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20 Oilfield Review

Evaluacin de yacimientos carbonatados

Mahmood AkbarBadarinadh VissapragadaAbu Dhabi, EAU

Ali H. AlghamdiSaudi AramcoDhahrn, Arabia Saudita

David AllenMichael HerronRidgefield, Connecticut, EUA

Andrew CarnegieDhruba DuttaJean-Rmy OlesenCentro de Investigacin Conjunto deOil & Natural Gas Corporation y SchlumbergerNueva Delhi, India

R. D. ChourasiyaOil & Natural Gas Corporation, Ltd.Mumbai, India

Dale LoganDave StiefMidland, Texas, EUA

Richard NetherwoodYakarta, Indonesia

S. Duffy RussellAbu Dhabi Company for Inshore Oil OperationsAbu Dhabi, EAU

Kamlesh SaxenaMumbai, India

Se agradece la colaboracin en la preparacin de este art-culo a Kamal Babour y Robert Dennis, Al-Khobar, ArabiaSaudita; Tim Diggs, Shell International 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. Ramakrishnan y Yi-Qiao Song, Ridgefield, Connecticut, EUA; CharlotteSullivan, Universidad de Houston, Texas, EUA; W. BruceWard, Earhworks LLC, Norwalk, Connecticut.BorTex, CMR (herramienta Combinable de ResonanciaMagntica), CNL (Registro de Neutrn Compensado), ECS(Espectrometra de Captura Elemental), ELAN (AnlisisElemental de Registros), FMI (Imgenes Microelctricas deCobertura Total), GeoFrame, Litho-Density (Lito-Densidad),MDT (Probador Modular de la Dinmica de la Formacin),PL Flagship, PS Platform, Q, RockCell, RST (herramienta deControl de Saturacin del Yacimiento), RSTPro, SpectroLithy TDT (Tiempo de Decaimiento Termal) son marcas deSchlumberger.

Durante dcadas, la evaluacin de los yacimientos carbonatados ha sido una

importante prioridad para los investigadores y productores de petrleo y gas, pero

los retos que plantean estas rocas tan heterogneas parecen ser infinitos. Desde la

exploracin inicial hasta las etapas avanzadas de produccin, geocientficos,

petrofsicos e ingenieros trabajan en conjunto para obtener la mayor informacin

posible de sus datos, para producir el mximo de reservas del subsuelo.

Los yacimientos carbonatados presentan unaimagen de extremos. Los yacimientos pueden sercolosales, aunque sus poros pueden sermicroscpicos (pgina siguiente, arriba). Lapermeabilidad de la matriz puede ser incon-mensurablemente baja, mientras que los fluidosfluyen como ros a travs de las fracturas. Lastcnicas de evaluacin que tienen xito en losyacimientos de areniscas a veces fallan en losyacimientos carbonatados. Estas variacionescomplican tanto la evaluacin de los yacimientoscomo la recuperacin de los hidrocarburos. Sinembargo, los investigadores estn trabajandopara superar estos problemas, debido a la impor-tancia econmica que reviste la produccin depetrleo de los yacimientos carbonatados, espe-cialmente en los campos gigantes y sper gigan-tes del Medio Oriente.

Los beneficios potenciales son grandes: alre-dedor del 60% de las reservas mundiales de pe-trleo se encuentran en los yacimientoscarbonatados, con un enorme potencial de reser-vas de gas adicionales, especficamente en elMedio Oriente. En este artculo, se examinan lasformas de evaluar los yacimientos carbonatadosmediante registros de pozos y de ncleos, con

ejemplos de grupos de investigacin y operacionesde todo el mundo (pgina siguiente, abajo).1 Losmtodos van desde ensayos probados y verificadoshasta ensayos experimentales, y representan unsubconjunto, y no una revisin completa, de las ini-ciativas en curso. Los resultados de las evaluacio-nes a nivel de pozo juegan un papel significativo enel desarrollo de campos a una escala mayor.Tambin se analiza el efecto de estos resultadosen las iniciativas de investigacin en curso.

Por qu tanta confusin con los carbonatos?Las rocas sedimentarias carbonatadas se diferen-cian de las rocas sedimentarias siliciclsticas devarias maneras. Las rocas siliciclsticas se for-man a medida que los sedimentos son desplaza-dos, se depositan y litifican, o se compactan ycementan en roca slida. La mayor parte de loscarbonatos se desarrollan a partir de los sedimen-tos biognicos formados por actividad biolgica,como la creacin de arrecifes y la acumulacin derestos de organismos en el fondo marino. Otrostipos se forman a medida que el agua se evaporade las cuencas poco profundas, o como precipita-dos de las aguas marinas. Normalmente, los frag-mentos que componen la mayor parte de loscarbonatos han viajado mucho menos que lossedimentos siliciclsticos.

Las rocas siliciclsticas son predominante-mente areniscas y lutitas que contienen una granvariedad de minerales y partculas, incluidos elcuarzo, el feldespato, los minerales de arcilla,fragmentos de rocas preexistentes y restos deplantas o animales. Los carbonatos estn com-

1. Para una introduccin general a la interpretacin de loscarbonatos: Akbar M, Petricola M, Watfa M, Badri M,Charara M, Boyd A, Cassell B, Nurmi 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.

Primavera de 2001 21

> Heterogeneidad de los carbonatos. Los pares fotomicrogrficos muestran tres texturas de rocas del mismo yacimiento. Las imgenes de la partesuperior son fotomicrografas convencionales de planos de luz polarizada para secciones delgadas. Las fotomicrografas de ctodo-luminiscencia(abajo) revelan diferentes generaciones de minerales carbonatados formados durante la diagnesis. Cada textura de roca presenta una respuestadiferente a la resonancia magntica nuclear (RMN) debido a las distintas relaciones dentro de los poros y de entre los granos. Las diferencias defacies depositacionales y posicin estratigrfica produjeron tres caminos diagenticos claramente diferenciados. En la caliza granular (grainstone)ooide (izquierda), los ncleos de los ooides se disolvieron en una temprana etapa de la historia depositacional. Los cementos de calcita llenaron laporosidad tanto intergranular como intragranular. La caliza granular ooide-peloidal dolomitizada y retentiva de la textura (centro) sufri inicialmenteuna diagnesis menor durante la cual fueron disueltos algunos fragmentos de esqueletos. A continuacin, cristales finos de dolomita reemplazaronel sedimento y preservaron la textura original en una etapa temprana. Ms tarde, el cemento de dolomita llen algunos de los grandes poros mldi-cos. Las dolomas (dolostones) sucrsicas (derecha) representan caliza granular peloidal que fue reemplazada por cristales finos de dolomitasucrsica, destruyendo gran parte de la textura 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 petrolferos

> Distribucin de rocas carbonatadas. Los crculos negros indican ubicaciones de ejemplos descritos en este artculo.

puestos por un grupo ms limitado de minerales,preferentemente calcita y dolomita. Otros mine-rales que normalmente estn menos presentesen los carbonatos son el fosfato y la glauconita;entre los minerales secundarios se incluyen laanhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales dearcilla, la pirita, la anquerita y la siderita.

Estas diferencias dan como resultado siste-mas de clasificacin completamente diferentespara las rocas clsticas y las carbonatadas. Lasrocas clsticas se distinguen por la composicin yel tamao de los granos, y los carbonatos se dife-rencian por factores como la textura depositacio-nal, los tipos de grano o de poro, la composicinde la roca, o la diagnesis (derecha).2 La capaci-dad de diferenciar las unidades de flujo actualesde las unidades depositacionales originales escada vez ms importante que diferenciar otrosaspectos de la clasificacin, por cuanto el empla-zamiento ptimo del pozo depende de cun biense comprendan las unidades de flujo actuales.

Una vez depositados, los sedimentos pasanpor la diagnesis, es decir, los cambios qumicosy fsicos posdepositacionales que convierten elsedimento en roca slida. La diagnesis de loscarbonatos puede modificar de manera significa-tiva la permeabilidad y el espacio entre los poros.Los carbonatos son altamente susceptibles a ladisolucin; los granos se pueden disolver paraformar un nuevo espacio entre poros, y la disolu-cin a lo largo de las fracturas y planos de estra-tificacin puede producir grandes cavidades.Normalmente, la diagnesis clstica no implicaun cambio en la mineraloga. Sin embargo, ladiagnesis de los carbonatos generalmenteimplica reemplazar la calcita y la aragonita origi-nales por la dolomita mineral, un proceso deno-minado dolomitizacin, que puede mejorar lascaractersticas productoras de hidrocarburos.

Si bien normalmente las rocas clsticas ycarbonatadas se encuentran sepultadas, compac-tadas y cementadas, los sedimentos carbonata-dos contienen importantes cantidades de losminerales metaestables aragonita y calcita demagnesio; la calcita en s se disuelve fcilmente yvuelve a precipitar mediante la percolacin de losfluidos alojados en los poros. Por lo tanto, es msprobable que los carbonatos sufran disolucin,reemplazo mineralgico y recristalizacin. Estosefectos varan segn la temperatura, la qumicade los fluidos de los poros y la presin. Comn-mente, la diagnesis de los carbonatos comienzacon la cementacin marina y el barrenado produ-cidos por los organismos en la interfase sedimen-to-agua previa al depsito. Contina a travs deldepsito poco profundo con la cementacin, diso-

lucin y recristalizacin, con un sepultamientoms profundo, donde los procesos de disolucinconocidos como disolucin por presin puedenformar elementos tales como las estilolitas.3

Frente a muestras de ncleos o registros deimgenes de rocas carbonatadas, incluso losobservadores ocasionales se dan cuenta de laenorme variedad de tipos y tamaos de poros, yde la irregular distribucin de stos. En las rocasclsticas, los poros estn predominantementeentre los granos, es decir, son intergranulares, yestn distribuidos de manera uniforme en toda lamatriz de la roca. Los poros intergranulares tam-bin estn presentes en los carbonatos. La poro-sidad intragranular puede ser comn en losgranos de carbonatos como tipo de poro princi-pal, o se puede desarrollar cuando los granos,tales como los fragmentos de conchas, estn par-cialmente disueltos. La porosidad mldica con-serva las formas de los fragmentos de conchasdisueltos 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 de 10% de granos

Ms de 10% de granos

Est soportada por granos

Carece de lodo y est soportada por granos

Los componentes originales estaban unidos

Textura depositacional no reconocible

Est soportada por lodo

Contiene lodo, arcilla y carbonatos de tamao de limo fino

Los componentes originales no estaban ligados durante la deposicin

Textura depositacional reconocible

Tipos de poros

Intergranular, Intercristalino Mldico, Interfsil, Resguardado Cavernoso, Fractura, Fractura ampliada por disolucin

> Clasificacin de los carbonatos. Las rocas carbonatadas se diferencian por su texturadepositacional, tipos de granos, composicin de la roca u otros factores. La clasificacin deDunham, publicada en 1962, se utiliza ampliamente para caracterizar rocas carbonatadassegn la cantidad y textura de los granos y de lodo. La clasificacin de Embry y Klovan sigueel esquema de Dunham, pero agrega categoras para rocas formadas por organismos quecrecieron juntos, tales como colonias de ostras. La descripcin de los tipos de poros refinaan ms las descripciones de rocas; la clasificacin de Lucia es hoy ampliamente aceptada.(Adaptado de Dunham, en Ham, referencia 2, y Lucia, referencia 2.)

