Espectroscopía de alta definición: Determinación de la .../media/Files/resources/oilfield_review/... · Determinación de la complejidad mineralógica Las herramientas de espectroscopía

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Espectroscopía de alta definición: Determinación de la complejidad mineralógica

Las herramientas de espectroscopía de rayos gamma de captura miden las concen-

traciones de determinados elementos presentes en las rocas de fondo de pozo.

A partir de estos datos, los petrofísicos pueden derivar las propiedades mineralógi-

cas, litológicas y de la matriz. Las primeras herramientas de espectroscopía carecían

de la sensibilidad espectral necesaria para derivar el carbono orgánico total; una

medición importante para la comprensión de los recursos no convencionales. Una

nueva herramienta proporciona el contenido de carbono total, a partir del cual se

pueden determinar las concentraciones de carbono orgánico. Además, la herramienta

posee la capacidad para resolver litologías complejas con un nivel de precisión

jamás logrado.

Las rocas comprenden una diversidad de minera-les y fluidos. Muchos procesos se combinan para formar las mezclas complejas que se encuentran en el subsuelo, lo que incluye los mecanismos de transporte que aportaron los sedimentos y frag-mentos de rocas al lugar donde yacen actual-mente, el calor y la presión aplicados durante el sepultamiento y la litificación subsiguiente, y una diversidad de fuerzas internas y externas que actúan en las rocas. Mediante la utilización de

herramientas de espectroscopía de fondo de pozo, también conocidas como herramientas geoquími-cas, los geólogos pueden revelar la composición de las formaciones sedimentarias, metamórficas e ígneas y comprender mejor su estratigrafía, mine-ralogía, diagénesis y potencial hidrocarburífero.

En los primeros tiempos de la adquisición de registros de pozos, los geólogos y petrofísicos desa-rrollaron modelos para ayudar a identificar la pre-sencia de hidrocarburos, estimar su volumen y

Manuel AboudRob BadryCalgary, Alberta, Canadá

Jim GrauSusan HerronCambridge, Massachusetts, EUA

Farid HamichiJack HorkowitzSugar Land, Texas, EUA

James HemingwayHouston, Texas

Robin MacDonaldSaudi AramcoAl-Khobar, Arabia Saudita

Pablo SaldungarayAl-Khobar, Arabia Saudita

Don StachiwNorthern Cross (Yukon) Ltd.Calgary, Alberta

Christian StollerPrinceton Junction, Nueva Jersey, EUA

Richard E. WilliamsBHP BillitonHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2014: 26, no. 1. Copyright © 2014 Schlumberger.CMR-Plus, ECS, ELANPlus, GST, Litho-Density, Litho Scanner, Minitron, Platform Express, RST, SpectroLith y TerraTek HRA son marcas de Schlumberger.LECO es una marca de LECO Corporation.

1. Para obtener más información sobre la ecuación de saturación de agua de Archie, consulte: Archie GE: “The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics,” Petroleum Transactions of AIME 146 (1942): 54–62.

2. Durante muchos años, estas palabras, o una frase similar, aparecían en los registros impresos proporcionados por la mayoría de las compañías de servicios.

3. Para obtener más información sobre los PNGs utilizados como fuentes de neutrones, consulte: Allioli F, Cretoiu V, Mauborgne M-L, Evans M, Griffiths R, Haranger F, Stoller C, Murray D y Reichel N: “Una nube de rayos gamma provee la densidad de la formación durante la perforación,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 4–15.

Oilfield Review SPRING 14Litho Scanner Fig. openerORSPRNG 14 LTHOSCNR opener

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determinar la producción potencial. Los modelos de saturación, tales como los descritos en las ecua-ciones propuestas por Gus Archie, modificados pos-teriormente para dar cuenta de la influencia de la lutita, normalmente asumen la presencia de for-maciones isotrópicas homogéneas.1 Estos métodos proporcionan resultados razonables a la hora de calcular las saturaciones de hidrocarburos en yacimientos convencionales; no obstante, para determinar el potencial de petróleo y gas de los yacimientos complejos y de los recursos no con-vencionales, los petrofísicos reemplazaron los modelos simples por técnicas que requieren una mayor comprensión de la composición y la mine-ralogía de las rocas.

