Doll, situado en Ridgefield (SDR,
por sus siglas en Inglés), Connecticut, EUA, han
seguido variados caminos, desde complejos
métodos teóricos hasta enfoques más simples
que ponen énfasis en la evaluación pozo a pozo.
Sin embargo, la meta común ha sido desarrollar
interpretaciones que se puedan incorporar a las
soluciones para todo el campo.
Cualquier mejoramiento en la recuperación de
yacimientos carbonatados gigantes influye
enormemente en la producción de petróleo y gas.
La heterogeneidad de los yacimientos lo compli-
ca todo, desde la perforación hasta las termina-
ciones de los pozos, incluyendo la evaluación
petrofísica. Por lo tanto, el desarrollo de una me-
todología de interpretación confiable basada en
registros de pozos es esencial para el desarrollo
de los campos. La heterogeneidad de los yaci-
mientos impide relacionar directamente la po-
rosidad y la permeabilidad, como se podría hacer
al analizar yacimientos relativamente homogé
neos. Por ello, es f undamental di stinguir las l itologías de los carbonatos y la composición de la
rocas para optimizar la producción, ya sea que s
trate de trabajar con un solo pozo o se quier
simular la producción de un campo completo.
El trabajo en SDR en la década de 1990 con
dujo a una metodología integrada de evaluacióde carbonatos para la formación Thamama, u
yacimiento del Cretáceo Inferior en el Medi
Oriente.11 Esta metodología se aplicó a estudio
de otros yacimientos carbonatados en los Emira
tos Árabes Unidos (EAU) y en el oeste de Texas
Reconociendo la amplia variedad de roca
carbonatadas existentes en todo el mundo, e
1997, los investigadores de SDR decidiero
embarcarse en una serie de estudios adicionales
Los científicos e ingenieros de SDR, en conjunt
con sus pares de las compañías operadoras, ha
realizado o están realizando varios estudios d
casos sobre los carbonatos.
26 Oilfield Review
> Resultados complementarios de registros del pozo. Los registros de producción en este pozo del oeste de Texas mostraron que el petróleo ingresabadesde zonas que estaban por encima de la zona de interés y que ésta en realidad estaba produciendo agua. La evaluación con la herramienta FMI revelóque dos zonas porosas y delgadas, ubicadas a 4660 pies aproximadamente, contribuían al flujo de petróleo. Las líneas oscuras en la imagen indican planode estratos lixiviados (lavados).
4650
4660
4670
Flujo de agua
Molinete
0 25
Conteode burbujas
Cant/seg
ciclos/seg
0 30MD
1:400 pies
Rayosgamma Sonda 1 R8
API grad0 1021
0
360
Calibre Y
pulg3 6
Calibre X
Holdup
1
0
Burbujas
pulg3 6
Flujo de petróle
B/D0 1500
B/D0 1500
B/D0 4500
B/D0 300
Flujo t otal
Flujo de petróle(amplificado)
Temperatura
F 105
Presión
lpc75 325
Holdup delpetróleo
Holdup delpetróleo
m3 /m 30.75 1
Densidad WF
g/cm30.95 1.15
4600
4650
4700
30% Porosidad -10%Profundidad,
pies
5/12/2018 Yacimientos Carbonaticos1.PDF (2) - slidepdf.com
http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 8/24Primavera de 2001
Las investigaciones real izadas en dos campos
gigantes, el campo Bombay High en las costas de
la India y un campo del Medio Oriente, indican
que la variedad de tipos de roca y la heterogenei-
dad en un determinado yacimiento carbonatado
se prestan para realizar evaluaciones específicas
de cada formación, particularmente en l os casos
de alteración diagenética extrema. Ambos estu-
dios, terminados en el año 2000, utili zan técnicas
que van desde el análisis petrofísico y petrográ-
fico convencional hasta la primera aplicación de
un nuevo método de RMN de laboratorio, deno-
minado decaimiento debido a la difusión en el
campo interno (DDIF, por sus siglas en Inglés).
Estudio de Bombay High — El campo gigante
Bombay High, situado en la costa oeste de la In-
dia, cubre cerca de 1200 km2 [463 millas cuadra-
das] y tiene más de 600 pozos de desarrollo.
Descubierto en 1974 por Oil & Natural Gas Cor-
poration, Ltd. (ONGC), el campo comenzó a pro-
ducir en 1976. La principal zona de explotación es
la caliza L-III del Mioceno, un yacimiento con tres
capas con hidrocarburos separadas por lutita,caliza rica en arcilla y caliza dura. Las capas no
son continuas y tienen escasa comunicación
vertical. En abril del año 2000, el campo producía
297 millones detoneladas métricas [327 millones
de toneladas] de crudo y 110 * 109 m3 [3.9 * 1012
pc] de gas natural, y actualmente está en su fase
madura. Se ha preparado un plan de redesarrollo
para mejorar la recuperación.
ONGC decidió tratar de comprender mejor la
petrofísica del yacimiento para controlar la irrup-
ción de agua en las capas heterogéneas carbo-
natadas, las cuales han sido invadidas por agua
desde 1984.12 Por lo general, el yacimiento
principal no está fracturado, de modo que ONGC
sospechó que algunas zonas de alta permeabili-
dad estaban contribuyendo a la irrupción de
agua. Por lo tanto, el reto era desarrollar un
método coherente de interpretación de registros
que permitiera identificar estas zonas de alta
permeabilidad. Para el estudio de Bombay High,
se evaluaron, junto con los registros, 61 mues-
tras de núcleos del pozo N5-9.
Estudio del Medio Oriente — Los científicos e
ingenieros de una compañía operadora del Medio
Oriente y SDR evaluaron las complejidades de un
campo gigante de gas que produce de carbonatosprolíficos. Los registros de pozos y 80 muestras de
núcleo de un pozo forman el marco para una inter-
pretación integrada.
Los investigadores aplicaron una metodo
analítica muy similar para ambos casos. A
mienzo, ambos operadores pensaron que e
lumen de arcilla (V arcilla ) sería el problema c
que tendrían que solucionar los estudios
cuantificación precisa de la abundancia de m
rales de arcilla es esencial para realizar cálc
precisos de porosidad y saturación, lo que
vez influye en las estimaciones de las reserv
El análisis cuantitativo mineralógico y quíde las muestras de núcleo realizado en
mejoró el análisis petrofísico de los yacimie
La mineralogía se evaluó a través de una téc
que util iza transformadas de Fourier de los es
tros infrarrojos (FT-IR, por sus siglas en In
que relaciona los espectros de absorbenci
rayos infrarrojos con 50 estándares de mine
de silicatos, carbonatos, arcillas y otras fam
de minerales.13 Entre los análisis químico
incluyeron la fluorescencia de rayos X, la ac
ción de neutrones y la espectrometría de m
acoplada por inducción. Todos estos resul tado
integraron con los datos de los regist ros de pUn importante resultado del análisis de
núcleos fue que los registros de rayos ga
solos, habrían indicado un contenido de a
incorrecto en ambos yacimientos (izquierda
lo tanto, para la caracterización de futuros
mientos, es fundamental desarrollar un méque determine en forma precisa la mineral
prescindiendo del análisis de los núcleos.
A r c
i l l a t o t a l , %
e n p e s o
100
80
60
40
20
0
100
80
60
40
20
00 50 100 150
Rayos gamma, API
A r c
i l l a t o t a l , %
e n p e s o
100
80
60
40
20
00 100 200 300
Rayos gamma, API
0 5 10 15
Aluminio, % en peso
100
80
60
40
20
00 5 10 15
Aluminio, % en peso
11. Ramakrishnan TS, Rabaute A, Fordham EJ,Ramamoorthy R, Herron M, M atteson A, RaghuramMahdi A, Akbar M y Kuchuk F: "A Petrophysical andPetrographic Study of Carbonate Cores from theThamama Formation," artículo de la SPE 49502, pre
tado en la Octava Exposición y ConferenciaInternacional del Petróleo de Abu Dhabi, EAU, Octu11-14, 1998.
12. Tewar i RD, Rao M y Raju AV; "Development Strategand Reservoir Management of a Multilayered GianOffshore Carbonate Field," artículo de la SPE 64461presentado en la Conferencia y Exposición de Pety Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane,Queensland, Australia, Octubre 16-18, 2000.
13. Herron M M, M atteson A y Gustavson G: "Dual-rangIR Mineralogy and the Analysis of SedimentaryFormations," artículo 9729 presentado en la Conferede la Sociedad de Analistas de Núc leos de 1997,Calgary, Alber ta, Canadá, Septi embre 7-10, 1997.Matteson A y Herron MM: "Quantitative Mineral Anby Fourier Transform Infrared Spectr oscopy," artícu9308 presentado en la Conferencia de la Sociedad dAnalistas de Núcleos de 1993, Houston, Texas, EUA
Agosto 9-11, 1993.
> Incertidumbre en el contenido de arc illa. Debido a la preocupación ac erca de los volúmenes de arci-lla, se analizó la mineralogía y la química de los carbonatos del Medio Oriente (arriba) y de BombayHigh (abajo). Las respuestas de los rayos gamma, computadas a partir del análisis químico del Torio(Th), Uranio (U) y Potasio (K), no se correlacionan bien con el contenido de arcilla en ningún caso. Sinembargo, se puede realizar una correlación mucho mejor con el Aluminio (Al), lo cual constituye labase de cálculo del volumen de arcilla del método SpectroLith.