2. Los gelogos han desarrollado muchos esquemas dife-rentes de clasificacin de los carbonatos. Algunos sonesquemas generales, otros son especficos de un yaci-miento, cuenca o regin. Para mayor informacin acercade la clasificacin de los carbonatos, vase:Embry AF y Klovan JE: "A Late Devonian Reef Tract onNortheastern Nanks Island, N,W,T, Boletn de Geologadel Petrleo Canadiense 19, no. 4 (Diciembre de 1971):730-781.Ham WE (de): Clasificacin de los carbonatos,Asociacin Norteamericana de Gelogos del Petrleo,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 diagnesis.

4. Para mayor informacin acerca de la evaluacin de lapermeabilidad para la caracterizacin de yacimientos,vase: Ayan C, Douglas A y Kuchuk F: "A Revolution inReservoir Characterization," Middle East Well EvaluationReview no. 16 (1996): 42-55.Baadaam H, Al-Matroushi S, Young N, Ayan C, MihcakanM y Kuchuk F: "Estimation of Formation Properties UsingMultiprobe Formation Tester in Layered Reservoirs," art-culo de la SPE 49141, presentado en la ConferenciaTcnica y Exhibicin Anual de la SPE, Nueva Orlens,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.Kuchuk F: "Interval Pressure Transient Testing with MDTPacker-Probe Module in Horizontal Wells," artculo de laSPE 39523, presentado en la Conferencia y Exposicinde Petrleo y Gas de la India de la SPE, Nueva Delhi,India, Febrero 17-19, 1998.


de formas de grano que la mayora de las rocassiliciclsticas. Es evidente que en un yacimientocarbonatado pueden coexistir varios tipos deporosidad, desde el nivel microscpico hasta eltamao de una cavidad, lo que hace que la esti-macin de la porosidad y la permeabilidad, y elclculo de las reservas sean una tarea extrema-damente difcil.4

Otra caracterstica de los carbonatos es sususceptibilidad a la disolucin. En la superficie, amedida que el agua y el dixido de carbono for-man el cido carbnico, la disolucin puede llevara una impresionante topografa crstica, in-cluidos los sumideros, cavidades e intrincadospatrones de drenaje como las corrientes que "de-saparecen" en los sistemas crsticos activos.5 Lossistemas crsticos inactivos, o paleocrsticos,pueden formar yacimientos dominados por frag-mentos de rocas angulares producidos durante elcolapso de la cavidad. Para la industria del petr-leo, los sistemas crsticos pueden ser un arma dedoble filo: pueden causar hundimientos de barre-nas y prdida de fluidos durante la perforacin,pero tambin pueden originar porosidades y per-meabilidades extremadamente altas.

Dada la heterogeneidad de los carbonatos, noes sorprendente que la produccin dehidrocarburos a partir de estas formaciones, amenudo, est fuertemente influenciada por lapresencia de fallas y fracturas, particularmenteen los yacimientos ms antiguos del Mesozoico yel Paleozoico. Los expertos advierten que lasrelaciones entre porosidad y permeabilidad en loscarbonatos no se pueden determinar sincomprender la distribucin del tamao de losporos (vase "Integracin de la informacin petro-fsica y geolgica: una tarea para los petrofsi-cos," pgina 1).6 Puesto que los yacimientoscarbonatados presentan enormes retos, durantedcadas han impulsado grandes iniciativas deinvestigacin en Schlumberger y en la industriadel petrleo. Estas iniciativas varan a medidaque los expertos tratan de resolver los difcilesproblemas de los yacimientos carbonatados.

Evaluacin de carbonatos en IndonesiaLa evaluacin integrada de carbonatos esimportante en todas las etapas de exploracin yproduccin. En 1997, un operador perfor un pozoen la cuenca de Sibolga, en las costas del

noroeste de Sumatra, para evaluar un prospectode acumulacin de carbonatos identificado endatos ssmicos (abajo). Como resultado, serealiz un completo anlisis petrofsico yestratigrfico de los datos ssmicos y de registrosde pozos para comprender los resultados de laperforacin y reevaluar la factibilidad de lapresencia de hidrocarburos.

Los anlisis bioestratigrficos de los recortesdel pozo indicaron que la sedimentacin ocurrien el Mioceno Medio, unos 13 millones de aosatrs, en un frente similar al actual, con la sub-duccin de la corteza ocenica de la Placa Indiadebajo de Sumatra, a lo largo de la fosa deSunda. ste fue un perodo de levantamientoeusttico general.7

El pozo se evalu utilizando registros adquiri-dos a pozo abierto (rayos gamma, resistividad,densidad y neutrn) y, debido a que los proble-mas de circulacin de lodo durante la perforacinimpidieron la extraccin de ncleos, tambin seutiliz la herramienta de Imgenes Micro-elctricas de Cobertura Total FMI. La integracinde los registros de pozos, especialmente las im-genes FMI, con los datos ssmicos fue clave para

Kuchuk FJ, Haldord F, Hafez H y Zeybeck M: "The Use ofVertical Interference Testing to Improve ReservoirCharacterization," artculo de la ADIPEC 0903, presentadoen la Nonagsima Exposicin y ConferenciaInternacional del Petrleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi,EAU, Octubre 15-18, 2000.Lenn C, Kuchuk FJ, Rounce J y Hook P: "Horizontal WellPerformance Evaluation and Fluid Entry Mechanisms,"artculo de la SPE 49089, presentado en la ConferenciaTcnica y Exhibicin Anual de la SPE, Nueva Orlens,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.

5. El carst fue primero reconocido y descrito en la plata-forma carbonatada dinrica de Yugoslavia, tambinconocida como la regin de carst. El carst se encuentraen todo el mundo.

6. Lucia, referencia 2:7.7. Para mayor informacin acerca de la historia geolgica

de Indonesia, vase: Netherwood R: "The PetroleumGeology of Indonesia" en la Conferencia sobreOptimizacin de Yacimientos de Indonesia, ao 2000.Yakarta, Indonesia: PT Schlumberger Indonesia,Noviembre 2000: 174-227.

MALASIA

ASIA

AUSTRALIA

Cuenca de Sumatra

Central

Cuenca de Sumatra

del Sur

Cuenca de Bengkulu

Fosa tectnica de Pagar Jati

Fosa tectnica de Singkel

Cuenca de Sumatra

del Norte

SINGAPUR

SUMATRA

Fosa tectnica de Kedurang

Fosa tectnica

de Pini

Cuenca de Sibolga

Zona de falla deSumatra

0 100 200 km

0 62 124 millas

VolcanesRocas volcnicas

Fosa de Sunda

Cuenca de Antearco de Sumatra

Zona de falla de Mentawai

> Ubicacin de la Cuenca de Sibolga, Indonesia.

24 Oilfield Review

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> Contrastes en rocas carbonatadas del oeste de Texas. Estas imgenes FMImuestran una roca carbonatada continua y relativamente homognea (arriba),y una caliza fracturada, y con cavidades y poros con relleno de lutitas (abajo).Los datos del registro ECS que se muestran en el Carril 1 indican volmenes decarbonato en azul, de arcilla en marrn y de cuarzo en amarillo.

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8. Para ms ejemplos del oeste de Texas, vase: NewberryBM, Grace LM y Stief DD: "Analysis of Carbonate DualPorosity Systems from Borehole Electrical Images," art-culo de la SPE 35158, presentado en la Conferenciasobre Recuperacin de Gas y Petrleo de la cuencaPrmica, 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," artculo de la SPE59716, presentado en la Conferencia sobre laRecuperacin de Petrleo y Gas de la cuenca Prmica,Midland, Texas, EUA, Marzo 21-23, 2000. Este artculotambin analiza el uso de los registros del Tiempo deDecaimiento Termal (TDT) con la sonda PS Platform paraevaluar la inundacin de dixido de carbono.

9. Para mayor informacin sobre las aplicaciones de RMNen el oeste de Texas, vase: Logan WD, Horkowitz JP,Laronga R y Cromwell D: "Practical Application of NMRLogging in Carbonate Reservoirs," artculo de la SPE 38740presentado en la Conferencia Tcnica y Exhibicin Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.


determinar las facies depositacionales. Antes dela formacin de la acumulacin de carbonatos,grandes masas de lutitas fueron depositadas enun ambiente marino de baja energa.Posteriormente se fueron depositando lutitaslaminadas y areniscas de estratificaciones cruza-das a medida que el agua se hizo menos profunday aument la energa depositacional. La sucesinprogradante del frente de arrecife se produjo poracumulaciones menores que coalescieron paraformar una gran plataforma carbonatada.Finalmente, el nivel relativo del mar aumentrpidamente y sumergi los sedimentos (abajo).

Se esperaba que el prospecto pudiera conte-ner gas biognico. Sin embargo, un estudio msdetallado de los registros e imgenes de pared depozo mostr que, en forma casi continua, se for-maron carbonatos de calidad de yacimiento, enausencia de rocas sello internas. Los sellos supe-riores del yacimiento se depositaron mucho des-pus de la generacin del gas, de modo que elgas biognico que se gener, no qued atrapado.Como resultado, la compaa decidi no realizarms estudios y pudo dirigir sus recursos en otrasdirecciones. De todos modos, este ejemploresalta la utilidad de integrar todos los datos dis-ponibles para desarrollar modelos geolgicos tri-dimensionales razonables de yacimientos en unatemprana etapa del proceso de exploracin.