En el laboratorio, los científicos disponen de una diversidad de instrumentos para escudriñar la estructura de las rocas. Mediante la utilización de estas herramientas, pueden determinar la com-posición química y mineral de las rocas, conjeturar sobre sus orígenes y su diagénesis, y establecer relaciones empíricas de las propiedades de las rocas que afectan la generación, acumulación y producción de hidrocarburos. En el ambiente de fondo de pozo y en palabras que resultan familia-res para la mayoría de los petrofísicos, “Todas las interpretaciones son opiniones basadas en infe-rencias derivadas de mediciones eléctricas o de otro tipo.”2 No obstante, a medida que avanzan las tecnologías y las técnicas, las compañías de servi-cios están proporcionando numerosas mediciones de calidad de laboratorio, obtenidas con herra-mientas colocadas en el extremo de un cable metálico o fijadas en la columna de perforación.

Las mediciones espectroscópicas, que son cruciales para comprender las rocas yacimiento complejas y los recursos no convencionales, fue-ron utilizadas por los científicos en los laborato-rios durante varias décadas. Las herramientas de espectroscopía de fondo de pozo se encuentran disponibles desde su introducción en la década de 1980, pero el servicio de espectroscopía de alta definición Litho Scanner, recién introducido, proporciona datos geoquímicos con un nivel de precisión y exactitud nunca antes disponible en el fondo del pozo. La herramienta obtiene medi-ciones de un mayor número de elementos que los detectables con herramientas previas e incluye una medición exacta del carbono, a partir de la cual se puede derivar el contenido de carbono orgánico total (TOC). Para la comprensión de los recursos no convencionales tales como las lutitas petrolíferas y gasíferas, el TOC es crucial.

Este artículo examina la teoría básica de las mediciones espectroscópicas y el desarrollo de herramientas de espectroscopía de rayos gamma inducidos por la captura de neutrones, incluidos los avances registrados en materia de mediciones espectroscópicas introducidas por la herramienta Litho Scanner. Algunos casos de estudio de un pozo exploratorio del Ártico, un recurso petrolífero de EUA y un recurso no convencional con una litología compleja de Medio Oriente demuestran las diver-sas aplicaciones de los datos espectroscópicos.

Espectroscopía: Captación de la complejidadEn la industria del petróleo y el gas, se utilizan dos familias de herramientas de espectroscopía de

fondo de pozo: las herramientas de espectroscopía de rayos gamma naturales y los servicios de espec-troscopía de rayos gamma inducidos por la captura de neutrones. Los geocientíficos utilizan principal-mente las herramientas de espectroscopía de rayos gamma para cuantificar las concentraciones de torio, potasio y uranio natural presentes en las rocas, mediante la medición del nivel de energía de los rayos gamma emitidos a medida que estos elementos radioactivos decaen. A partir de estos datos, los analistas de registros estiman el tipo de arcilla, cuantifican los efectos de los minerales radioactivos en las mediciones de rayos gamma naturales e identifican los depósitos radioactivos.

La espectroscopía de rayos gamma inducidos por la captura de neutrones, que es una técnica de medición más integral que la de las herramientas de espectroscopía de rayos gamma, proporciona las concentraciones de los elementos más comunes que se encuentran en los minerales y en los fluidos de las rocas yacimiento y las rocas generadoras (rocas madre). Una herramienta de espectroscopía de rayos gamma inducidos por la captura de neutro-nes registra los efectos transitorios —de algunos microsegundos a algunos milisegundos de dura-ción— de formaciones bombardeadas con neutro-nes provenientes de una fuente: ya sea un generador electrónico de neutrones pulsados (PNG) o bien una fuente radioisotópica de americio [241Am] y berilio [9Be] [AmBe] (arriba).3 Las fuentes quími-cas AmBe utilizadas para la adquisición de registros de fondo de pozo (perfilaje) producen un número de neutrones relativamente estable con un nivel de energía predecible. En comparación con las fuentes