5/12/2018 Yacimientos Carbonaticos1.PDF (2) - slidepdf.com
http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 9/24
La herramienta de registros ECS permite una
estimación precisa de la mineralogía, de la con-
centración de arcilla y de la litología, y también
se puede utilizar para evaluar la porosidad total
y efectiva, y el tipo de hidrocarburo.14 La herra-
mienta ECS utiliza un espectrómetro para medir
las concentraciones de algunos elementos — cal-
cio, silicio, sulfuro, hierro, titanio, gadolinio,
sodio y magnesio — que reflejan las concentracio-
nes de ciertos minerales en la formación. Los
datos se pueden analizar para determinar la
mineralogía en términos de arena, arcilla, evapo-
rita y minerales carbonatados, mediante el proce-
samiento SpectroLith. En ambos casos, los
resultados del registro ECS procesados por
28 Oilfield Review
> Datos de ECS obtenidos mediante el método SpectroLith que proveen unamineralogía precisa, confirmada por los datos de núcleos. En una formacióndel Medio Oriente (arriba), los registros de ECS procesados para contenido decarbonato, anhidrita, arcilla y arena se c orrelacionan bien con los datos delnúcleo (círculos rojos). Los resultados de Bombay High (abajo) muestran unabuena concordancia entre los datos de núcleos y los datos de ECS procesa-dos para contenido de c arbonato, arcilla, pirita y arena, con leves discrepan-cias surgidas de muestras de núcleos que se obtuvieron en capas delgadasde lutita, las cuales no fueron detectadas por el registro.
XX400
0 50Carbonato, %
100 0 50Anhidrita, %
100 0 50Arcilla, %
100 0 50Arena, %
100
0 50Carbonato, %
100 0 50Arcilla, %
100 0 50Pirita, %
100 0 50Arena, %
100
XX500
XX600
XX700
XX800
P r o
f u n
d i d a
d , p
i e s
XX900
XX000
XX100
XX200
1340
1360
1380
P r o
f u n
d i d a
d ,
m
1400
1440
1460
1420
SpectroLith proveen un cuadro más realista de
mineralogía, como lo confirma el análisis minera
lógico de los núcleos (arriba).
Otro objetivo clave de estos estudio
integrados es la identificación y comprensión d
los distintos tipos de poros, incluidos los m
croporos, mesoporos y macroporos, y el efect
que su distribución tiene en la producció
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http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 10/24Primavera de 2001
1
2
3
4
> La comprensión de la distribución de micro, meso y macroporos, es un objetivo clave de los estudiosintegrados de yacimientos. Las fotomicrografías e imágenes del micr oscopio de barrido electrónico
(SEM, por sus siglas en Inglés) de secciones delgadas carbonatadas de Bombay High ilustran los trestipos de poros. La vista ampliada de la sección delgada (arriba) muestra las ubicaciones de las imáge-nes SEM numeradas. Se inyectó epóxico azul a la muestra para destacar la porosidad. Las imágenesSEM incluyen escalas de barras de 400 micrones, excepto por la de 25 micrones que se muestra en laimagen inferior derecha. La imagen SEM de la Posición 1 (fila media, izquierda) revela un macroporonegro en la parte inferior izquierda y meso y microporos en la región gris oscura. La imagen SEM de laPosición 4 (fila media, centro) muestra mesoporos. La siguiente imagen (fila media, derecha) incluye laparte inferior izquierda de la Posición 1, como se ve por el macroporo rodeado de cristales de calc itaeuedral; cristales cuyo cr ecimiento no se ha visto limitado por granos adyacentes. La imagen inferiorizquierda incluye la parte superior derecha de la Posición 3, pero muestra lixiviación alrededor delborde del macroporo oscuro, y los microporos apenas son visibles como puntos oscuros. La imageninferior derecha es una ampliación que muestra detalles del sistema de microporos en la Posición 3.
14. Herron SL y Herron MM : "Application of Nucl earSpectroscopy Logs to the Derivation of Formation MDensity," Compendio del Cuadragésimo-Primer SimAnual de Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUJunio 4-7, 2000, artículo JJ.
(arriba). Los microporos, con diámetros de menos
de 0.5 micrones en la garganta del poro, normal-
mente contienen agua que en gran medida es
irreductible y escaso hidrocarburo. Los mesopo-
ros, con diámetros de entre 0.5 y 5 micrones en la
garganta del poro, contienen importantes canti-
dades de petróleo y gas. Los macroporos, con
gargantas que miden más de 5 micrones de diá-
metro, son responsables de las altas tasas de
producción de muchos yacimientos carbo-
natados, pero a menudo son las vías para una
temprana irrupción de agua, dejando
considerables cantidades de gas y petróleo
detrás de los mesoporos. Los registros de RMN
5/12/2018 Yacimientos Carbonaticos1.PDF (2) - slidepdf.com
http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 11/24
han mejorado la evaluación de la porosidad, de la
distribución del tamaño de los poros y de los
fluidos adheridos (arriba).
Las herramientas de registros de RMN, tales
como la herramienta CMR, utilizan grandes imanes
para polarizar fuertemente los núcleos de hidró-
geno presentes en el agua y en los hidrocarburos,
a medida que se difunden por el espacio poroso de
las rocas. Cuando se retira el imán, los núcleos de
hidrógeno se relajan. El tiempo de relajación trans-
versal, T2, depende de la distribución del tamaño
de los poros: por lo general, los poros más grandes
tienen tiempos de relajación transversal más pro-
longados. El asfalto y los aceites viscosos se rela-
jan más rápidamente que el aceite liviano o el
agua. Las variaciones en el tiempo de relajación
30 Oilfield Review
15. Para mayor información acerca de la tecnología deRMN, incluidas las transformaci ones de la permeabili-dad y RMN en los carbonatos, véase: Allen D, Flaum C,Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D,Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville M A, Seim M,Pritchard T y Ramamoorthy R: "Trends in NMR Logging,Oilfield Review 12 , no. 3 (Otoño de 1999): 2-19.
16. Song YQ, Ryu S y Sen P: "Determining M ultipl e LengthScales in Rocks,"Nature 406 , n°6792 (Julio 13, 2000):178-181.
17. Allen et al, referenc ia 15: 7-8.
0.0010.0000
0.0020
0.0040
0.0060
0.0080
0.0100
0.0120
0.01 0.1 1 10 100 1000 0.0010.0000
0.0002
0.0004
0.0006
0.0008
0.0010
0.0012
0.0014
0.0016
0.0018
0.01 0.1 1 10 100 1000
0.0001
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
9.0
0.001 0.01 0.1 1 10 100
6.0
7.0
A m p
l i t u d
D i s t r i b u c
i ó n p
/ i n y
. d e m e r c u r i o
Diámetro de la garganta del poro, micrones Diámetro de la garganta del poro, micrones
D i s t r i b u c
i ó n p
/ i n y
. d e m e r c u r i o
A m p
l i t u d
8.0
0.0001
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
0.001 0.01 0.1 1 10 100Tiempo de relajación transversal T2, seg Tiempo de relajación transversal T
2, seg
> Muestras de Bombay High que contienen meso y macroporos (arriba a la izquierda) y micro, meso ymacroporos (arriba a la derecha). Las gráficas muestran distribuciones del diámetro de la gargantadel poro y distribuciones de T2 para cada muestra. Los poros se asignan a tipos de poros por su diá-metro de la garganta del poro, medido por inyección de mercurio (las dos gráficas superiores). Losporos a la izquierda de las líneas rojas son microporos, los que están entre las líneas roja y azul sonmesoporos y los macroporos se encuentran a la derecha de las líneas azules. La comparación con lasdistribuciones de T2 (gráficas inferiores) muestra que las particiones de porosidad se pueden estable-cer utilizando valores de cortes de T2, una valiosa aplicación de los registros de RMN en carbonatos.
5/12/2018 Yacimientos Carbonaticos1.PDF (2) - slidepdf.com
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Las imágenes SEM ayudaron a explicar laausencia de acoplamiento difusivo en amboscasos (derecha). De este modo, en ambas forma-ciones la forma de la distribución de T2 es simi-lar a la distribución del tamaño de los porosdeterminada mediante la inyección de mercurio ypor el método DDIF. Se aplicó el análisi s conven-cional de RMN basado en T2, que se detalla másadelante, para determinar tanto las distribucio-nes del tamaño de los poros como la permeabili-dad. Un importante resultado de los estudios fue
el cálculo más realista de la permeabilidad conlos registros de CMR.17
En el campo Bombay High, los datos de CMRconfirmaron una permeabilidad por lo general ba-
ja, con numerosos canales de alta permeabilidaden las zonas de macroporos lixiviadas. La trans-formación de Timur-Coates, que utiliza la porosi-dad total y la relación entre el volumen de fluidolibre y el volumen de fluido adherido para calcu-lar la permeabilidad, se seleccionó para determi-nar la permeabilidad utilizando datos de CMR, yaque tal transformación establece correctamentelas particiones de la red de poros que se encuen-tran en estas calizas macroporosas lixiviadas. Seagregaron los datos del registro FMI debido aque los canales de alta permeabilidad son muy
Análisis del tamaño de los poros por DDIFsegún la distribución de T2 de RMN, y mediainyección de mercurio. En la fila superior, losespectros de DDIF (rojo) se utilizan para detenar si la distribución de T2 de RMN (azul) reflverdaderamente la distribución del tamaño dporos mediante la comparación de los dos etros. El eje horizontal de las distribuciones desido multiplicado por 100 para facilitar la supsición. Para estas tres muestras la correspocia es excelente. Las primeras dos muestrasdolomías granulares (dolo-grainstones); la tees una dolomita sucrósica. Las gráficas infercomparan las distribuciones obtenidas por inción de mercur io (azul) con las distribucioneDDIF (rojo). Los porosímetros de merc urio utinyección de mercurio para determinar las pnes capilares del espacio poroso c onectadográficas obtenidas a partir de estos datos sepretan como los tamaños de las gargantas dporos. Por otra par te, el método DDIF mide laaberturas de los poros, incluidos los cuerposgargantas de los poros. La superposición dedos resultados revela la conect ividad en la rporos. Para la dolomía sucrósica (derecha) lsuperposición revela una r ed que consiste ecuerpos porosos con un diámetro de 20 micrconectados por gargantas de 1 a 2 micrones
las dos rocas granulares, el tamaño del cuerporo es mayor y c ubre un rango más amplio.comparten una red de gargantas de poro codiámetro de 2 micrones; sin embargo, la segmuestra (centro) presenta un sistema bimoduna red muy fina de gargantas de poro condiámetros de 0.1 micrón.
> Imagen SEM que muestra un macroporo (gárea oscura en la parte inferior izquierda) detro de la roca granular (grainstone) peloidal(área gris). Los microporos aparecen comopequeñas zonas manchadas en los peloidescemento con forma de V invertida separa el
poro intergranular de los microporos y produuna respuesta a la RMN distintiva, puesto qucemento impide el acoplamiento difusivo. Labarra mide 50 micrones.