Evaluacin de carbonatos en el oeste de Texas, EUAEn contraste con el ejemplo anterior de la etapade exploracin, la Cuenca Prmica del oeste deTexas, EUA, es famosa por sus vastos yacimientoscarbonatados, en muchos de los cuales hoy seestn desarrollando proyectos de recuperacinsecundaria y terciaria. Los modernos mtodos ylas nuevas tecnologas mejoran en gran medida laproduccin, al permitir que los intrpretes com-prendan mejor la manera en que la he-terogeneidad de los yacimientos influye en elrendimiento de los pozos y al facilitarles la identi-ficacin de las zonas que contribuyen al flujo.8

Quiz los mayores aportes provengan de los regis-tros de resonancia magntica nuclear (RMN), lasimgenes de pared de pozo y los registros deproduccin.

Al utilizar la herramienta Combinable deResonancia Magntica CMR en las formacionescarbonatadas, los ingenieros del oeste de Texasajustan los parmetros de adquisicin para com-pensar los mayores tiempos de polarizacin que im-plican las formaciones clsticas.9 Las velocidadeshabituales de adquisicin de registros CMR en estaregin son de 90 a 140 pies/hr [30 a 40 m/hr], en

contraste con las velocidades de 300 pies/hr [100m/hr] para las rocas clsticas. Los mayores valo-res de corte para T2, ms de tres veces que losvalores de corte de T2 utilizados en las areniscas,se determinaron a partir de mediciones de labora-torio efectuadas sobre ncleos y son aplicados alos campos especficos por los intrpretes locales.Estos pasos mejoran la medicin de la porosidad,la permeabilidad y la saturacin de fluidos en lasrocas cuyos tamaos de poros, formas y conexio-nes de gargantas de poro varan mucho ms queen la mayora de las rocas clsticas.

Adems de ajustar los parmetros de adquisi-cin de registros, el uso de diferentes conjuntosde registros permite una interpretacin ms rea-lista de los yacimientos carbonatados. En las for-maciones de dolomita del oeste de Texas, el altocontenido de yeso produce una sobreestimacinde la porosidad cuando se utilizan las grficas deinterrelacin (crossplots) estndares. La integra-cin de los resultados de los registros de NeutrnCompensado CNL, Lito-Densidad y CMR propor-ciona mejores estimaciones de la porosidad y lapermeabilidad. Si no hay datos de ncleos dispo-nibles, que es lo ms frecuente, la combinacinde estos registros con la sonda de Espectrometrade Captura Elemental ECS, tambin puede ayudara cuantificar la mineraloga para obtener unaporosidad ms precisa. La adicin de un registrode imgenes de pared de pozo, tal como el de laherramienta FMI, permite una mayor compren-sin del tipo de porosidad, particularmente lascavidades, que por lo general estn distribuidasde manera irregular en los yacimientos carbona-tados (pgina anterior).

Debido a la madurez y economa marginal dealgunos campos del oeste de Texas, los operado-res deben reducir al mnimo los costos de adqui-sicin de datos. Puesto que el costo de cortarncleos puede ser mayor que el costo de unregistro operado a cable, los intrpretes han cali-brado los registros con los ncleos existentespara asegurarse de que las interpretaciones seancoherentes, generando confianza en las interpre-taciones de los registros cuando no se disponede datos de ncleos. Esto es particularmenteimportante cuando se evala la permeabilidad delos yacimientos bajo recuperacin secundaria porinyeccin de agua. La capacidad de distinguir laszonas de alta permeabilidad permite que los ope-radores sellen las zonas invadidas y mejoren eldesplazamiento en las zonas no barridas.

Algunas de las soluciones especficas en eloeste de Texas son la adquisicin de registros deproduccin por debajo de las bombas elctricassumergibles.10 En un campo, los ingenieros deSchlumberger y una compaa operadora pudie-ron evaluar la entrada de fluidos en distintaszonas de varios pozos, al adaptar la Plataforma deServicios de Produccin (PS Platform) para ser uti-lizada debajo de la bomba. Encima y debajo de labomba, se instalaron placas G construidas es-pecialmente para guiar los cables de lasherramientas de registros y los de la bomba, conel objeto de impedir que se enredaran alrededorde la tubera y evitar el empleo de un conjuntomodificado de boca de pozo.

Relleno negro lacustre

Facies de arrecife resistentes a las olas

Parte posterior del arrecife formada por depsitos de tormentas y de talud

M1

M3

SO NE

> Interpretacin ssmica. Esta lnea ssmica aparece aplanada en el horizonteM3, posiblemente una superficie depositacional horizontal o casi horizontal. Lasucesin progradante del frente del arrecife se produjo por formaciones inicialesde menor tamao que coalescieron para formar una gran plataforma carbona-tada. Finalmente el nivel relativo del mar se elev, sumergiendo la acumulacinde carbonatos.

Cuando se tomaron registros por debajo de labomba con la herramienta PS Platform en un pozoen produccin, se observ que el petrleoentraba desde un intervalo que estaba sobre laseccin superior del yacimiento y que la zona deinters en realidad estaba produciendo agua. Laevaluacin con la herramienta FMI revel que doszonas porosas y delgadas superiores estabancontribuyendo al flujo de petrleo (arriba).Mediante el empleo de un tapn para bloquear laentrada de agua de la seccin invadida del yaci-miento, el operador logr un importante ahorroen los costos de manejo del agua y a su vez au-ment la produccin de petrleo de la zona supe-rior. Tambin se obtuvieron otros ahorros enpozos vecinos, debido a que no se realizaron msacidificaciones en las zonas potencialmente pro-ductoras de agua. Como resultado de estas expe-riencias, los operadores estn tratando deidentificar en forma anticipada los conductos deagua de alta permeabilidad.

Estudios de casos de calizas en el SDRLos cientficos del Centro de Investigaciones deSchlumberger Doll, situado en Ridgefield (SDR,por sus siglas en Ingls), Connecticut, EUA, hanseguido variados caminos, desde complejosmtodos tericos hasta enfoques ms simplesque ponen nfasis en la evaluacin pozo a pozo.Sin embargo, la meta comn ha sido desarrollarinterpretaciones que se puedan incorporar a lassoluciones para todo el campo.

Cualquier mejoramiento en la recuperacin deyacimientos carbonatados gigantes influyeenormemente en la produccin de petrleo y gas.La heterogeneidad de los yacimientos lo compli-ca todo, desde la perforacin hasta las termina-ciones de los pozos, incluyendo la evaluacinpetrofsica. Por lo tanto, el desarrollo de una me-todologa de interpretacin confiable basada enregistros de pozos es esencial para el desarrollode los campos. La heterogeneidad de los yaci-mientos impide relacionar directamente la po-rosidad y la permeabilidad, como se podra hacer

al analizar yacimientos relativamente homog-neos. Por ello, es fundamental distinguir las lito-logas de los carbonatos y la composicin de lasrocas para optimizar la produccin, ya sea que setrate de trabajar con un solo pozo o se quierasimular la produccin de un campo completo.

El trabajo en SDR en la dcada de 1990 con-dujo a una metodologa integrada de evaluacinde carbonatos para la formacin Thamama, unyacimiento del Cretceo Inferior en el MedioOriente.11 Esta metodologa se aplic a estudiosde otros yacimientos carbonatados en los Emira-tos rabes Unidos (EAU) y en el oeste de Texas.Reconociendo la amplia variedad de rocascarbonatadas existentes en todo el mundo, en1997, los investigadores de SDR decidieronembarcarse en una serie de estudios adicionales.Los cientficos e ingenieros de SDR, en conjuntocon sus pares de las compaas operadoras, hanrealizado o estn realizando varios estudios decasos sobre los carbonatos.

26 Oilfield Review

> Resultados complementarios de registros del pozo. Los registros de produccin en este pozo del oeste de Texas mostraron que el petrleo ingresabadesde zonas que estaban por encima de la zona de inters y que sta en realidad estaba produciendo agua. La evaluacin con la herramienta FMI revelque dos zonas porosas y delgadas, ubicadas a 4660 pies aproximadamente, contribuan al flujo de petrleo. Las lneas oscuras en la imagen indican planosde estratos lixiviados (lavados).

4650

4660

4670

Flujo de agua

Molinete

0 25

Conteo de burbujas

Cant/seg

ciclos/seg

0 30MD

1:400 piesRayos

gamma Sonda 1 R8

API grad0 1021

0

360

Calibre Y

pulg3 6

Calibre X

Holdup

1

0

Burbujas

pulg3 6

Flujo de petrleo

B/D0 1500

B/D0 1500

B/D0 4500

B/D0 300Flujo total

Flujo de petrleo (amplificado)

Temperatura

F 105

Presin

lpc75 325

Holdup del petrleo

Holdup del petrleo

m3/m30.75 1

Densidad WFg/cm30.95 1.15

4600

4650

4700

30% Porosidad -10%Profundidad,

pies


Las investigaciones realizadas en dos camposgigantes, el campo Bombay High en las costas dela India y un campo del Medio Oriente, indicanque la variedad de tipos de roca y la heterogenei-dad en un determinado yacimiento carbonatadose prestan para realizar evaluaciones especficasde cada formacin, particularmente en los casosde alteracin diagentica extrema. Ambos estu-dios, terminados en el ao 2000, utilizan tcnicasque van desde el anlisis petrofsico y petrogr-fico convencional hasta la primera aplicacin deun nuevo mtodo de RMN de laboratorio, deno-minado decaimiento debido a la difusin en elcampo interno (DDIF, por sus siglas en Ingls).

Estudio de Bombay HighEl campo giganteBombay High, situado en la costa oeste de la In-dia, cubre cerca de 1200 km2 [463 millas cuadra-das] y tiene ms de 600 pozos de desarrollo.Descubierto en 1974 por Oil & Natural Gas Cor-poration, Ltd. (ONGC), el campo comenz a pro-ducir en 1976. La principal zona de explotacin esla caliza L-III del Mioceno, un yacimiento con trescapas con hidrocarburos separadas por lutita,caliza rica en arcilla y caliza dura. Las capas noson continuas y tienen escasa comunicacinvertical. En abril del ao 2000, el campo produca

297 millones de toneladas mtricas [327 millonesde toneladas] de crudo y 110 * 109 m3 [3.9 * 1012

pc] de gas natural, y actualmente est en su fasemadura. Se ha preparado un plan de redesarrollopara mejorar la recuperacin.