>Neutrones provenientes de un generador de neutrones pulsados (PNG) y de una fuente radioisotópica de Americio-Berilio [AmBe]. Los PNGs (extremo superior izquierdo) son aceleradores autónomos de partículas que producen neutrones a partir de una reacción de fusión (extremo inferior izquierdo). Los neutrones se emiten con un nivel alto de energía cinética de aproximadamente 14 MeV de los 17,6 MeV totales liberados. La salida típica de un PNG es de 3 × 108 neutrones. Por otro lado, las fuentes AmBe generan neutrones como subproductos de reacciones nucleares (derecha). Las fuentes AmBe contienen una combinación de americio [241Am] y berilio [9Be]. Cuando el 241Am decae al estado excitado del neptunio [237Np*] —el * denota un estado excitado— emite partículas alfa (a) de 5,5 MeV. Para alcanzar su estado fundamental final, el 237Np* excitado emite un rayo gamma de 60 keV (g). Una fracción pequeña de las partículas alfa del 241Am reacciona con el 9Be, lo que produce un estado excitado del carbono [13C*], que emite neutrones de 4 MeV (n) para alcanzar un estado excitado del 12C*. El 12C* alcanza su estado estable a través de la emisión de un rayo gamma de alta energía (aproximadamente 4,4 MeV). Una fuente AmBe típica genera 4 × 107 neutrones.

Oilfield Review SPRING 14Litho Scanner Fig. 1ORSPRNG 14 LTHOSCNR 1

n (4 MeV, promedio)

Reacción de la fuente de Americio-Berilio

Blanco

Alimentaciónde altatensión Controles

Alimentaciónprincipal

Interruptor

Fuente de iones

Generador de neutrones pulsadosn

Deuterio2H

Tritio3H 4He

Helion

Neutrón E (17,6 MeV)

nnp+

n np+

n np+ p++ + + Energía

cinética

241Am

9Be 13C* 12C* 12C

237Np* 237Np

γ (60 keV)

γ (4,4 MeV) α (5,5 MeV)

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AmBe, los PNGs generan muchos más neutrones y con niveles de energía mucho más elevados, pero su resultado puede variar con la tempera-tura, la potencia de la herramienta y los años del PNG. A diferencia de las fuentes AmBe, que siem-pre generan neutrones, cuando se remueve la ener-gía eléctrica de los PNGs, la generación de neutrones cesa.

Las herramientas de espectroscopía de labora-torio, tales como los espectrómetros de difracción de rayos X (XRD) y de fluorescencia de rayos X (XRF), bombardean las muestras de rocas con rayos X o rayos gamma y miden las emisiones resultantes. Para determinar la mineralogía, los técnicos utili-zan dispositivos XRD y para efectuar el análisis elemental, utilizan equipos XRF. En el laboratorio, los equipos XRF pueden medir más elementos que las herramientas de fondo de pozo. Sin embargo, el subconjunto de elementos medidos en el fondo del pozo incluye los elementos comunes formado-res de minerales, que son suficientes para que los geólogos determinen la composición mineraló-gica de la mayoría de las rocas yacimiento y las rocas generadoras.

Los primeros registros geoquímicos fueron generados mediante la combinación de medicio-nes de diversas herramientas existentes. A fines

de la década de 1980, los científicos del Centro de Productos de Schlumberger en Houston, con el apoyo de los investigadores del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, combinaron los datos de una herramienta de rayos gamma naturales NGT, una herramienta de espectrometría de rayos gamma GST y una herramienta de activación del aluminio para la arcilla AACT.4 A partir de esos datos, computaron las concentraciones elementales simples para los siguientes elementos: aluminio [Al], calcio [Ca], hierro [Fe], gadolinio [Gd], potasio [K], azufre [S], silicio [Si], torio [Th], titanio [Ti] y uranio [U]. Estas concentraciones elementales proporciona-ron información sobre la mineralogía y la compo-sición de las rocas.