0
0.1
0.2
0
0.1
0.2
0
0.1
0.2
0
0.1
0.2
0
0.1
0.2
0.1
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
1 10 100 1000
0
0.1
0.2
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i ó n
D i s t r i b u c
i ó n
Diámetro de poro, micrones y T2
modificado, mseg
Diámetro de poro, micrones
DDIF
T2
DDIF
T2
DDIF
T2
DDIF
Mercurio
DDIF
Mercurio
DDIF
Mercurio
transversal producen una distribución de T2, a par-
tir de la cual se interpretan los componentes de los
fluidos y los tamaños de los poros.
La capacidad de clasificar los poros en las
tres categorías de tamaño utilizando datos de
RMN fue un importante avance derivado de los
estudios. Este éxito se debió al descubrimiento
de que, en contraste con las primeras rocas car-
bonatadas estudiadas, las distribuciones de T2
tienen una utilidad directa para la interpretación,
puesto que el acoplamiento difusivo no es un
problema. El acoplamiento difusivo es causadopor el movimiento giratorio de los protones entre
los micro y los macroporos durante la medici ón,
lo que desvanece la distribución de T2.15
Una nueva técnica desarrollada en SDR per-
mite la resolución de los tres tamaños comunes
de poros utilizando los espectros cuantificados
por tamaño, y no por tiempo de relajación trans-
versal. El nuevo método, DDIF, proporci ona una
distribución cuantitativa del tamaño de los poros
particularmente poderosa en el caso de los car-
bonatos.16 El método DDIF es una técnica de
medición de laboratorio que posee su propio pro-
cesamiento y se diferencia claramente de la dis-
tribución de T2 de RMN convencional. Los nuevos
conocimientos provistos por los estudios de DDIF
indican que las distribuciones de T2 convenciona-
les se asemejan a las distribuciones de DDIF.
Esto confirma que no hay acoplamiento difusivo,
de modo que las distribuciones de T2 son válidas
para distinguir tamaños de poros (arriba).
>
5/12/2018 Yacimientos Carbonaticos1.PDF (2) - slidepdf.com
http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 13/24
importantes para la producción y a que la señal
de hidrocarburos oculta los macroporos en los
registros de CMR, (abajo).
La ecuación de SDR, que relaciona la permea-
bilidad con la media logarítmica de T2 y la porosi-
dad total, se utilizó para determinar la
permeabilidad a partir de los datos del registro
CMR para el pozo del Medio Oriente. En las dolo-
mías (dolostones), se efectuaron estimaciones de
permeabilidad más realistas, utilizando los valo-
res de T2 de RMN obtenidos de los registros y del
núcleo, en lugar de utilizar sólo una relación en-
tre porosidad y permeabilidad. Las estimaciones
de la permeabilidad en las calizas, que tenían sis-
temas de poros más variables que las dolomías,
también mejoraron, aunque no de manera tan
radical. Los cálculos de permeabilidad más preci-
sos se obtuvieron utilizando un factor de correc-
ción basado en la sensibilidad a la temperatura
de los valores de T2 de RMN en cada formación.
En este pozo, se utilizaron tres valores distin-
tos de corte de T2 de RMN, lo que permitió que
los registros de RMN se emplearan para deter-minar la micro, meso y macroposidad. La relación
entre los valores de T2 de RMN y el diámetro de
la garganta del poro, determinada mediante la
inyección de mercurio (T2 de RMN/garganta) en
22 muestras, también arrojó tres clases específi-
cas de T2 de RMN/ garganta que corresponden a
las clases de composición de las rocas observa-
das en el análisis de las secciones delgadas.
La capacidad de predicción de la permeabili-
dad optimiza el emplazamiento y la producción de
los pozos, particularmente en los pozos direccio-
nales o de alcance extendido. La capacidad de
distinguir los tipos de poros permite la termina-
ción exitosa de las zonas que pueden producir
hidrocarburos. El método también les ayuda a los
ingenieros a predecir las capas propensas a las
irrupciones tempranas de agua.
La integración de los registros de ECS y CMR
con los conjuntos de registros y datos de núcleos
convencionales, dio lugar a interpretaciones más
rigurosas de las texturas de los carbonatos del
Medio Oriente y Bombay High y a los historiales
diagenéticos realizados hasta la fecha. Y lo que
es más importante, los estudios conjuntos
detallados proporcionan un mejor marco para los
permanentes problemas de interpretación en
ambas regiones. Los grupos de estudio recomien-
dan que los nuevos pozos se evalúen de maner
similar a como se hizo con los pozos de ambo
estudios. El conjunto de registros óptimo incluy
los registros de CMR y ECS, además de lo
registros rutinarios de resistividad, rayo
gamma, densidad y neutrón.
La confianza en la interpretación de registro
seguirá aumentando a medida que se evalúe
más pozos en estos campos y en otros campo
que produzcan de formaciones similares. Para l
caracterización y simulación de yacimientos e
curso, es fundamental una mayor confianza en l
interpretación de pozos individuales, puesto qu
la adquisición de muestras de núcleos de todo
los pozos no es económicamente viable. Los es
tudios integrados de registros y núcleos arrojan
importantes datos de referencia para el análisis
de pozos de campo que carecen de núcleos.
32 Oilfield Review
m3 / m3
m3 / m3
BFV.3_le
m
MD1:240
1355
1360
1365
1370
1375
1380
1385
1390
1395
Porosidad totalAgua
movible0.5 0 mseg0.3 3500 mD
Permeabilidad Imagen FMI
1 1000 Resistiva Conductiv
m3 / m3
Porosidad efectiva
0.5 0
1 0
mD
Minipermeámetro
1 1000
mD1 1000
m3 / m3
Cavidad %
0.5 0
0 120 240 36
m3 / m3
Dist. de T2
de CM R
0 29
m3 / m3
Análisisvolumétrico
0 1 m3 / m3 00.5
m3 / m3 00.5
Hg macro
Perm. de núcleo Perm. de núcleo Escala horizontal :1:14.835
Orientación norte
Dist. de T2
de CM R
Corte de T2
0 29
Agua ligadaa las arcillas
Macroporosidad
Mesoporosidad
Microporosidad
Aguairreductible
Arcilla
Agualigada
FMI macro
Comparación de datos de núcleos y registrosde pozos en la formación L-III para la identific a-ción de canales de alta permeabilidad. La litologíadel primer carril— arcilla, cuarzo, calcita y dolo-
mita—se c omputa utilizando el software de análi-sis ELAN c on los datos de ECS como datos clavede entrada. Los fluidos se r eportan como petróleoque no ha sido desplazado por la invasión (verde),petróleo que ha sido desplazado (naranja), aguairreductible c ontenida en microporos (azul conpuntos negros) y agua movible (blanco). Los datosde RMN ayudan a distinguir entre agua irreducti-ble y movible. El segundo carril muestra la porosi-dad desglosada en porosidad de agua ligada a lasarcillas a partir de datos de ECS, microporosidada partir de datos de CMR y meso y macroporos apartir de r egistros de CMR y FMI. El terc er carr ilcontiene las distribuciones de T2 del registroCMR. La curva de permeabi lidad en azul sólidodel Carril 4 se calcula a partir de los volúmenes
computados por el procesamiento ELAN. Los pun-tos celestes representan la permeabilidad medidaen muestras de núcleo. La línea negra es la per-meabilidad medida con muestreos de 1 cm efec-tuados sobre una cara del núcleo laminado utili-zando un minipermeámetro. La macroporosidadcomputada a partir de los datos del registro FMI(que se muestra en el Carril 6) se indica en rojo enel Carril 5. Los puntos celestes indican macropo-rosidad determinada por inyección de mercurioen muestras de núcleos. La línea negra repre-senta porosidad de cavidades, medida en la c aradel núcleo laminado.
>
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Ambos estudios dieron lugar a una estrecha
colaboración entre el personal de i nvestigación y
el de operaciones, lo que fortaleció las relaciones
de trabajo y hace más probable la investigación
futura conjunta. La mejor comprensión de los
yacimientos gracias a las iniciativas de los
grupos de investigación se puede aplicar de
inmediato a las operaciones. Sobre la base de los
resultados de las investigaciones, es posible
adaptar las herramientas desarrolladas para los
yacimientos de petróleo con el fin de ser
utilizadas en la evaluación de rocas que
contienen gas.
Es posible aplicar algunos resultados de los
estudios de casos de SDR a los estudios de los
yacimientos clásticos, ya que hay analogías entre
los carbonatos y ciertos yacimientos clásticos.
Por ejemplo, un trabajo en ejecución sobre
areniscas confirma la presencia de microporos
asociados con arcilla cubiertas de granos y
granos parcialmente disueltos. Es evidente que el
personal de investigación y los grupos de
operaciones pueden beneficiarse al compartir l osresultados no confidenciales de su trabajo.
Los estudios en curso en el yacimiento del
Medio Oriente descrito en este art ículo, incluyen
la generación de imágenes sísmicas con el
sistema del sensor Q para caracterizar de mejor
manera el yacimiento y optimizar los objetivos de
perforación.
Entre los beneficios del estudio de Bombay
High se incluyen una mejor comprensión de la
formación L-III, especialmente de la hete-
rogeneidad y de sus efectos en la transmisibili-
dad de los fluidos; el desarrollo de un riguroso
enfoque petrofísico; y la evaluación de la factibi-lidad de aplicación de la nueva metodología a
conjuntos de datos más antiguos y de menor
alcance. ONGC ha reconocido la importancia de
los datos de ECS y CMR para la estimación del
volumen de arcilla. Estos resultados se incorpo-
rarán a f uturas estrategias de producción.