ONGC decidi tratar de comprender mejor lapetrofsica del yacimiento para controlar la irrup-cin de agua en las capas heterogneas carbo-natadas, las cuales han sido invadidas por aguadesde 1984.12 Por lo general, el yacimientoprincipal no est fracturado, de modo que ONGCsospech que algunas zonas de alta permeabili-dad estaban contribuyendo a la irrupcin deagua. Por lo tanto, el reto era desarrollar unmtodo coherente de interpretacin de registrosque permitiera identificar estas zonas de altapermeabilidad. Para el estudio de Bombay High,se evaluaron, junto con los registros, 61 mues-tras de ncleos del pozo N5-9.

Estudio del Medio OrienteLos cientficos eingenieros de una compaa operadora del MedioOriente y SDR evaluaron las complejidades de uncampo gigante de gas que produce de carbonatosprolficos. Los registros de pozos y 80 muestras dencleo de un pozo forman el marco para una inter-pretacin integrada.

Los investigadores aplicaron una metodologaanaltica muy similar para ambos casos. Al co-mienzo, ambos operadores pensaron que el vo-lumen de arcilla (Varcilla) sera el problema claveque tendran que solucionar los estudios. Lacuantificacin precisa de la abundancia de mine-rales de arcilla es esencial para realizar clculosprecisos de porosidad y saturacin, lo que a suvez influye en las estimaciones de las reservas.

El anlisis cuantitativo mineralgico y qumicode las muestras de ncleo realizado en SDRmejor el anlisis petrofsico de los yacimientos.La mineraloga se evalu a travs de una tcnicaque utiliza transformadas de Fourier de los espec-tros infrarrojos (FT-IR, por sus siglas en Ingls)que relaciona los espectros de absorbencia derayos infrarrojos con 50 estndares de mineralesde silicatos, carbonatos, arcillas y otras familiasde minerales.13 Entre los anlisis qumicos seincluyeron la fluorescencia de rayos X, la activa-cin de neutrones y la espectrometra de masaacoplada por induccin. Todos estos resultados seintegraron con los datos de los registros de pozos.Un importante resultado del anlisis de losncleos fue que los registros de rayos gammasolos, habran indicado un contenido de arcillaincorrecto en ambos yacimientos (izquierda). Porlo tanto, para la caracterizacin de futuros yaci-mientos, es fundamental desarrollar un mtodoque determine en forma precisa la mineraloga,prescindiendo del anlisis de los ncleos.

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0 5 10 15Aluminio, % en peso

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Aluminio, % en peso

11. Ramakrishnan TS, Rabaute A, Fordham EJ,Ramamoorthy R, Herron M, Matteson A, Raghuraman B,Mahdi A, Akbar M y Kuchuk F: "A Petrophysical andPetrographic Study of Carbonate Cores from theThamama Formation," artculo de la SPE 49502, presen-tado en la Octava Exposicin y ConferenciaInternacional del Petrleo de Abu Dhabi, EAU, Octubre11-14, 1998.

12. Tewari RD, Rao M y Raju AV; "Development Strategyand Reservoir Management of a Multilayered GiantOffshore Carbonate Field," artculo de la SPE 64461,presentado en la Conferencia y Exposicin de Petrleoy Gas del Pacfico Asitico de la SPE, Brisbane,Queensland, Australia, Octubre 16-18, 2000.

13. Herron MM, Matteson A y Gustavson G: "Dual-range FT-IR Mineralogy and the Analysis of SedimentaryFormations," artculo 9729 presentado en la Conferenciade la Sociedad de Analistas de Ncleos de 1997,Calgary, Alberta, Canad, Septiembre 7-10, 1997.Matteson A y Herron MM: "Quantitative Mineral Analysisby Fourier Transform Infrared Spectroscopy," artculo9308 presentado en la Conferencia de la Sociedad deAnalistas de Ncleos de 1993, Houston, Texas, EUA,Agosto 9-11, 1993.

> Incertidumbre en el contenido de arcilla. Debido a la preocupacin acerca de los volmenes de arci-lla, se analiz la mineraloga y la qumica de los carbonatos del Medio Oriente (arriba) y de BombayHigh (abajo). Las respuestas de los rayos gamma, computadas a partir del anlisis qumico del Torio(Th), Uranio (U) y Potasio (K), no se correlacionan bien con el contenido de arcilla en ningn caso. Sinembargo, se puede realizar una correlacin mucho mejor con el Aluminio (Al), lo cual constituye labase de clculo del volumen de arcilla del mtodo SpectroLith.

La herramienta de registros ECS permite unaestimacin precisa de la mineraloga, de la con-centracin de arcilla y de la litologa, y tambinse puede utilizar para evaluar la porosidad totaly efectiva, y el tipo de hidrocarburo.14 La herra-mienta ECS utiliza un espectrmetro para medirlas concentraciones de algunos elementoscal-cio, silicio, sulfuro, hierro, titanio, gadolinio,

sodio y magnesioque reflejan las concentracio-nes de ciertos minerales en la formacin. Losdatos se pueden analizar para determinar lamineraloga en trminos de arena, arcilla, evapo-rita y minerales carbonatados, mediante el proce-samiento SpectroLith. En ambos casos, losresultados del registro ECS procesados por

28 Oilfield Review

> Datos de ECS obtenidos mediante el mtodo SpectroLith que proveen unamineraloga precisa, confirmada por los datos de ncleos. En una formacindel Medio Oriente (arriba), los registros de ECS procesados para contenido decarbonato, anhidrita, arcilla y arena se correlacionan bien con los datos delncleo (crculos rojos). Los resultados de Bombay High (abajo) muestran unabuena concordancia entre los datos de ncleos y los datos de ECS procesa-dos para contenido de carbonato, arcilla, pirita y arena, con leves discrepan-cias surgidas de muestras de ncleos que se obtuvieron en capas delgadasde lutita, las cuales no fueron detectadas por el registro.

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SpectroLith proveen un cuadro ms realista de lamineraloga, como lo confirma el anlisis minera-lgico de los ncleos (arriba).

Otro objetivo clave de estos estudiosintegrados es la identificacin y comprensin delos distintos tipos de poros, incluidos los mi-croporos, mesoporos y macroporos, y el efectoque su distribucin tiene en la produccin


1

2

3

4

> La comprensin de la distribucin de micro, meso y macroporos, es un objetivo clave de los estudiosintegrados de yacimientos. Las fotomicrografas e imgenes del microscopio de barrido electrnico(SEM, por sus siglas en Ingls) de secciones delgadas carbonatadas de Bombay High ilustran los trestipos de poros. La vista ampliada de la seccin delgada (arriba) muestra las ubicaciones de las imge-nes SEM numeradas. Se inyect epxico azul a la muestra para destacar la porosidad. Las imgenesSEM 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 Posicin 1 (fila media, izquierda) revela un macroporonegro en la parte inferior izquierda y meso y microporos en la regin gris oscura. La imagen SEM de laPosicin 4 (fila media, centro) muestra mesoporos. La siguiente imagen (fila media, derecha) incluye laparte inferior izquierda de la Posicin 1, como se ve por el macroporo rodeado de cristales de calcitaeuedral; cristales cuyo crecimiento no se ha visto limitado por granos adyacentes. La imagen inferiorizquierda incluye la parte superior derecha de la Posicin 3, pero muestra lixiviacin alrededor delborde del macroporo oscuro, y los microporos apenas son visibles como puntos oscuros. La imageninferior derecha es una ampliacin que muestra detalles del sistema de microporos en la Posicin 3.

14. Herron SL y Herron MM: "Application of NuclearSpectroscopy Logs to the Derivation of Formation MatrixDensity," Compendio del Cuadragsimo-Primer SimposioAnual de Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA,Junio 4-7, 2000, artculo JJ.

(arriba). Los microporos, con dimetros de menosde 0.5 micrones en la garganta del poro, normal-mente contienen agua que en gran medida esirreductible y escaso hidrocarburo. Los mesopo-ros, con dimetros de entre 0.5 y 5 micrones en lagarganta del poro, contienen importantes canti-dades de petrleo y gas. Los macroporos, con

gargantas que miden ms de 5 micrones de di-metro, son responsables de las altas tasas deproduccin de muchos yacimientos carbo-natados, pero a menudo son las vas para unatemprana irrupcin de agua, dejandoconsiderables cantidades de gas y petrleodetrs de los mesoporos. Los registros de RMN

han mejorado la evaluacin de la porosidad, de ladistribucin del tamao de los poros y de losfluidos adheridos (arriba).

Las herramientas de registros de RMN, talescomo la herramienta CMR, utilizan grandes imanespara polarizar fuertemente los ncleos de hidr-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 imn, los ncleos dehidrgeno se relajan. El tiempo de relajacin trans-versal, T2, depende de la distribucin del tamaode los poros: por lo general, los poros ms grandestienen tiempos de relajacin transversal ms pro-longados. El asfalto y los aceites viscosos se rela-jan ms rpidamente que el aceite liviano o elagua. Las variaciones en el tiempo de relajacin

30 Oilfield Review

15. Para mayor informacin acerca de la tecnologa deRMN, incluidas las transformaciones de la permeabili-dad y RMN en los carbonatos, vase: Allen D, Flaum C,Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D,Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville MA, Seim M,Pritchard T y Ramamoorthy R: "Trends in NMR Logging,"Oilfield Review 12, no. 3 (Otoo de 1999): 2-19.

16. Song YQ, Ryu S y Sen P: "Determining Multiple LengthScales in Rocks," Nature 406, n 6792 (Julio 13, 2000):178-181.

17. Allen et al, referencia 15: 7-8.

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Dimetro de la garganta del poro, micrones Dimetro de la garganta del poro, micrones

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0.001 0.01 0.1 1 10 100Tiempo de relajacin transversal T2, seg Tiempo de relajacin transversal T2, seg

>Muestras de Bombay High que contienen meso y macroporos (arriba a la izquierda) y micro, meso ymacroporos (arriba a la derecha). Las grficas muestran distribuciones del dimetro de la gargantadel poro y distribuciones de T2 para cada muestra. Los poros se asignan a tipos de poros por su di-metro de la garganta del poro, medido por inyeccin de mercurio (las dos grficas superiores). Losporos a la izquierda de las lneas rojas son microporos, los que estn entre las lneas roja y azul sonmesoporos y los macroporos se encuentran a la derecha de las lneas azules. La comparacin con lasdistribuciones de T2 (grficas inferiores) muestra que las particiones de porosidad se pueden estable-cer utilizando valores de cortes de T2, una valiosa aplicacin de los registros de RMN en carbonatos.