Evaluación integrada de carbonatos
en el Centro de Investigación Conjunto
de ONGC y Schlumberger
Los yacimientos carbonatados plantean impor-
tantes retos de interpretación a los científicos e
ingenieros que trabajan en el Centro de
Investigación Conjunto (JRC, por sus siglas en
Inglés), un esfuerzo conjunto de Oil and Natural
Gas Corporation, Ltd. (ONGC) y Schlumberger. El
JRC, ubicado en Nueva Delhi, se creó en la
década de 1980 para investigar los problemas de
evaluación de formaciones, descripción de yaci-
mientos, producción y terminación de pozos, asícomo también problemas de monitoreo de yaci-
mientos experimentados por ONGC, y para
encontrar soluciones a dichos problemas. Hay
varios yacimientos carbonatados dignos de men-
ción en las costas de Mumbai, India, incluido el
campo Neelam, que el personal de JRC ha estu-
diado desde su descubrimiento y puesta en pro-
ducción en 1990.
En el JRC, las evaluaciones petrofísicas, geo-
físicas y geológicas de los yacimientos carbona-
tados proporcionan la base para una solución
integrada de yacimientos. El objetivo final es
maximizar la recuperación de petróleo y la efi-
ciencia en la producción, mediante la compren-
sión y el modelado del yacimiento. Este enfoque
también minimiza la cantidad de intervenciones
de pozos y la cantidad de pozos requeridos, de
modo que se exploten todos los reservorios que
sean comercialmente viables. Mediante la crea-
ción de un modelo de simulación numérica del
campo, los geocientíficos e ingenieros pueden
extrapolar el comportamiento del campo a lo
largo del tiempo y evaluar posibles escenarios,
tales como la manera en que un determinado
programa de intervenciones podría afectar el ren-dimiento y la producción del campo, o si el no
perforar ciertos pozos de desarrollo pudiese dejar
compartimentos de hidrocarburos no explotados.
En el caso de un campo maduro como el
campo Neelam, la primera fase de la creaci ón de
un modelo de simulación es su calibración para
reproducir el comportamiento histórico del yaci-
miento; conocido como ajuste histórico. Puesto
que esta etapa condiciona el modelo del yaci-
miento a los datos dinámicos, como las tasas de
producción de los pozos y los cambios en las pre-
siones y saturaciones, una vez logrado el ajuste
histórico, el modelo se convierte en una descrip-ción mucho más representativa del yacimiento
que el modelo estático.
Para modelar correctamente el comporta-
miento de los flujos en los yacimientos carbona-
tados, es esencial entender el perfil de
permeabilidad. Los datos de registros estánda-
res — registros de densidad, neutrón, sónicos,
rayos gamma, SP y resistividad — cuando son
evaluados con métodos convencionales, con
demasiada frecuencia indican un yacimiento
homogéneo. Las variaciones de la porosidad no
son un indicador confiable de las variaciones de
la permeabilidad, ya que los cambios en la tex-
tura de los carbonatos influyen en la permeabili-
dad mucho más de lo que los cambios en la
porosidad afectan l a permeabilidad. El t an tradi-
cional método de utilizar datos de núcleos para
derivar una relación porosidad-permeabilidad
asociada con un yacimiento específico, falla
cuando varía la textura de la roca del yacimiento.
Aunque la técnica es básicamente correcta, debe
realizarse en forma separada para cada tipo o
textura de roca carbonatada. De hecho, estu
anteriores realizados en el campo Neelam
demostrado que la permeabilidad aumenta
medida que la porosidad disminuía, una co
sión que para los petrof ísicos es difícil de c
liar con sus interpretaciones.
Muchos yacimientos carbonatados conti
capas localizadas o extendidas de roca sopo
por lodo, en que la permeabilidad se reduce
tablemente, pero las barreras completas a la
gración de fluidos verticales son raras. Du
los millones de años de evolución de los
mientos, los fluidos se han segregado, creán
una zona de agua en la parte i nferior, una zon
transición donde los volúmenes de agua y p
leo se pueden desplazar y una zona de pet
en la parte superior, donde el agua está com
tamente ligada a l os capilares y sólo el pet
se puede desplazar. Las presiones tambiéequilibran en el yacimiento durante este per
Sólo mediante una rigurosa inspección d
datos de núcleos, o a través de una evalua
innovadora de los registros de imágenepared de pozo o de RMN, se puede distingu
textura de los yacimientos carbonatados c
zonas específicas con grados variables
soporte de lodo en los granos de carbonat
propiedades de transmisibilidad de los fluido
caliza granular (grainstone), a menudo la m
porosa, generalmente ofrece la mayor perm
lidad de entre los tipos de rocas carbonatada
medida que aumenta el contenido de
creándose como consecuencia caliza gra
lodosa (packstone) o caliza lodosa (wacksto
por lo general aumenta la porosidad total, pe
permeabilidad es quizás de 10 a 100 vmenor que en la caliza granular, debido a la
ciente importancia de la microporosidad en
lodos asociados.
Estas diferencias de textura no crean nec
riamente verdaderas barreras al flujo de fluid
lo largo del tiempo geológico. Sin emb
cuando los fluidos del yacimiento son some
a una extracción "instantánea" de la fo
ción — por ejemplo, la producción durante un
a 20 años, en contraposición con los millone
años que fueron necesarios para que se form
el yacimiento — los pulsos de presión resulta
crean unidades de flujo diferentes dentro
yacimiento, separadas por zonas con una sig
cativa disminución de la permeabilidad. En
secuencia, se suelen crear grandes diferen
de presión entre las unidades de flujo y se
duce una completa interrupción de la suave
sición de agua a petróleo a medida
disminuye la profundidad. Los frentes de agu
propagan lateralmente, a cualquier profund
hacia las secciones más permeables.
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Para complicar aún más las cosas, con fre-
cuencia, la permeabilidad de un yacimiento carbo-
natado se ve profundamente afectada por los
fenómenos tectónicos y diagenéticos. Por ejem-
plo, las capas de permeabilidad extremadamente
alta, llamadas capas "súper k", por lo general se
producen a partir de la alteración diagenética. La
mayor parte de los datos disponibles en el yaci-miento Neelam sugieren que las capas súper k
han sido creadas por disolución y lixiviación de la
composición de la roca por agua meteórica
durante períodos de bajo nivel del mar, cuando los
carbonatos estaban expuestos al agua atmosfé-
rica en la superficie de la Tierra.
La disponibilidad de una descripción precisa
de la permeabilidad, acelera de manera impor-
tante el proceso de ajuste de la historia de pro-
ducción y mejora significativamente la
confiabilidad de las predicciones del modelo
ajustado históricamente. Debido a que el ajuste
histórico es un proceso complejo que involucra
múltiples variables, a veces se puede lograr lo
que aparenta ser un ajuste satisfactorio de los
datos históricos con un modelo inexacto de la
distribución de la permeabilidad del yacimiento.
En este caso, el modelo proporcionará prediccio-
nes imprecisas. Sólo mediante una adecuada
determinación de la distri bución de la permeabi-
lidad de un yacimiento es posible crear un
modelo de simulación realista y útil.18
34 Oilfield Review
18. Un análisis completo de la simulación de yacimientos vmás allá del alcance de este artículo, pero se incluirá eun futuro artículo de Oilfield Review .
19. Ramakrishnan et al, ref erencia 11.20. Olesen JR, Dutta D y Sundaram KM: "Carbonate
Reservoirs Evaluation with Advanced Well-Log Data,"presentado en la Cuarta Conferencia y ExposiciónInternacional del Petróleo, Nueva Delhi, India, Enero 9-12, 2001 y también extr acto ampliado presentado en l aConferencia y Exposición Internacional de la AAPG, Ba
Indones ia, Octub re 15-18, 2000.21. Los ooides son pequeños granos redondos de capas
carbonatadas de calci o alrededor de un núcleo dearena. Los moldes oolíticos son los orificios esféric osque permanecen cuando los ooides se disuelven.
22. Brie A, Johnson DL y Nurmi RD: "Effects of SphericalPores on Sonic and Resistivity M easurements,"Compendio del vigésimo-sexto simposio anual de registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, Junio 17-20, 1985artículo W.Kuster GT y Toksöz M: "Velocity and Attenuation ofSeismic Waves in Two-Phase Media: Part I, TheoreticaFormulations, Part II, Experimental Results," Geophysics39 , no. 5 (Octubre de 1974): 587-618.
23. Maxw ell-Garnett JC: "Colours in M etal Glasses and inMetallic fi lms," Compendios Filosóficos de l a Sociedad Real de Londres 203 (1904): 385.Sen PN, Scala C y Cohen M H: "A Self- Similar Model f o
Sedimentary Rocks with Application to the DielectricConstant of Fused Glass Beads," Geophysics 46 , no. 5(Mayo de 1981): 781-795.
Caliza granularlodosa
(Packstone)
Calizagranular
Caliza granularlodosa
Caliza lodosa(Wackstone)
Caliza granular(Grainstone)
> Análisis de textura y permeabilidad de un registro adquirido a pozo abierto en el campo Neelam. El Carril
1 muestra los resultados de porosidad efect iva del procesamiento ELAN, incluyendo petróleo inamovible(verde), petróleo movible (naranja), agua movible (blanco) y agua ligada a los capilares (celeste). El Carril 2agrega el análisis de la litología a los resultados de porosidad efectiva, en una escala de 0 a 1. El grisrepresenta lutita; el gris azulado es caliza; el celeste es caliza soportada por grano; y otros materiales car-bonatados se muestran en azul oscuro. El Carril 3 presenta distribuciones de T2 del registro CMR, las quese correlacionan con las texturas de carbonatos (fotomicrografías de la izquierda).
Los geocientíficos e ingenieros del JRC se
concentraron en el mapeo de la permeabilidad
utilizando cuatro enfoques complementarios. Si
bien cada enfoque tiene su origen en el pozo, es
preciso integrar los resultados de cada pozo en
un modelo tridimensional del campo para que el
operador obtenga el máximo valor. Estos enfo-
ques incluyen los siguientes elementos:• análisis de datos de RMN para evaluar la tex-
tura de la roca y los perfiles de permeabilidad
• adquisición de registros de saturación a pozo
entubado para comparar las saturaciones de
los fluidos originales con las saturaciones des-
pués de cierto período de producción, con el
fin de desarrollar un perfil de decaimiento de
fluidos
• utilización de curvas de proporción y otras
herramientas geoestadísticas para destacar
correlaciones ocultas que se puedan confirmar
en pozos clave a través de alguno de los dos
métodos anteriores
• análisis geoestadístico de la irrupción de agua
en los datos históricos de producción de los
pozos para evaluar las capas de alta permea-
bilidad que t ransportan el agua del yacimiento
o de inyección.