Las imgenes SEM ayudaron a explicar laausencia de acoplamiento difusivo en amboscasos (derecha). De este modo, en ambas forma-ciones la forma de la distribucin de T2 es simi-lar a la distribucin del tamao de los porosdeterminada mediante la inyeccin de mercurio ypor el mtodo DDIF. Se aplic el anlisis conven-cional de RMN basado en T2, que se detalla msadelante, para determinar tanto las distribucio-nes del tamao de los poros como la permeabili-dad. Un importante resultado de los estudios fueel clculo ms 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-formacin de Timur-Coates, que utiliza la porosi-dad total y la relacin entre el volumen de fluidolibre y el volumen de fluido adherido para calcu-lar la permeabilidad, se seleccion para determi-nar la permeabilidad utilizando datos de CMR, yaque tal transformacin 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

Anlisis del tamao de los poros por DDIF;segn la distribucin de T2 de RMN, y mediante lainyeccin de mercurio. En la fila superior, losespectros de DDIF (rojo) se utilizan para determi-nar si la distribucin de T2 de RMN (azul) reflejaverdaderamente la distribucin del tamao de losporos mediante la comparacin de los dos espec-tros. El eje horizontal de las distribuciones de T2 hasido multiplicado por 100 para facilitar la superpo-sicin. Para estas tres muestras la corresponden-cia es excelente. Las primeras dos muestras sondolomas granulares (dolo-grainstones); la terceraes una dolomita sucrsica. Las grficas inferiorescomparan las distribuciones obtenidas por inyec-cin de mercurio (azul) con las distribuciones deDDIF (rojo). Los porosmetros de mercurio utilizaninyeccin de mercurio para determinar las presio-nes capilares del espacio poroso conectado. Lasgrficas obtenidas a partir de estos datos se inter-pretan como los tamaos de las gargantas de losporos. Por otra parte, el mtodo DDIF mide lasaberturas de los poros, incluidos los cuerpos y lasgargantas de los poros. La superposicin de losdos resultados revela la conectividad en la red deporos. Para la doloma sucrsica (derecha) lasuperposicin revela una red que consiste encuerpos porosos con un dimetro de 20 micronesconectados por gargantas de 1 a 2 micrones. Paralas dos rocas granulares, el tamao del cuerpo delporo es mayor y cubre un rango ms amplio. stascomparten una red de gargantas de poro con undimetro de 2 micrones; sin embargo, la segundamuestra (centro) presenta un sistema bimodal conuna red muy fina de gargantas de poro condimetros de 0.1 micrn.

> Imagen SEM que muestra un macroporo (granrea oscura en la parte inferior izquierda) den-tro de la roca granular (grainstone) peloidal(rea gris). Los microporos aparecen comopequeas zonas manchadas en los peloides. Uncemento con forma de V invertida separa elporo intergranular de los microporos y produceuna respuesta a la RMN distintiva, puesto que elcemento impide el acoplamiento difusivo. Labarra mide 50 micrones.

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Dimetro de poro, micrones y T2 modificado, mseg

Dimetro de poro, micrones

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DDIFMercurio

DDIFMercurio

DDIFMercurio

transversal producen una distribucin de T2, a par-tir de la cual se interpretan los componentes de losfluidos y los tamaos de los poros.

La capacidad de clasificar los poros en lastres categoras de tamao utilizando datos deRMN fue un importante avance derivado de losestudios. Este xito se debi al descubrimientode que, en contraste con las primeras rocas car-bonatadas estudiadas, las distribuciones de T2tienen una utilidad directa para la interpretacin,puesto que el acoplamiento difusivo no es unproblema. El acoplamiento difusivo es causadopor el movimiento giratorio de los protones entrelos micro y los macroporos durante la medicin,lo que desvanece la distribucin de T2.15

Una nueva tcnica desarrollada en SDR per-mite la resolucin de los tres tamaos comunesde poros utilizando los espectros cuantificadospor tamao, y no por tiempo de relajacin trans-versal. El nuevo mtodo, DDIF, proporciona unadistribucin cuantitativa del tamao de los porosparticularmente poderosa en el caso de los car-bonatos.16 El mtodo DDIF es una tcnica demedicin de laboratorio que posee su propio pro-cesamiento y se diferencia claramente de la dis-tribucin de T2 de RMN convencional. Los nuevosconocimientos provistos por los estudios de DDIFindican 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 vlidaspara distinguir tamaos de poros (arriba).

>

importantes para la produccin y a que la sealde hidrocarburos oculta los macroporos en losregistros de CMR, (abajo).

La ecuacin de SDR, que relaciona la permea-bilidad con la media logartmica de T2 y la porosi-dad total, se utiliz para determinar lapermeabilidad a partir de los datos del registroCMR para el pozo del Medio Oriente. En las dolo-mas (dolostones), se efectuaron estimaciones depermeabilidad ms realistas, utilizando los valo-res de T2 de RMN obtenidos de los registros y delncleo, en lugar de utilizar slo una relacin en-tre porosidad y permeabilidad. Las estimacionesde la permeabilidad en las calizas, que tenan sis-temas de poros ms variables que las dolomas,tambin mejoraron, aunque no de manera tanradical. Los clculos de permeabilidad ms preci-sos se obtuvieron utilizando un factor de correc-cin basado en la sensibilidad a la temperaturade los valores de T2 de RMN en cada formacin.

En este pozo, se utilizaron tres valores distin-tos de corte de T2 de RMN, lo que permiti quelos registros de RMN se emplearan para deter-minar la micro, meso y macroposidad. La relacinentre los valores de T2 de RMN y el dimetro dela garganta del poro, determinada mediante lainyeccin de mercurio (T2 de RMN/garganta) en22 muestras, tambin arroj tres clases especfi-cas de T2 de RMN/garganta que corresponden alas clases de composicin de las rocas observa-das en el anlisis de las secciones delgadas.

La capacidad de prediccin de la permeabili-dad optimiza el emplazamiento y la produccin delos pozos, particularmente en los pozos direccio-nales o de alcance extendido. La capacidad dedistinguir los tipos de poros permite la termina-cin exitosa de las zonas que pueden producirhidrocarburos. El mtodo tambin les ayuda a losingenieros a predecir las capas propensas a lasirrupciones tempranas de agua.

La integracin de los registros de ECS y CMRcon los conjuntos de registros y datos de ncleosconvencionales, dio lugar a interpretaciones msrigurosas de las texturas de los carbonatos delMedio Oriente y Bombay High y a los historialesdiagenticos realizados hasta la fecha. Y lo quees ms importante, los estudios conjuntosdetallados proporcionan un mejor marco para lospermanentes problemas de interpretacin enambas regiones. Los grupos de estudio recomien-

dan que los nuevos pozos se evalen de manerasimilar a como se hizo con los pozos de ambosestudios. El conjunto de registros ptimo incluyelos registros de CMR y ECS, adems de losregistros rutinarios de resistividad, rayosgamma, densidad y neutrn.

La confianza en la interpretacin de registrosseguir aumentando a medida que se evalenms pozos en estos campos y en otros camposque produzcan de formaciones similares. Para lacaracterizacin y simulacin de yacimientos encurso, es fundamental una mayor confianza en lainterpretacin de pozos individuales, puesto quela adquisicin de muestras de ncleos de todoslos pozos no es econmicamente viable. Los es-tudios integrados de registros y ncleos arrojanimportantes datos de referencia para el anlisisde pozos de campo que carecen de ncleos.

32 Oilfield Review

m3/m3

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Porosidad totalAgua movible

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1 1000 Resistiva Conductiva

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m3/m3

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m3/m3

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m3/m3 00.5

Hg macro

Perm. de ncleo Perm. de ncleo Escala horizontal:1:14.835

Orientacin norte

Dist. de T2 de CMR

Corte de T2

0 29

Agua ligada a las arcillas

Macroporosidad

Mesoporosidad

Microporosidad

Agua irreductible

Arcilla

Agua ligada

FMI macro

Comparacin de datos de ncleos y registrosde pozos en la formacin L-III para la identifica-cin de canales de alta permeabilidad. La litologadel primer carrilarcilla, cuarzo, calcita y dolo-mitase computa utilizando el software de anli-sis ELAN con los datos de ECS como datos clavede entrada. Los fluidos se reportan como petrleoque no ha sido desplazado por la invasin (verde),petrleo que ha sido desplazado (naranja), aguairreductible contenida 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 registros de CMR y FMI. El tercer carrilcontiene las distribuciones de T2 del registroCMR. La curva de permeabilidad en azul slidodel Carril 4 se calcula a partir de los volmenescomputados por el procesamiento ELAN. Los pun-tos celestes representan la permeabilidad medidaen muestras de ncleo. La lnea negra es la per-meabilidad medida con muestreos de 1 cm efec-tuados sobre una cara del ncleo laminado utili-zando un minipermemetro. 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 inyeccin de mercurioen muestras de ncleos. La lnea negra repre-senta porosidad de cavidades, medida en la caradel ncleo laminado.

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Ambos estudios dieron lugar a una estrechacolaboracin entre el personal de investigacin yel de operaciones, lo que fortaleci las relacionesde trabajo y hace ms probable la investigacinfutura conjunta. La mejor comprensin de losyacimientos gracias a las iniciativas de losgrupos de investigacin se puede aplicar deinmediato a las operaciones. Sobre la base de losresultados de las investigaciones, es posibleadaptar las herramientas desarrolladas para losyacimientos de petrleo con el fin de serutilizadas en la evaluacin de rocas quecontienen gas.

Es posible aplicar algunos resultados de losestudios de casos de SDR a los estudios de losyacimientos clsticos, ya que hay analogas entrelos carbonatos y ciertos yacimientos clsticos.Por ejemplo, un trabajo en ejecucin sobreareniscas confirma la presencia de microporosasociados con arcilla cubiertas de granos ygranos parcialmente disueltos. Es evidente que elpersonal de investigacin y los grupos deoperaciones pueden beneficiarse al compartir losresultados no confidenciales de su trabajo.

Los estudios en curso en el yacimiento delMedio Oriente descrito en este artculo, incluyenla generacin de imgenes ssmicas con elsistema del sensor Q para caracterizar de mejormanera el yacimiento y optimizar los objetivos deperforacin.

Entre los beneficios del estudio de BombayHigh se incluyen una mejor comprensin de laformacin L-III, especialmente de la hete-rogeneidad y de sus efectos en la transmisibili-dad de los fluidos; el desarrollo de un rigurosoenfoque petrofsico; y la evaluacin de la factibi-lidad de aplicacin de la nueva metodologa aconjuntos de datos ms antiguos y de menoralcance. ONGC ha reconocido la importancia delos datos de ECS y CMR para la estimacin delvolumen de arcilla. Estos resultados se incorpo-rarn a futuras estrategias de produccin.