Las técnicas geoestadísticas todavía están en
una etapa experimental.
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Análisis de textura y permeabilidad con
registros adquiridos a pozo abierto — Durante el
desarrollo del campo o la perforación de pozos de
relleno, los operadores tienen la oportunidad de
adquirir nuevos datos a pozo abierto. En el
pasado, los geólogos de carbonatos dependían
de los registros de imágenes para revelar las tex-
turas de los carbonatos, a partir de las cuales
inferían la permeabilidad. Hoy se están agre-
gando técnicas más modernas al análisis de imá-
genes para evaluar la permeabilidad.
Confirmando los descubrimientos realizados pre-
viamente en el laboratorio y mediante el mode-
lado computacional de Ramakrishnan y otros, los
geocient íficos del JRC observaron que el rango
de la distribución de T2 de RMN en los pozos,
está estrechamente relacionado con la litologíade los carbonatos.19 Los análisis petrográficos y
de núcleos confirman las conclusiones del JRC
(página anterior).20 Esta información se puede uti-
lizar para calibrar las permeabilidades derivadas
de registros de RMN, con el fin de obtener un
perfil de permeabilidad continuo y preciso.Anteriormente, derivar la permeabilidad a par-
tir de registros de RMN era muy complicado,
debido a la variabilidad y escasa definición del
valor de corte de T2 para los fluidos libres y los
ligados a los capilares. El método desarrollado
por el JRC utiliza primero la formulación de per-
meabilidad del Centro de Investigaciones Doll de
Schlumberger, situado en Ridgefield, conocida
como kSDR. Esta relación, también utilizada en el
estudio del Medio Oriente descrito anterior-
2.30
2.20
2.10
" m " d e n ú c
l e o s
"m" de registros
2.00
1.901.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25 2.30
> Factor de cementación. Los valores del factor de cementación, m , derivadosde los datos de registros de pozos utilizando el modelo de Kuster-Toksöz y losmedidos en el laboratorio en muest ras de núc leos, varían de 1.95 a 2.20. Lamedición de m en laboratorio confirma que los valores derivados de registrosson razonables y que, en último término, dan como resultado predicciones másprecisas del volumen de hidrocarburos.
mente, define la permeabilidad como una función
de la porosidad y el valor medio de la distribución
de T2 de RMN, independientemente del valor de
corte de T2. Los científicos del JRC observaron una
clara dependencia del premultiplicador de esta
relación en la textura de la roca, de modo que
introdujeron un término relacionado con la textura
en la relación kSDR. Ellos confirmaron la precisión
del método al comparar la tendencia de la
permeabilidad derivada de los datos de RMN con
los datos de permeabilidad de núcleos medidos
con salmuera. La concordancia entre las estima-
ciones de textura y permeabilidad lograda con
esta técnica y los resultados de un amplio estudio
de núcleos es razonable, dada la incert idumbre de
los resultados de permeabilidad provocada por la
heterogeneidad de los carbonatos.
La realización de predicciones significativas
de producción de un yacimiento requiere de un
conocimiento preciso de los respectivos volúme-
nes de petróleo y agua libres. Los ingenieros del
JRC obtuvieron la estimación de agua libre al in-
vertir la relación de permeabilidad de Timur-Coates e igualarla a la medición de la
permeabilidad basada en la textura. Esto divide el
agua total — definida simplemente como la poro-
sidad efectiva menos el volumen de hidrocarbu-
ros — en agua libre y agua ligada a los capilares.
En los yacimient os carbonatados, no se puede
derivar la saturación a partir de una simple rela-
ción de Archie. Es común encontrar moldes oolíti -cos o cavidades de disolución que afectan el
factor de cementación m utilizado en la relación
de Archie.21 Durante años, quienes se dedic
estudio de los carbonatos, han sabido qu
requiere un enfoque de "m variable." La dific
radica en realizar particiones correctas d
porosidad total entre la porosidad primaria
matriz y de cavidades.
Un método, uti lizado por primera vez por B
otros en 1985, utiliza un modelo de dispe
acústica desarrollado anteriormente por Kus
Toksöz para evaluar estas particiones.22 La téc
se basa en la porosidad total indicada po
registros de densidad o de neutrón, o ambos,
velocidades compresional y cizallante (de c
indicadas por los registros sónicos. Una téc
iterativa ajusta la cantidad de porosidad de
dades necesaria para minimizar el error entr
valores teóricos esperados de los tiempos de
sito de corte y de compresión del registro sóy los valores medidos. Una vez que se ha eval
la partición de la porosidad, se utiliza una ap
mación equivalente a la de las propiedades
tricas provista por el modelo de Maxwell-Ga
con el fin de evaluar el efecto de las inclusiconductoras o aisladas en el factor de ceme
ción.23 Se obtiene un valor de m variable qu
utiliza en los cálculos del Análisis Elementa
Registros ELAN para obtener un volumen de h
carburos mucho más preciso. Si bien otros
dios han utilizado valores variables para m ,
es quizás el primero en el cual el método ha
validado con mediciones de m efectuada
núcleos individuales en el laboratorio (abajo)
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http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 17/2436 Oilfield Review
La evaluación petrofísica resultante de la com-
binación del volumen de petróleo, de agua libre y
de agua ligada a los capilares, se comparó con los
resultados de un exhaustivo análisis de perfiles de
presión derivados del Probador Modular de la
Dinámica de la Formación MDT y de los datos de
pruebas en pozos (abajo).
An á lisis de per fi les de decaimiento — En los
campos desarrollados, por lo general los opera-
dores adquieren nuevos datos a través del reves-
tidor.24 En estos casos, los miembros del JRC han
aprovechado la línea de productos RSTPro para
mejorar las estimaciones de saturación de petró-
leo remanente, utilizando datos de la herra-
mienta de Control de Saturación del Yacimiento
RST y para llevarlas a un grado de precisi ón que
permita realizar una comparación directa con la
saturación original obtenida a pozo abierto.25 Esto
permite inferir un perfil de decaimiento que
define claramente tres tipos de zonas: las zonas
que no presentan decaimiento aparente, que pro-
bablemente sean rocas soportadas por lodo y de
baja permeabilidad que separan las unidades de
flujo dentro del yacimiento; las zonas parcial-
mente agotadas que constan de rocas "norma-
les," y las zonas de decaimiento extremo, que
pueden ser capas súper k o zonas que contienen
grandes canales originados por disolución.
> Perfil de presión en la parte superior de la zona de transición. Las mejores técnicas de evaluaciónpetrofísica predijeron agua libre y ligada a los c apilares, y volúmenes de petróleo de manera másrealista. Estos resultados son comparables con los resultados del análisis del perfi l de presión deri -vado del M DT, y fueron verific ados con datos de pruebas del pozo. En este ejemplo, las predicc ionesde fluidos derivadas del CMR (derecha) fueron confir madas por la producción de petróleo durante laspruebas del pozo.
> Perfil de presión en la parte superior de la zona de agua. Los análisis convencionales de los regis-tros utilizando un valor constante de m, indicaban que la zona c ontenía petróleo, pero la evaluacióndel perfil de presión utilizando tanto datos del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT,
como los resultados de las pruebas de pozos, probaron que la zona contiene agua, como lo predijo lametodología de evaluación petrofísica del JRC.
P r o
f u n
d i d a
d v e r t
i c a
l v e r d a
d e r a
, m
Presión del yacimiento, lpc
3500
XX00
XX50
X100
X1503550 3600 3650 3700 3750
Gradiente de presión en zona detransición agua-petróleo de1.294 lpc/m, equivalente a unadensidad de fluido de 0.910 g/cm3
Gradiente de presión de agua deformación de 1.436, equivalente auna densidad de flui do de 1.01 g/cm3,o una salinidad de 22 ppk
Prueba 2: 1930 bapdcon estrangulador de1 / 2 pulg; 23.4 ppk
Prueba 1: 1500 bapdcon estrangulador de1 / 2 pulg; 23.4 ppk
P r o
f u n
d i d a
d v e r t i c a
l v e r d a
d e r a
, m
Presión del yacimiento, lpc
X170
X120
XX70
XX20
3200 3250 3300 3350 3400 3450 3500
Prueba 10: Productor másprolífico, pero sólo agua,salinidad 23.4 ppk
Prueba 9: Antes de la acidificación,estrangulador de 1 / 4 pulg: 140 bppd,24 bapd, sospecha de canalización,ya que la tasa del flujo de aguacambia con el tamaño delestrangulador. Después de laacidificación produjo sólo agua.
Prueba 7: Antes de la acidificación,estrangulador de 1 / 2 pulg: flujo no medible.Después de la acidificación, estrangulador de 1 / 2 pulg:1715 mcgpd, 514 bppd, 37.5 API, 91 bapd, 29.3 ppk
Prueba 11: Produjo sólo agua,salinidad de 24.5 ppk
Prueba 8: Antes de la acidificación,estrangulador de 1 / 2 pulg: 1745 mcgpd,858 bppd, 38 API, wc<1%. Después de laacidificación, estrangulador de 1 / 2 pulg:4084 mcgpd, 2593 bppd, 38 API, wc<1%.
Caliza granularlodosa(Packstone)
Biolitita
(Boundstone)
Caliza lodosa(Wackstone)
En el yacimiento Bassein del campo Neelam
se pueden apreciar estas tres zonas que se corre
lacionan a lo largo de una distancia superior
los 6 km [3.7 millas]. En cada pozo estudiado, l
combinación del perfil de decaimiento del RST
un registro de temperatura efectuado durante l
producción, destaca las zonas de producción e
los intervalos abiertos y muestra un yacimient
separado en tres unidades de flujo principale
(próxima página, abajo). Todavía queda un gra
volumen de petróleo en la unidad superior, per
prácticamente no hay producción en esta unidad
ya que el decaimiento por presión en esta zon
es más intenso que en l as unidades inferiores.
Para mejorar la determinación a pozo entu
bado del volumen de petróleo remanente en ca
bonatos con la herramienta RST, es fundamenta
comprender la sensitividad del registro RST a la
condiciones de terminación, especialmente l
cementación. En las rocas sili ciclásticas, el espe
sor del cemento tiene escaso efecto en la long
tud de los segmentos del cuadrilátero d
evaluación de la saturación utilizando datos deregistro RST; cuadrilátero que se presenta e
gráficas de las relaciones carbono/oxígeno (C/O
provenientes del detector cercano (NCOR) versu
las relaciones C/O provenientes del detecto
lejano (FCOR). El cuadrilátero y las relacione
C/O se utilizan para determinar las saturacione
de los fluidos (próxima página, arriba).
La geometría del pozo, la litología de l
formación, la porosidad y la densidad de
carbono del hidrocarburo definen los punto
extremos del cuadrilátero de evaluación de l
saturación. La esquina inferior izquierda, AA, e
donde tanto el pozo como la formación contieneagua. Avanzando en el sentido de las agujas de
reloj, el punto AP indica que el pozo contien
agua y la formación contiene petróleo. El punt
PP, lado derecho superior indica petróleo, tant
en el pozo como en la formación. Finalmente, e
punto PA indica petróleo en el pozo y agua en l
formación. La posición exacta de estos cuatr
puntos se obtiene en condiciones de laboratori
controladas. 26
En los carbonatos, el cuadrilátero d
evaluación se traslada debido al carbono y ox
geno adicionales presentes en la matriz d
carbonatos. El grado de traslación del cuadrilátero de evaluación está relacionado con l
cantidad de carbonatos en torno a la herramient
y también con la distancia entre l a herramienta
el material de los carbonatos.
Se puede decir que el efecto será mayor e
un pozo pequeño, donde la herramienta y l
matriz de la roca están separadas sólo por e
revestidor. A medida que aumentan el tamañdel pozo y el espesor del cemento, la herra
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mienta se ve menos afectada por las rocas car-
bonatadas. En el límite, para un espesor del
cemento mayor que el radio de investigación de
la herramienta, la roca carbonatada no influye en
la medición, ya que la herramienta tomamuestras sólo del cemento.
En el pasado, si se disponía de un registro de
calibre adquirido a pozo abierto, se incorporaba
al conjunto de datos del RST para evaluar el
espesor del cemento. Esto a partir de la diferen-
cia entre el radio del pozo abierto y el radio exte-
rior del revestidor. La utilización de los datos del
calibre parte de los supuestos que el pozo no ha
sido ampliado desde el momento en que se
adquirieron los registros a pozo abierto hasta el
momento de la cementación del revestidor; que
éste está perfectamente centrado en el pozo; y
que el pozo es perfectamente redondo, en lugarde tener una forma ovalada. Estos supuestos son
sumamente improbables, especialmente en
pozos desviados. Con la tecnología RSTPro y la
adquisición de datos con una pasada adicional de
la herramienta RST en modo sigma, es posible
calcular un valor optimizado del espesor de
cemento que, después de la corrección por efec-
tos de difusión, resultará en una discrepancia
mínima entre las mediciones de la sección de
captura efectiva (sigma) de la formación deriva-
das de los detectores lejano y cercano.
Este espesor del cemento y el diámetro exte-
rior del revestidor pueden utili zarse para generar
un "calibre del RST," para ingresar la informaci ón
al módulo de evaluación de volumen de petróleo
del RST. Los anteriores registros RST de carbona-
tos de áreas marinas de la India, mostraban per-
files de petróleo remanentes que eran dif íciles de
justificar. La nueva técnica ha producido registros
confiables desde su introducción a comienzos del
año 2000. Es común que en los perfiles de satu-
ración ocurran cambios de hasta 20 unidades de
24. Para mayor información acerc a de los registros de
ducción: Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, BouroumFuseau P, Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemingw ay Horkowitz J, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, MarkMart in A: "Keeping Producing Wells Healthy," OilfieReview 11, no. 1, (Primavera de 1999): 30-47.
25. Olesen J R y Carnegie A: "An Improved Technique foReservoir Evaluation Through Casing," artículo IRS20228, presentado en el Simposio de RecuperaciónMejorada, Inst ituto de Estudios de Yacimientos,Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28, 2000.
26. Se han medido más de 3000 combinaciones de tamde poros, litologías, porosidades, saturaciones de fción y de pozo. La interpolación entre los puntos exmos se obtiene mediante el modelado nuclear de laherramienta, las condiciones de las formaciones y pozos, con los puntos extremos del modelo calibradcon datos de laboratorio.
0.50
0.45
0.40
0.35
0.30
F C O R
V I L L
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
0.00
0.1
0.00.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
NCOR0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
AP
AA
PP
PA
Superposición del cuadrángulo de evaluación de saturación del RST con la gfic a de la r elación C/O del detec tor c ercano (NCOR) y del detec tor lejano (FCORcodific ación por c olor en el eje Z representa el volumen de lutitas (V ILL); rojo espura, azul es un 10% de lutita. Los datos se regist raron en la India en un yac imide cal iza cuya porosidad es de 22 u.p., en un pozo de 8.5 pulg, con revest idor depulg. La geometría del pozo, la litología y la porosidad de la formación, junto codensidad del carbono del hidrocarburo, definen c ompletamente los puntos extrpara la caracterización. Los datos se agrupan a lo largo de la línea AA-AP, indicun pozo lleno de agua. La saturación de petróleo de la formac ión varía de 0 a 4
NLM2-2NLM2-4
NLM4-2
NLM5-9
Norte
3
2
1
Análisis de un perfil de decaimiento. En estos cuatro pozos, una combinaciódel perfil de decaimiento del RST y de la derivada del registro de temperatura
adquirido con el pozo en producc ión, muestran las tres principales unidades dflujo del yacimiento. La base de la Zona 1 es la transición original agua-petróleLa Zona 2 incluye los princ ipales hori zontes en producc ión. En la Zona 3 hayreservas remanentes, pero la simulación del yacimiento indica que ha ocurridoun importante decaimiento de presión.
saturación entre evaluaciones, tomando en
cuenta o no el espesor optimizado del cemento.
An á lisis geoestad í stico — La utilización inno-
vadora de las herramientas estadísticas en el
JRC amplía el análisis de datos de RMN y de los
resultados del RST de los pozos clave a todo el
modelo del campo, el cual antes sólo estaba com-
puesto por datos de registros convencionales y
datos de producción del fondo del pozo. Estas
nuevas técnicas incluyen curvas de proporción y
el seguimiento de los conductos de agua.
>
>
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Una curva de proporción vertical traza un his-tograma en cada nivel estratigráfico dentro de laformación (derecha). En este ejemplo, se presen-tan registros de categorías de porosidad con pro-fundidades relativas a la parte superior delyacimiento: la superficie de separación entreestratos. En estos pozos, el intervalo vertical demuestreo es de 1 metro [3 pies]. El estudio de los
datos RST analizado anteriormente se l levó a caboen un pozo vecino. Los registros se han proyectadoen una línea que va de norte a sur y que se indicaen el mapa. La curva de proporción vertical segenera indicando los porcentajes relativos de lasdiferentes categorías de porosidad en cada nivelestratigráfico. La curva se hace más estrecha amedida que aumenta la profundidad, debido a quelos pozos tienen diferentes profundidades depenetración. No obstante, se puede inferir que laformación probablemente consta de dos zonas deporosidad relativamente alta, separadas por unazona de baja porosidad.
Este ejemplo demuestra que la técnica decurvas de proporción utiliza datos agrupados o ca-tegorizados, en lugar de datos continuos. Tradicio-nalmente, las curvas de proporción verticales sehan construido con datos de litofacies en funciónde la profundidad para comprender los ciclosdepositacionales y constreñir las realizacionesgeoestadísticas.27 Pero tal como se muestra en elJRC, estas curvas pueden tener una importanteaplicación en el diagnóstico del comportamientode los flujos del yacimiento, y en la relación dedicho comportamiento con la caracterización delyacimiento efectuada con registros de saturaciónadquiridos a pozo abierto y a pozo entubado.
Para tener una visión más clara de esta técnica,se puede llevar el ejemplo un paso más allá, al in-cluir una curva de proporción vertical derivada delos registros de producción (arriba, parte inferiorderecha). La productividad, o tasa de flujo, se cla-sifica como alta, media, baja, o sin flujo. En la par-te superior del yacimiento, las tasas de flujo sonaltas, lo que implica que existe una capa delgadade alta permeabilidad en la parte superior de la for-
mación. Análisis posteriores demostraron que éstaes una capa súper k. Más abajo, hay otras doszonas principales de alta tasa de flujo mezcladas
con tasas de flujo más bajas. Estas zonas deberíantener una permeabilidad de media a alta. Estasobservaciones soportan las conclusiones obtenidasen base a los datos del registro RST descritos ante-riormente, puesto que las curvas de proporcióncaptan el comportamiento promedio de la región.
La comparación del registro de producción conlas curvas de proporción de porosidad muestraque la porosidad sola es un parámetro incompletode descripción de la permeabilidad en esta regióny, en consecuencia, se necesitan mejores indica-dores de la permeabilidad basados en registros apozo abierto, como los que se derivan de los datosMDT o de RMN.
La técnica de curvas de proporción se haaplicado en otros sitios del yacimiento y a otrasformas de datos dinámicos y estáticos, paraderivar rápida y eficientemente varios resultadosútiles. Por ejemplo, es posible mapear en todo elcampo la extensión lateral y vertical de las zonasde alta permeabilidad por las que ha fluido aguapor un tiempo prolongado. Esto mediante lacombinación en una curva de proporción del
registro de rayos gamma adquirido a pozabierto con el registro de rayos gamma obtenida pozo entubado más tarde en la vida útil de u
pozo. Por otro lado, la comparación de registrode rayos gamma adquiridos a pozo abierto con lseparación de las curvas densidad-neutrópermite la detección de zonas erosionadas en laque el agua meteórica ha creado capas súper mediante alteración diagenética.