Evaluacin integrada de carbonatos en el Centro de Investigacin Conjunto de ONGC y SchlumbergerLos yacimientos carbonatados plantean impor-tantes retos de interpretacin a los cientficos eingenieros que trabajan en el Centro deInvestigacin Conjunto (JRC, por sus siglas enIngls), un esfuerzo conjunto de Oil and NaturalGas Corporation, Ltd. (ONGC) y Schlumberger. ElJRC, ubicado en Nueva Delhi, se cre en ladcada de 1980 para investigar los problemas deevaluacin de formaciones, descripcin de yaci-mientos, produccin y terminacin de pozos, ascomo tambin problemas de monitoreo de yaci-mientos experimentados por ONGC, y para

encontrar soluciones a dichos problemas. Hayvarios yacimientos carbonatados dignos de men-cin en las costas de Mumbai, India, incluido elcampo Neelam, que el personal de JRC ha estu-diado desde su descubrimiento y puesta en pro-duccin en 1990.

En el JRC, las evaluaciones petrofsicas, geo-fsicas y geolgicas de los yacimientos carbona-tados proporcionan la base para una solucinintegrada de yacimientos. El objetivo final esmaximizar la recuperacin de petrleo y la efi-ciencia en la produccin, mediante la compren-sin y el modelado del yacimiento. Este enfoquetambin minimiza la cantidad de intervencionesde pozos y la cantidad de pozos requeridos, demodo que se exploten todos los reservorios quesean comercialmente viables. Mediante la crea-cin de un modelo de simulacin numrica delcampo, los geocientficos e ingenieros puedenextrapolar el comportamiento del campo a lolargo del tiempo y evaluar posibles escenarios,tales como la manera en que un determinadoprograma de intervenciones podra afectar el ren-dimiento y la produccin del campo, o si el noperforar ciertos pozos de desarrollo pudiese dejarcompartimentos de hidrocarburos no explotados.

En el caso de un campo maduro como elcampo Neelam, la primera fase de la creacin deun modelo de simulacin es su calibracin parareproducir el comportamiento histrico del yaci-miento; conocido como ajuste histrico. Puestoque esta etapa condiciona el modelo del yaci-miento a los datos dinmicos, como las tasas deproduccin de los pozos y los cambios en las pre-siones y saturaciones, una vez logrado el ajustehistrico, el modelo se convierte en una descrip-cin mucho ms representativa del yacimientoque el modelo esttico.

Para modelar correctamente el comporta-miento de los flujos en los yacimientos carbona-tados, es esencial entender el perfil depermeabilidad. Los datos de registros estnda-resregistros de densidad, neutrn, snicos,rayos gamma, SP y resistividadcuando sonevaluados con mtodos convencionales, condemasiada frecuencia indican un yacimientohomogneo. Las variaciones de la porosidad noson un indicador confiable de las variaciones dela permeabilidad, ya que los cambios en la tex-tura de los carbonatos influyen en la permeabili-dad mucho ms de lo que los cambios en laporosidad afectan la permeabilidad. El tan tradi-cional mtodo de utilizar datos de ncleos paraderivar una relacin porosidad-permeabilidadasociada con un yacimiento especfico, fallacuando vara la textura de la roca del yacimiento.Aunque la tcnica es bsicamente correcta, deberealizarse en forma separada para cada tipo o

textura de roca carbonatada. De hecho, estudiosanteriores realizados en el campo Neelam handemostrado que la permeabilidad aumentaba amedida que la porosidad disminua, una conclu-sin que para los petrofsicos es difcil de conci-liar con sus interpretaciones.

Muchos yacimientos carbonatados contienencapas localizadas o extendidas de roca soportadapor lodo, en que la permeabilidad se reduce no-tablemente, pero las barreras completas a la mi-gracin de fluidos verticales son raras. Durantelos millones de aos de evolucin de los yaci-mientos, los fluidos se han segregado, crendoseuna zona de agua en la parte inferior, una zona entransicin donde los volmenes de agua y petr-leo se pueden desplazar y una zona de petrleoen la parte superior, donde el agua est comple-tamente ligada a los capilares y slo el petrleose puede desplazar. Las presiones tambin seequilibran en el yacimiento durante este perodo.

Slo mediante una rigurosa inspeccin de losdatos de ncleos, o a travs de una evaluacininnovadora de los registros de imgenes depared de pozo o de RMN, se puede distinguir latextura de los yacimientos carbonatados comozonas especficas con grados variables desoporte de lodo en los granos de carbonatos ypropiedades de transmisibilidad de los fluidos. Lacaliza granular (grainstone), a menudo la menosporosa, generalmente ofrece la mayor permeabi-lidad de entre los tipos de rocas carbonatadas. Amedida que aumenta el contenido de lodo,crendose como consecuencia caliza granularlodosa (packstone) o caliza lodosa (wackstone),por lo general aumenta la porosidad total, pero lapermeabilidad es quizs de 10 a 100 vecesmenor que en la caliza granular, debido a la cre-ciente importancia de la microporosidad en loslodos asociados.

Estas diferencias de textura no crean necesa-riamente verdaderas barreras al flujo de fluidos alo largo del tiempo geolgico. Sin embargo,cuando los fluidos del yacimiento son sometidosa una extraccin "instantnea" de la forma-cinpor ejemplo, la produccin durante unos 5a 20 aos, en contraposicin con los millones deaos que fueron necesarios para que se formarael yacimientolos pulsos de presin resultantescrean unidades de flujo diferentes dentro delyacimiento, separadas por zonas con una signifi-cativa disminucin de la permeabilidad. En con-secuencia, se suelen crear grandes diferenciasde presin entre las unidades de flujo y se pro-duce una completa interrupcin de la suave tran-sicin de agua a petrleo a medida quedisminuye la profundidad. Los frentes de agua sepropagan lateralmente, a cualquier profundidad,hacia las secciones ms permeables.

Para complicar an ms las cosas, con fre-cuencia, la permeabilidad de un yacimiento carbo-natado se ve profundamente afectada por losfenmenos tectnicos y diagenticos. Por ejem-plo, las capas de permeabilidad extremadamentealta, llamadas capas "sper k", por lo general seproducen a partir de la alteracin diagentica. Lamayor parte de los datos disponibles en el yaci-miento Neelam sugieren que las capas sper khan sido creadas por disolucin y lixiviacin de lacomposicin de la roca por agua metericadurante perodos de bajo nivel del mar, cuando loscarbonatos estaban expuestos al agua atmosf-rica en la superficie de la Tierra.

La disponibilidad de una descripcin precisade la permeabilidad, acelera de manera impor-tante el proceso de ajuste de la historia de pro-duccin y mejora significativamente laconfiabilidad de las predicciones del modeloajustado histricamente. Debido a que el ajustehistrico es un proceso complejo que involucramltiples variables, a veces se puede lograr loque aparenta ser un ajuste satisfactorio de losdatos histricos con un modelo inexacto de ladistribucin de la permeabilidad del yacimiento.En este caso, el modelo proporcionar prediccio-nes imprecisas. Slo mediante una adecuadadeterminacin de la distribucin de la permeabi-lidad de un yacimiento es posible crear unmodelo de simulacin realista y til.18

34 Oilfield Review

18. Un anlisis completo de la simulacin de yacimientos vams all del alcance de este artculo, pero se incluir enun futuro artculo de Oilfield Review.

19. Ramakrishnan et al, referencia 11.20. Olesen JR, Dutta D y Sundaram KM: "Carbonate

Reservoirs Evaluation with Advanced Well-Log Data,"presentado en la Cuarta Conferencia y ExposicinInternacional del Petrleo, Nueva Delhi, India, Enero 9-12, 2001 y tambin extracto ampliado presentado en laConferencia y Exposicin Internacional de la AAPG, Bali,Indonesia, Octubre 15-18, 2000.

21. Los ooides son pequeos granos redondos de capascarbonatadas de calcio alrededor de un ncleo dearena. Los moldes oolticos son los orificios esfricosque permanecen cuando los ooides se disuelven.

22. Brie A, Johnson DL y Nurmi RD: "Effects of SphericalPores on Sonic and Resistivity Measurements,"Compendio del vigsimo-sexto simposio anual de regis-tros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, Junio 17-20, 1985,artculo W.Kuster GT y Toksz M: "Velocity and Attenuation ofSeismic Waves in Two-Phase Media: Part I, TheoreticalFormulations, Part II, Experimental Results," Geophysics39, no. 5 (Octubre de 1974): 587-618.

23. Maxwell-Garnett JC: "Colours in Metal Glasses and inMetallic films," Compendios Filosficos de la SociedadReal de Londres 203 (1904): 385.Sen PN, Scala C y Cohen MH: "A Self- Similar Model forSedimentary Rocks with Application to the DielectricConstant of Fused Glass Beads," Geophysics 46, no. 5(Mayo de 1981): 781-795.

Caliza granular lodosa

(Packstone)

Caliza granular

Caliza granular lodosa

Caliza lodosa (Wackstone)

Caliza granular (Grainstone)

> Anlisis de textura y permeabilidad de un registro adquirido a pozo abierto en el campo Neelam. El Carril1 muestra los resultados de porosidad efectiva del procesamiento ELAN, incluyendo petrleo inamovible(verde), petrleo movible (naranja), agua movible (blanco) y agua ligada a los capilares (celeste). El Carril 2agrega el anlisis de la litologa 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 (fotomicrografas de la izquierda).

Los geocientficos e ingenieros del JRC seconcentraron en el mapeo de la permeabilidadutilizando cuatro enfoques complementarios. Sibien cada enfoque tiene su origen en el pozo, espreciso integrar los resultados de cada pozo enun modelo tridimensional del campo para que eloperador obtenga el mximo valor. Estos enfo-ques incluyen los siguientes elementos: anlisis de datos de RMN para evaluar la tex-

tura de la roca y los perfiles de permeabilidad adquisicin de registros de saturacin a pozo

entubado para comparar las saturaciones delos fluidos originales con las saturaciones des-pus de cierto perodo de produccin, con elfin de desarrollar un perfil de decaimiento defluidos

utilizacin de curvas de proporcin y otrasherramientas geoestadsticas para destacarcorrelaciones ocultas que se puedan confirmaren pozos clave a travs de alguno de los dosmtodos anteriores

anlisis geoestadstico de la irrupcin de aguaen los datos histricos de produccin de lospozos para evaluar las capas de alta permea-bilidad que transportan el agua del yacimientoo de inyeccin.

Las tcnicas geoestadsticas todava estn enuna etapa experimental.


Anlisis de textura y permeabilidad conregistros adquiridos a pozo abiertoDurante eldesarrollo del campo o la perforacin de pozos derelleno, los operadores tienen la oportunidad deadquirir nuevos datos a pozo abierto. En elpasado, los gelogos de carbonatos dependande los registros de imgenes para revelar las tex-turas de los carbonatos, a partir de las cualesinferan la permeabilidad. Hoy se estn agre-gando tcnicas ms modernas al anlisis de im-genes para evaluar la permeabilidad.Confirmando los descubrimientos realizados pre-viamente en el laboratorio y mediante el mode-lado computacional de Ramakrishnan y otros, losgeocientficos del JRC observaron que el rangode la distribucin de T2 de RMN en los pozos,est estrechamente relacionado con la litologade los carbonatos.19 Los anlisis petrogrficos yde ncleos confirman las conclusiones del JRC(pgina anterior).20 Esta informacin se puede uti-lizar para calibrar las permeabilidades derivadasde registros de RMN, con el fin de obtener unperfil 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 definicin delvalor de corte de T2 para los fluidos libres y losligados a los capilares. El mtodo desarrolladopor el JRC utiliza primero la formulacin de per-meabilidad del Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger, situado en Ridgefield, conocidacomo kSDR. Esta relacin, tambin utilizada en elestudio del Medio Oriente descrito anterior-

2.30

2.20

2.10

"m" d

e n

cleo

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 cementacin. Los valores del factor de cementacin, m, derivadosde los datos de registros de pozos utilizando el modelo de Kuster-Toksz y losmedidos en el laboratorio en muestras de ncleos, varan de 1.95 a 2.20. Lamedicin de m en laboratorio confirma que los valores derivados de registrosson razonables y que, en ltimo trmino, dan como resultado predicciones msprecisas del volumen de hidrocarburos.

mente, define la permeabilidad como una funcinde la porosidad y el valor medio de la distribucinde T2 de RMN, independientemente del valor decorte de T2. Los cientficos del JRC observaron unaclara dependencia del premultiplicador de estarelacin en la textura de la roca, de modo queintrodujeron un trmino relacionado con la texturaen la relacin kSDR. Ellos confirmaron la precisindel mtodo al comparar la tendencia de lapermeabilidad derivada de los datos de RMN conlos datos de permeabilidad de ncleos medidoscon salmuera. La concordancia entre las estima-ciones de textura y permeabilidad lograda conesta tcnica y los resultados de un amplio estudiode ncleos es razonable, dada la incertidumbre delos resultados de permeabilidad provocada por laheterogeneidad de los carbonatos.

La realizacin de predicciones significativasde produccin de un yacimiento requiere de unconocimiento preciso de los respectivos volme-nes de petrleo y agua libres. Los ingenieros delJRC obtuvieron la estimacin de agua libre al in-vertir la relacin de permeabilidad de Timur-Coates e igualarla a la medicin de lapermeabilidad basada en la textura. Esto divide elagua totaldefinida simplemente como la poro-sidad efectiva menos el volumen de hidrocarbu-rosen agua libre y agua ligada a los capilares.

En los yacimientos carbonatados, no se puedederivar la saturacin a partir de una simple rela-cin de Archie. Es comn encontrar moldes oolti-cos o cavidades de disolucin que afectan elfactor de cementacin m utilizado en la relacin

de Archie.21 Durante aos, quienes se dedican alestudio de los carbonatos, han sabido que serequiere un enfoque de "m variable." La dificultadradica en realizar particiones correctas de laporosidad total entre la porosidad primaria, dematriz y de cavidades.

Un mtodo, utilizado por primera vez por Brie yotros en 1985, utiliza un modelo de dispersinacstica desarrollado anteriormente por Kuster yToksz para evaluar estas particiones.22 La tcnicase basa en la porosidad total indicada por losregistros de densidad o de neutrn, o ambos, y lasvelocidades compresional y cizallante (de corte)indicadas por los registros snicos. Una tcnicaiterativa ajusta la cantidad de porosidad de cavi-dades necesaria para minimizar el error entre losvalores tericos esperados de los tiempos de trn-sito de corte y de compresin del registro snico,y los valores medidos. Una vez que se ha evaluadola particin de la porosidad, se utiliza una aproxi-macin equivalente a la de las propiedades elc-tricas provista por el modelo de Maxwell-Garnettcon el fin de evaluar el efecto de las inclusionesconductoras o aisladas en el factor de cementa-cin.23 Se obtiene un valor de m variable que seutiliza en los clculos del Anlisis Elemental deRegistros ELAN para obtener un volumen de hidro-carburos mucho ms preciso. Si bien otros estu-dios han utilizado valores variables para m, stees quizs el primero en el cual el mtodo ha sidovalidado con mediciones de m efectuadas enncleos individuales en el laboratorio (abajo).

36 Oilfield Review

La evaluacin petrofsica resultante de la com-binacin del volumen de petrleo, de agua libre yde agua ligada a los capilares, se compar con losresultados de un exhaustivo anlisis de perfiles depresin derivados del Probador Modular de laDinmica de la Formacin MDT y de los datos depruebas en pozos (abajo).

Anlisis de perfiles de decaimientoEn loscampos desarrollados, por lo general los opera-dores adquieren nuevos datos a travs del reves-tidor.24 En estos casos, los miembros del JRC hanaprovechado la lnea de productos RSTPro paramejorar las estimaciones de saturacin de petr-leo remanente, utilizando datos de la herra-

mienta de Control de Saturacin del YacimientoRST y para llevarlas a un grado de precisin quepermita realizar una comparacin directa con lasaturacin original obtenida a pozo abierto.25 Estopermite inferir un perfil de decaimiento quedefine claramente tres tipos de zonas: las zonasque no presentan decaimiento aparente, que pro-bablemente sean rocas soportadas por lodo y debaja permeabilidad que separan las unidades deflujo dentro del yacimiento; las zonas parcial-mente agotadas que constan de rocas "norma-les," y las zonas de decaimiento extremo, quepueden ser capas sper k o zonas que contienengrandes canales originados por disolucin.

> Perfil de presin en la parte superior de la zona de transicin. Las mejores tcnicas de evaluacinpetrofsica predijeron agua libre y ligada a los capilares, y volmenes de petrleo de manera msrealista. Estos resultados son comparables con los resultados del anlisis del perfil de presin deri-vado del MDT, y fueron verificados con datos de pruebas del pozo. En este ejemplo, las prediccionesde fluidos derivadas del CMR (derecha) fueron confirmadas por la produccin de petrleo durante laspruebas del pozo.

> Perfil de presin en la parte superior de la zona de agua. Los anlisis convencionales de los regis-tros utilizando un valor constante de m, indicaban que la zona contena petrleo, pero la evaluacindel perfil de presin utilizando tanto datos del Probador Modular de la Dinmica de la Formacin MDT,como los resultados de las pruebas de pozos, probaron que la zona contiene agua, como lo predijo lametodologa de evaluacin petrofsica del JRC.

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Presin del yacimiento, lpc3500

XX00

XX50

X100

X1503550 3600 3650 3700 3750

Gradiente de presin en zona de transicin agua-petrleo de 1.294 lpc/m, equivalente a una densidad de fluido de 0.910 g/cm3

Gradiente de presin de agua de formacin de 1.436, equivalente auna densidad de fluido de 1.01 g/cm3, o una salinidad de 22 ppk

Prueba 2: 1930 bapd con estrangulador de 1/2 pulg; 23.4 ppk

Prueba 1: 1500 bapd con estrangulador de 1/2 pulg; 23.4 ppk

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Presin del yacimiento, lpc

X170

X120

XX70

XX20

3200 3250 3300 3350 3400 3450 3500

Prueba 10: Productor ms prolfico, pero slo agua, salinidad 23.4 ppk

Prueba 9: Antes de la acidificacin, estrangulador de 1/4 pulg: 140 bppd, 24 bapd, sospecha de canalizacin, ya que la tasa del flujo de agua cambia con el tamao del estrangulador. Despus de la acidificacin produjo slo agua.

Prueba 7: Antes de la acidificacin, estrangulador de 1/2 pulg: flujo no medible. Despus de la acidificacin, estrangulador de 1/2 pulg: 1715 mcgpd, 514 bppd, 37.5 API, 91 bapd, 29.3 ppk

Prueba 11: Produjo slo agua, salinidad de 24.5 ppk

Prueba 8: Antes de la acidificacin, estrangulador de 1/2 pulg: 1745 mcgpd, 858 bppd, 38 API, wc


mienta se ve menos afectada por las rocas car-bonatadas. En el lmite, para un espesor delcemento mayor que el radio de investigacin dela herramienta, la roca carbonatada no influye enla medicin, ya que la herramienta tomamuestras slo del cemento.

En el pasado, si se dispona de un registro decalibre adquirido a pozo abierto, se incorporabaal conjunto de datos del RST para evaluar elespesor del cemento. Esto a partir de la diferen-cia entre el radio del pozo abierto y el radio exte-rior del revestidor. La utilizacin de los datos delcalibre parte de los supuestos que el pozo no hasido ampliado desde el momento en que seadquirieron los registros a pozo abierto hasta elmomento de la cementacin del revestidor; queste est perfectamente centrado en el pozo; yque el pozo es perfectamente redondo, en lugarde tener una forma ovalada. Estos supuestos sonsumamente improbables, especialmente enpozos desviados. Con la tecnologa RSTPro y laadquisicin de datos con una pasada adicional dela herramienta RST en modo sigma, es posiblecalcular un valor optimizado del espesor decemento que, despus de la correccin por efec-tos de difusin, resultar en una discrepanciamnima entre las mediciones de la seccin decaptura efectiva (sigma) de la formacin deriva-das de los detectores lejano y cercano.

Este espesor del cemento y el dimetro exte-rior del revestidor pueden utilizarse para generarun "calibre del RST," para ingresar la informacinal mdulo de evaluacin de volumen de petrleodel RST. Los anteriores registros RST de carbona-tos de reas marinas de la India, mostraban per-files de petrleo remanentes que eran difciles dejustificar. La nueva tcnica ha producido registrosconfiables desde su introduccin a comienzos delao 2000. Es comn que en los perfiles de satu-racin ocurran cambios de hasta 20 unidades de

24. Para mayor informacin acerca de los registros de pro-duccin: Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P, Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemingway J,Horkowitz J, Herv X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D yMartin A: "Keeping Producing Wells Healthy," OilfieldReview 11, no. 1, (Primavera de 1999): 30-47.