Las curvas de proporción permiten un análisirápido y eficiente de grandes cantidades ddatos, una importante ventaja cuando se requierinterpretar y sintetizar datos de un campo completo, que puede incluir datos de producción histórica, y registros adquiridos a pozos abierto entubado, provenientes de varios cientos dpozos. Las curvas de proporción se pueden agrupar para obtener una visión local de partes específicas de un campo. También ofrecen un altgrado de inmunidad frente a datos incorrectos de baja calidad, puesto que el "ruido" creado potales conjuntos de datos tiende a anularse por ssolo, y la cantidad de datos de alta cali dad supercon creces la de datos cuestionables dentro dtodo el conjunto de datos. Un paquete patentadde software para PC, perfeccionado en el JRC
38 Oilfield Review
Creación y aplicación de las curvas de propor-ción. Se hizo un muestreo de datos de porosidadde diez pozos a intervalos verticales de 1 m [3 pies]y se clasificaron para formar registros de propor-ción de porosidad (arriba a la izquierda). Las loca-ciones de los pozos y la línea de proyección norte-sur se muestran en el mapa (arriba a la derecha).Los registros de proporción de porosidad se com-binan para formar una curva de proporción deporosidad (abajo a la izquierda). El fondo de lacurva se estrec ha porque los pozos tienen diferen-tes profundidades de penetrac ión. Se puede gene-
rar una curva similar utilizando los registros deproducc ión de los pozos (abajo a la derecha). LaZona 1 incluye sólo valores de alta produc tividad;las Zonas 2 y 3 tienen algunas tasas de flujo altasmezcladas con tasas de flujo más bajas.
D1
D2
D3
Porosidad < 8%
Porosidad 8-16%
Porosidad 16-24%
Porosidad > 24%
D4
D9
D8
D7
D6
D5
C2
Registros de proporción de porosidad Pozos con registros
L í n e a
d e p r o y e c c
i ó n
N - S
Sin flujo
Productividad baja
Productividad mediana
Productividad alt a
Zona 1
Zona 2
Zona 3
>
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http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 20/24Primavera de 2001
27. Para mayor información acerca de las curvas de propor-ción y los cic los depositacionales, véase: Jain AK yCarnegie A: "Value Addition Through Stochastic Evaluationof Gamma Rays – A Geostatistical Approach to GeologicalModeling and Characterization of t he Reservoir," presen-tado en la Conferencia y Exposición Internacional de laAAPG, Bali, Indonesia, Octubre 15-18, 2000.Para mayor información acerca de las c urvas de propor-ción y las realizaciones geológicas, véase: Klauser-Baumgartner D y Carnegie A: "Geostatistical Modeling of
Delta Front Parasequences by Indicator Kriging,"Procesamiento y Modelado de Informac ión Geológica, 10.Kontaktwochenende, Sedimentología, Aachen, 1995.
28. Para mayor información sobre el método de seguimientode conductos de agua, véase: Carnegie A: "Techniques toOptimize the Efficiency of History M atching in Integrat edStudies," artículo 402, presentado en el Simposio deRecuperación Mejorada de Petróleo, Instituto de Estudiosde Yacimientos, Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28,2000.
29. Para mayor información sobre el método de los RRTs,véase: Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden G:"Small-Scale Heterogeneity and Permeability Estimationfrom Dipmeter and Image Logs for Reservoir Rock Typing:Aptian Shuaiba Reservoir of Abu Dhabi," Boletín de la Asociación N orteamericana de Geólogos en Petróleo (en prensa).
RRT 6 RRT 7
RRT 14 RRT 15
RRT 8
> Heterogeneidad de la for mación Shuaiba. Ltipos de rocas del yacimiento (RRTs, por sus sen Inglés) oscilan desde rudistas—moluscosextinción similares a las ostras—en lodo de c(arriba a la izquierda) a rudistas mezclados ematriz granular (arriba al centro), hasta rudstcon desechos diagenéticamente alterado (arla derecha). Un lápiz o la punta del dedo en cfotografía indica la escala. Los RRTs de la parnorte del campo comprenden rudstone (fotomgrafía izquierda inferior) y caliza granular lod(packstone) de granos finos o cal iza granularlodosa (abajo a la derecha). El campo de vistlas fotomic rografías es de 4 mm por 6 mm.
realiza, en forma interactiva, el manejo de una
base de datos, el cálculo y la visualización en 2 y
3 dimensiones de estas curvas de proporci ón. El
paquete es compatible con el programa
GeoFrame Application Builder, que facilita el
acceso a la base de datos.
Método de seguimiento de conductos de
agua — La detección de conductos de alta per-
meabilidad, tales como las fallas o capas súper k
que transportan el agua del yacimiento o de in-
yección, se puede mejorar mediante la realizaciónde un análisis en red de las veces en que se veri-
ficó irrupción de agua en los datos de producción
de los pozos. Un paquete de software para PC
escrito en el JRC les ayuda a los usuarios a det ec-
tar de manera interactiva el trayecto del agua. La
información de la irrupción del agua proviene de
los datos de producción de los pozos cargados en
una base de datos de manejo de la producci ón.
Esta herramienta permite un diagnóstico más
rápido y objetivo que los análisis manuales tradi-
cionales en cuanto al progreso y la evolución de la
irrupción de agua en todo un campo. 28 Este
método, conocido como seguimiento de conductos
de agua (WCT, por sus siglas en Inglés), hace que
la evaluación de la vali dez de múltiples escenariossea más eficiente que en el pasado.
Al realizar los vitales análisis de texturas de
rocas, permeabilidad, perfiles de decaimiento y
datos de producción, y al integrar de manera sen-
sata estos resultados con otros datos de campo
utilizando técnicas geoestadísticas, el JRC estácreando modelos que resultan en simulaciones de
yacimientos más realistas. Estas simulaciones
ayudan a tomar decisiones más confiables en
cuanto al desarrollo y la producción del yacimiento
que con los análisis aislados.
Evaluación de la heterogeneidad
de los carbonatos en Abu Dhabi
Los equipos de operaciones locales mejoran las
contribuciones de las iniciativas de investigación
formales para entender los carbonatos. Los cient í-ficos e ingenieros de Abu Dhabi, EAU, han desa-
rrollado nuevas técnicas para evaluar yacimientos
carbonatados heterogéneos, mediante la integra-
ción de datos geológicos, registros adquiridos a
pozo abierto y regist ros de producción. La caracte-
rización de las heterogeneidades a peq
escala en las rocas de los yacimientos ha lle
a una clasificación de 17 tipos de rocas del
miento (RRTs, por sus siglas en Inglés) en la
mación Shuaiba. Los tipos de rocas del yacim
se basan en las litofacies, los datos de regi
de pozos, la porosidad y la permeabilida
núcleos, la presión capilar y las distribucione
tamaño de los poros derivadas de los anális
inyección de mercurio, y en los datos de pro
ción.29 Los RRTs se pueden utilizar para corre
nar de mejor manera las zonas de los yacimie
cuando no hay núcleos disponibles.
Un campo petrolífero en Abu Dhabi ha e
produciendo desde 1962 de la formación Sh
del Cretáceo Inferior. Dentro del campo, la fo
ción Shuaiba varía de plataformas de aguas
profundas a sedimentos de talud de aguas pr
das, con cuatro facies específicas. Los RRTs v
de rocas no productivas a rocas que tienen has
30% de porosidad y una permeabilidad d
Darcies (arriba). Este significativo grado de he
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> RRTs e indic ador de permeabilidad de la formac ión Shuaiba derivados de los datos de núcleos y de regis-tros. Las fotografías (extremo derecho) en esta representac ión compuesta de un pozo en un campo en AbuDhabi muestran la heterogeneidad de tres de los RRTs específicos. La permeabilidad car acteri zada por elanálisis de los datos de la herramienta de Echados (Buzamientos) Estratigráfic os de Alta Resolución SHDT(Carril 8) muestra una estrecha concor dancia con los datos de registros y de núcleos.
Indicador depermeabilidad
del SHDTRRTsde núcleos
Facies del SHDTy los registros
Canales del SHDTsin procesar
GRProf,pies
XX950
X1000
X1050
X1100
X1150
X1200
X1250
X1300
Interpretaciónpetrofísica
Conductividaddel SHDT
Proporciónde
hetero-geneidad
Permeabilidadde núcleos
0.2 2000
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geneidad debe considerarse al planificar las tra-yectorias y terminaciones de los pozos y las estra-tegias de producción.
Los RRTs se definen sobre la base de la cali-dad, la distribución y la productividad del yaci-miento, pero son productos de su ambientedepositacional y su historia diagenética. Los RRTsobservados en los núcleos y registros de dospozos del campo se han correlacionado con regis-tros de pozos sin núcleos, y esta correlación per-mitió una estimación de permeabilidad másprecisa que en los pozos en que sólo se utilizarondatos de registros. El estudio de los RRTs contri-buye de manera significativa al desarrollo delcampo, ya que el operador, Abu Dhabi Companyfor Onshore Oil Operations (ADCO), puede utilizarestimaciones de permeabilidad realistas y mode-los geológicos en 3D actualizados para optimizarel drenaje del campo y, de este modo, mantener yprolongar la producción.
Un método innovador de caracterización deRRTs depende de la cuidadosa integración de losregistros de pozos convencionales, tales comorayos gamma, neutrón y densidad, con las imá-genes y los registros de echados (buzamientos)de alta resolución. La heterogeneidad en la formade variaciones de conductividad se cuantifica ut i-lizando un software especializado, entre otros,las aplicaciones BorTex y RockCell, para identifi-car los RRTs y generar indicadores de permeabi li-dad (página anterior).30 En carbonatosextremadamente heterogéneos, la permeabilidadque se deriva utilizando esta metodologíaresuelve la heterogeneidad mejor que muestrasde núcleo de 1 pulgada o datos de minipermeá-metro (arriba). La mayor resolución y el aumentode la cobertura de las herramientas de genera-
ción de imágenes de pared de pozo, permhacer una di ferenciación más preci sa de los que los registros de echados solos y facilitidentificación de los trayectos de flujo entre dades y poros grandes. Debido a que es másdisponer de imágenes y de registros de echque de núcleos, el análisis de los RRTs espoderosa herramienta para evaluar los pozoscarecen de muestras de núcleos.
Otra técnica exitosa para evaluar la porosen la formación Shuaiba utiliza imágenespared de pozo para mapear la porosidad prim
30. Un análisis completo del softw are BorTex y RockCemás allá del alcance de este artículo. Para mayor imación, visite el sitio:http://www.geoquest.com/pub/prod/index.html .
> Datos de permeabilidad integrados. Muestras de núcleos de 246 intervalos de un pie (izquierda)y 586 mediciones del minipermeámetro a intervalos de 2pulgadas (centro) de un pozo en Abu Dhabi, muestran significativa dispersión debido a la extrema heterogeneidad que se presenta a pequeña escala. Porparte, el indicador de permeabilidad derivado del SHDT (derecha) muestra una clara tendenc ia que se correlac iona estrechamente con los RRTs encontraen los núcleos. Cada color en el intervalo del núcleo representa un RRT específico de la formación Shuaiba.
XX900
XX950
X1000
X1050
X1100
X1150
X1200
X1250
X1300
XX900
XX950
X1000
X1050
X1100
X1150
X1200
X1250
X1300
XX900
XX950
X1000
X1050
X1100
X1150
X1200
X1250
X13000.1 1
P r o
f u n
d i d a
d ,
p i e s
Permeabilidad de núcleos, mD Permeabilidad de núcleos del minipermeámet ro, mD Indi cador de permeabi li dad del SHDT, mD
10 100 1000 10,000 0.1 1 10 100 1000 10,000 1 10 100 1000 10,0
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http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 23/2442 Oilfield Review
y secundaria. El espectro de porosidad azimutal
del pozo revela una extremada heterogeneidad en
la porosidad, lo cual, a su vez, se relaciona con la
permeabilidad (derecha).31
Si bien los estudios de los RRTs ayudan en l os
estudios de caracterización y simulación de yaci-
mientos a largo plazo, los resultados también
pueden influir en el desarrollo del campo en el
corto plazo. Por ejemplo, el reconocimiento de
diferentes RRTs en un pozo horizontal perforado
en la formación Shuaiba le permitió al operador
optimizar las tasas de producción.32 Un pozo hori-
zontal perforado en 1997 produjo inicialmente
6000 bppd (953 m3 / d) libres de agua durante cua-
tro meses y luego perdió repentinamente presión
y fue cerrado. El operador necesitaba determinar
qué había detenido el flujo de petróleo: ¿era la
disminución de la presión del yacimiento, la
migración de finos, o la carga de agua en el pozo?
La interpretación de los datos de alta calidad del
registro de producción obtenido con la sarta PL
Flagship, en conjunto con el análisis de los RRTs
que incorporó los datos geológicos y de registrosadquiridos a pozo abierto, confirmó que la sec-
ción horizontal penetraba dos RRTs muy diferen-
tes (próxima página, a la izquierda).
Los ingenieros y geocient íficos descubrieron
que un RRT de baja permeabilidad situado a lo
largo del segmento central del pozo afectaba el
comportamiento del flujo. Al comprender la sen-
sibilidad a l os ajustes del estrangulador de flujo,
el operador optimizó el rendimiento del pozo al
seleccionar un ajuste que permitió una caída de
presión uniforme a lo largo del pozo, a pesar de
la heterogeneidad lateral del yacimiento. Ello ha
tenido como consecuencia la producción establede miles de barriles de petróleo seco por día. Esta
estrategia de manejo de yacimientos se está apli-
cando en otras partes del yacimiento para opti-
mizar el emplazamiento de pozos adicionales.
Iniciativas de investigación a futuro
Está claro que queda pendiente una gran canti-
dad de trabajo para quienes exploran y explotan
yacimientos carbonatados. Si bien la complejidad
y heterogeneidad de los carbonatos plantean
enormes retos operacionales y de interpretación,
los ejemplos que se han presentado en este art í-culo destacan la necesidad de integrar todos los
datos disponibles y seleccionar rigurosamente
las herramientas de evaluación.
Schlumberger está enfrentando los proble-
mas de los carbonatos de manera más dinámica
al crear un Centro de Investigación de Carbonatos
(CRC, por sus siglas en Inglés) en la King Fahd
University of Petroleum and M inerals (KFUPM) en
Dhahrán, Arabia Saudita (próxima página, a la
derecha). La proximidad del centro a los prol íficos
yacimientos carbonatados del Medio Oriente, a
operadores clave y a selectas universidades
regionales facilitará la colaboración intra-
regional. Las novedosas soluciones de la
tecnología de la información para trabajo en
equipo virtual, acelerarán el ritmo de
investigación y la diseminación de las
experiencias exitosas en todo el mundo (véase
"De las propiedades de los yacimientos a las
soluciones de estimulación", página 44 ).
Entre las áreas clave de trabajo del CRC s
encuentran la adquisición de datos sísmicos,
interpretación de datos de RMN, el manejo de
agua y la estimulación de pozos en yacimiento
carbonatados. Las iniciativas de investigación s
complementarán en lugar de duplicar el trabaj
realizado en otras instalaciones de investigación
Por ejemplo, l os estudios de casos de carbonato
en el Medio Oriente se realizarán en el CRC y n
en el SDR, cuando corresponda. Debido a la prox
midad con campos de carbonatos clásicos, do
> Evaluación de la porosidad en la formación Shuaiba. Una nueva técnic a utiliza imágenes del FMI(Carril 1 del registro superior) para mapear la porosidad primaria y secundaria mediante la generaciónde histogramas de porosidad en cada profundidad (Carriles 2 y 3). En la fi gura inferior, la fongolita (mudstone) a 3 pies es relativamente homogénea y microporosa, como se muestra en la fotografía y fotomicrografía a la derecha del registro inferior. La caliza ‘floatstone,’ un tipo de caliza soportada por la matrizcon algunos granos grandes, ubicada sobre los 5 pies, tiene extrema heterogeneidad de porosidad,como se muestra en la fotografía y fotomicrografía a la derecha.
3 p
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0.0
0.1
0 0100Porosidad, % Porosidad, % 100.9
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
Prof,
pies
Imagen dinámica
del FMI
Histograma deporosidad del FMI
u.p. 050
Porosidad del FMIy de registros
Porosidad secundaria
u.p. 040
Porosidadde registros
Porosidaddel FMI
2
3
4
5
6
7
8
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http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonaticos1pdf-2 24/24Primavera de 2001
> El nuevo entorno de investigación de carbnatos. El Centro de Investigación de Carbontos de Schlumberger está ubicado en el árede la King Fahd University of Petroleum andMinerals (KFUPM) en Dhahrán, Arabia Saud
> Evaluación de los RRTs para opt imizar la producc ión. El análisis de losRRTs confi rmó que la secc ión horizontal del pozo penetró dos RRTs(arriba). Los registros operados a cable (abajo) confirman las variacio-nes en los r ayos gamma, la porosidad y la resist ividad de los dos RRTs.
La invasión inferida de la separación entre las c urvas de resistividadprofundas y poc o profundas en e l RRT 14 indica una permeabilidadsuperior que en el RRT 15.
GR14
15
14
Resistividadprofunda
Resistividadsomera
PHIE
0.2 2000ohm-m
Resistividad somera
Desviación, pies
P r o
f u n
d i d a
d , p
i e s
b a
j o n
i v e
l d e
l m a r
8000 6000 4000 2000 0
0.2 2000ohm-m
Resistividad profunda
0 50API
GR
0 0.4pies3 /pies3
Porosidad efectiva MD:5000pies
XX000
XX500
XX000
X1500
Total45 pies
RRT 14
Pozo C Pozo A
Total16 pies
X700
X720
X740
X760
X780
X800
X820
X840
X860
RRT 15
misiones específicas de las instalaciones
Dhahrán serán la prueba de nuevas herramie
en el campo y la modificación de herramienta
uso para lograr los mejores resultados posiblerocas carbonatadas.
Hasta ahora, gran parte del énfasis ha es
en los yacimientos petrolíferos, pero el én
estratégico a largo plazo hacia la producciógas está haciendo que incluso los mayores
ductores de petróleo del Medio Oriente de
desarrollar yacimientos de gas de carbonato
mayor profundidad de los depósitos de gas
tea importantes retos de i nterpretación, exp
ción y producción.
Si bien este art ículo se ha centrado en
datos a escala de pozo, Schlumberger y los
radores ya están evaluando los yacimientosbonatados a escalas mayores. Las simulaci
de yacimientos a escala de campo est án in
porando las interpretaciones de los registr
los núcleos. Las simulaciones permiten que
modelos de yacimientos se ampl íen hac
cuarta dimensión, el tiempo, para predec
forma más eficiente la respuesta del cam
optimizar el rendimiento.
Los nuevos métodos de adquisición sísm
como la tecnología del sensor Q que se ha
zado para la adquisición de datos en el M
Oriente, enfrentarán los retos de generacióimágenes a una escala aún mayor. Los res
dos preliminares de estas pruebas sugieren
un mejoramiento substancial de la calidad d
datos permitirá comprender mejor aún los
mientos carbonatados y, cuando se integre
manera adecuada con otros datos, llevarámayor éxito en la exploración, el desarrollo
producción de carbonatos. — G
31.A kbar M , Chakravort y S, Russell SD, Al Deeb MA,Saleh Efnik MR, Thower R, Karakhanian H, MohamedSS y Bushara MN: "Unconventional Approach toResolving Primary and Secondary Porosity in GulfCarbonates from Conventional Logs and BoreholeImages," artículo 0929, presentado en la NovenaExposición y Conferencia Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, Octubre 15-18, 2000.
32.Russell SD, Al-M asry Y, Biobien C y Lenn C: "OptimizingHydrocarbon Drainage in a Heterogeneous, High-Permeability Carbonate Reservoir," artículo de la SPE59427, presentado en la Conferencia sobre ModeladoIntegrado para el Manejo de Activos del PacíficoAsiáti co de la SPE, Yokohama, J apón, Abri l 25-26, 2000.
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