25. Olesen JR y Carnegie A: "An Improved Technique forReservoir Evaluation Through Casing," artculo IRS2k-0228, presentado en el Simposio de RecuperacinMejorada, Instituto de Estudios de Yacimientos,Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28, 2000.

26. Se han medido ms de 3000 combinaciones de tamaosde poros, litologas, porosidades, saturaciones de forma-cin y de pozo. La interpolacin entre los puntos extre-mos se obtiene mediante el modelado nuclear de laherramienta, las condiciones de las formaciones y de lospozos, con los puntos extremos del modelo calibradoscon datos de laboratorio.

0.50

0.45

0.40

0.35

0.30

FCOR V ILL0.25

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

Superposicin del cuadrngulo de evaluacin de saturacin del RST con la gr-fica de la relacin C/O del detector cercano (NCOR) y del detector lejano (FCOR). Lacodificacin por color en el eje Z representa el volumen de lutitas (VILL); rojo es calizapura, azul es un 10% de lutita. Los datos se registraron en la India en un yacimientode caliza cuya porosidad es de 22 u.p., en un pozo de 8.5 pulg, con revestidor de 7.0pulg. La geometra del pozo, la litologa y la porosidad de la formacin, junto con ladensidad del carbono del hidrocarburo, definen completamente los puntos extremospara la caracterizacin. Los datos se agrupan a lo largo de la lnea AA-AP, indicandoun pozo lleno de agua. La saturacin de petrleo de la formacin vara de 0 a 40%.

NLM2-2NLM2-4

NLM4-2

NLM5-9Norte

3

2

1

Anlisis de un perfil de decaimiento. En estos cuatro pozos, una combinacindel perfil de decaimiento del RST y de la derivada del registro de temperaturaadquirido con el pozo en produccin, muestran las tres principales unidades deflujo del yacimiento. La base de la Zona 1 es la transicin original agua-petrleo.La Zona 2 incluye los principales horizontes en produccin. En la Zona 3 hayreservas remanentes, pero la simulacin del yacimiento indica que ha ocurridoun importante decaimiento de presin.

saturacin entre evaluaciones, tomando encuenta o no el espesor optimizado del cemento.

Anlisis geoestadsticoLa utilizacin inno-vadora de las herramientas estadsticas en elJRC ampla el anlisis de datos de RMN y de losresultados del RST de los pozos clave a todo elmodelo del campo, el cual antes slo estaba com-puesto por datos de registros convencionales ydatos de produccin del fondo del pozo. Estasnuevas tcnicas incluyen curvas de proporcin yel seguimiento de los conductos de agua.

>

>

Una curva de proporcin vertical traza un his-tograma en cada nivel estratigrfico dentro de laformacin (derecha). En este ejemplo, se presen-tan registros de categoras de porosidad con pro-fundidades relativas a la parte superior delyacimiento: la superficie de separacin entreestratos. En estos pozos, el intervalo vertical demuestreo es de 1 metro [3 pies]. El estudio de losdatos RST analizado anteriormente se llev a caboen un pozo vecino. Los registros se han proyectadoen una lnea que va de norte a sur y que se indicaen el mapa. La curva de proporcin vertical segenera indicando los porcentajes relativos de lasdiferentes categoras de porosidad en cada nivelestratigrfico. La curva se hace ms estrecha amedida que aumenta la profundidad, debido a quelos pozos tienen diferentes profundidades depenetracin. No obstante, se puede inferir que laformacin probablemente consta de dos zonas deporosidad relativamente alta, separadas por unazona de baja porosidad.

Este ejemplo demuestra que la tcnica decurvas de proporcin utiliza datos agrupados o ca-tegorizados, en lugar de datos continuos. Tradicio-nalmente, las curvas de proporcin verticales sehan construido con datos de litofacies en funcinde la profundidad para comprender los ciclosdepositacionales y constreir las realizacionesgeoestadsticas.27 Pero tal como se muestra en elJRC, estas curvas pueden tener una importanteaplicacin en el diagnstico del comportamientode los flujos del yacimiento, y en la relacin dedicho comportamiento con la caracterizacin delyacimiento efectuada con registros de saturacinadquiridos a pozo abierto y a pozo entubado.

Para tener una visin ms clara de esta tcnica,se puede llevar el ejemplo un paso ms all, al in-cluir una curva de proporcin vertical derivada delos registros de produccin (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-

macin. Anlisis posteriores demostraron que staes una capa sper k. Ms abajo, hay otras doszonas principales de alta tasa de flujo mezcladascon tasas de flujo ms bajas. Estas zonas deberantener 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 proporcincaptan el comportamiento promedio de la regin.

La comparacin del registro de produccin conlas curvas de proporcin de porosidad muestraque la porosidad sola es un parmetro incompletode descripcin de la permeabilidad en esta reginy, 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 tcnica de curvas de proporcin se haaplicado en otros sitios del yacimiento y a otrasformas de datos dinmicos y estticos, paraderivar rpida y eficientemente varios resultadostiles. Por ejemplo, es posible mapear en todo elcampo la extensin lateral y vertical de las zonasde alta permeabilidad por las que ha fluido aguapor un tiempo prolongado. Esto mediante lacombinacin en una curva de proporcin del

registro de rayos gamma adquirido a pozoabierto con el registro de rayos gamma obtenidoa pozo entubado ms tarde en la vida til de unpozo. Por otro lado, la comparacin de registrosde rayos gamma adquiridos a pozo abierto con laseparacin de las curvas densidad-neutrnpermite la deteccin de zonas erosionadas en lasque el agua meterica ha creado capas sper kmediante alteracin diagentica.

Las curvas de proporcin permiten un anlisisrpido y eficiente de grandes cantidades dedatos, una importante ventaja cuando se requiereinterpretar y sintetizar datos de un campo com-pleto, que puede incluir datos de produccin his-trica, y registros adquiridos a pozos abierto yentubado, provenientes de varios cientos depozos. Las curvas de proporcin se pueden agru-par para obtener una visin local de partes espe-cficas de un campo. Tambin ofrecen un altogrado de inmunidad frente a datos incorrectos ode baja calidad, puesto que el "ruido" creado portales conjuntos de datos tiende a anularse por ssolo, y la cantidad de datos de alta calidad superacon creces la de datos cuestionables dentro detodo el conjunto de datos. Un paquete patentadode software para PC, perfeccionado en el JRC,

38 Oilfield Review

Creacin y aplicacin de las curvas de propor-cin. 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-cin de porosidad (arriba a la izquierda). Las loca-ciones de los pozos y la lnea de proyeccin norte-sur se muestran en el mapa (arriba a la derecha).Los registros de proporcin de porosidad se com-binan para formar una curva de proporcin deporosidad (abajo a la izquierda). El fondo de lacurva se estrecha porque los pozos tienen diferen-tes profundidades de penetracin. Se puede gene-rar una curva similar utilizando los registros deproduccin de los pozos (abajo a la derecha). LaZona 1 incluye slo valores de alta productividad;las Zonas 2 y 3 tienen algunas tasas de flujo altasmezcladas con tasas de flujo ms bajas.

D1

D2

D3

Porosidad < 8%

Porosidad 8-16%

Porosidad 16-24%

Porosidad > 24%

D4

D9

D8

D7

D6

D5

C2

Registros de proporcin de porosidad Pozos con registros

Lne

a de

pro

yecc

in

N-S

Sin flujo

Productividad baja

Productividad mediana

Productividad alta

Zona 1

Zona 2

Zona 3

>


27. Para mayor informacin acerca de las curvas de propor-cin y los ciclos depositacionales, vase: Jain AK yCarnegie A: "Value Addition Through Stochastic Evaluationof Gamma Rays A Geostatistical Approach to GeologicalModeling and Characterization of the Reservoir," presen-tado en la Conferencia y Exposicin Internacional de laAAPG, Bali, Indonesia, Octubre 15-18, 2000.Para mayor informacin acerca de las curvas de propor-cin y las realizaciones geolgicas, vase: Klauser-Baumgartner D y Carnegie A: "Geostatistical Modeling ofDelta Front Parasequences by Indicator Kriging,"Procesamiento y Modelado de Informacin Geolgica, 10.Kontaktwochenende, Sedimentologa, Aachen, 1995.

28. Para mayor informacin sobre el mtodo de seguimientode conductos de agua, vase: Carnegie A: "Techniques toOptimize the Efficiency of History Matching in IntegratedStudies," artculo 402, presentado en el Simposio deRecuperacin Mejorada de Petrleo, Instituto de Estudiosde Yacimientos, Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28,2000.

29. Para mayor informacin sobre el mtodo de los RRTs,vase: 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," Boletn de laAsociacin Norteamericana de Gelogos en Petrleo(en prensa).

RRT 6 RRT 7

RRT 14 RRT 15

RRT 8

> Heterogeneidad de la formacin Shuaiba. Lostipos de rocas del yacimiento (RRTs, por sus siglasen Ingls) oscilan desde rudistasmoluscos enextincin similares a las ostrasen lodo de cal(arriba a la izquierda) a rudistas mezclados en unamatriz granular (arriba al centro), hasta rudstonecon desechos diagenticamente alterado (arriba ala derecha). Un lpiz o la punta del dedo en cadafotografa indica la escala. Los RRTs de la partenorte del campo comprenden rudstone (fotomicro-grafa izquierda inferior) y caliza granular lodosa(packstone) de granos finos o caliza granularlodosa (abajo a la derecha). El campo de vista delas fotomicrografas es de 4 mm por 6 mm.

realiza, en forma interactiva, el manejo de unabase de datos, el clculo y la visualizacin en 2 y3 dimensiones de estas curvas de proporcin. Elpaquete es compatible con el programaGeoFrame Application Builder, que facilita elacceso a la base de datos.

Mtodo de seguimiento de conductos deaguaLa deteccin de conductos de alta per-meabilidad, tales como las fallas o capas sper kque transportan el agua del yacimiento o de in-yeccin, se puede mejorar mediante la realizacinde un anlisis en red de las veces en que se veri-fic irrupcin de agua en los datos de produccinde los pozos. Un paquete de software para PCescrito en el JRC les ayuda a los usuarios a detec-

tar de maner

evaluacion yacimientos carbonatados.pdf

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