Si bien las primeras herramientas geoquími-cas proporcionaban a los geólogos información sobre la geoquímica de las rocas, las herramien-tas de primera generación padecían de ciertas limitaciones inherentes, tales como velocidades lentas de perfilaje, falta de combinabilidad con otras herramientas de perfilaje, degradación tanto de la calidad como de la resolución de las medicio-nes en ambientes de fondo de pozo, la incapacidad para diferenciar el carbono orgánico del inorgá-nico, y falta de sensibilidad con respecto a ciertos

elementos que son esenciales para la comprensión de litologías complejas. Por ejemplo, los geólogos utilizan el magnesio [Mg] para diferenciar la dolo-mía de la calcita y, con las herramientas de genera-ción previa, era difícil obtener una medición precisa del Mg.

Muchos geólogos y petrofísicos consideran que los datos derivados de los registros geoquími-cos son cruciales para la caracterización precisa de las rocas yacimiento, pero las herramientas no fueron incluidas a nivel universal en los conjun-tos tradicionales de herramientas de evaluación

> La vida de un neutrón y la dispersión de neutrones. Tanto las fuentes electrónicas (PNG) como las tradicionales (radioisotópicas) emiten neutrones de alta energía. Los neutrones del PNG utilizado en la herramienta Lihto Scanner poseen una energía cinética inicial de aproximadamente 14 MeV, en tanto que las fuentes AmBe emiten neutrones con una energía de alrededor de 4,4 MeV (izquierda). Estos neutrones rápidos alcanzan el nivel de energía térmica (aproximadamente 0,025 eV) rápidamente. Durante esos primeros microsegundos, antes de que su energía disminuya por debajo de 1 MeV, los neutrones experimentan interacciones inelásticas (extremo superior derecho). La dispersión inelástica de neutrones se produce cuando los neutrones rápidos de alta energía colisionan con, pasan cerca de, o son absorbidos por, los núcleos atómicos. El núcleo, ahora excitado, emite rayos gamma inelásticos para volver a un estado desexcitado. La captura neutrónica (extremo inferior derecho) tiene lugar cuando los neutrones térmicos son absorbidos por los núcleos atómicos. El átomo de captura genera rayos gamma para volver a un estado desexcitado.


102

104

106

100

200 40010–2

Ener

gía

neut

róni

ca, e

V

Fuente electrónica

Alta energía

Energía epitérmica

Energía intermedia

Fuente tradicional

Energía neutrónicaque sale de la fuente

Regióninelástica

Neutrones con energía térmica

Emisión derayos

gamma decaptura

Núcleodesexcitado

Núcleodesexcitado

Energíatérmica

promedio0,025 eV

Tiempo, µs

Rayo gammade captura

Neutróntérmico

Captura de neutrones

n

Núcleoexcitado

Núcleoexcitado

n

n

Dispersión inelásticade neutrones

Rayos gammainelásticos

4. Hertzog R, Colson L, Seeman B, O’Brien M, Scott H, McKeon D, Wraight P, Grau J, Ellis D, Schweitzer J y Herron M: “Geochemical Logging with Spectrometry Tools,” SPE Formation Evaluation 4, no. 2 (Junio de 1989): 153–162.

5. Para obtener más información sobre la herramienta ECS, consulte: Barson D, Christensen R, Decoster E, Grau J, Herron M, Herron S, Guru UK, Jordán M, Maher TM, Rylander E y White J: “Espectroscopía: La clave para la obtención de respuestas petrofísicas rápidas y confiables,” Oilfield Review 17, no. 2 (Verano de 2005): 14–33.

6. Las fuentes radioisotópicas de neutrones emiten neutrones con niveles de energía del orden de 4 millones de eV y producen generalmente 4 × 107 neutrones. Los PNGs emiten neutrones con energías de alrededor de 14 millones de eV y producen generalmente 30 × 107 neutrones y valores superiores. Los neutrones térmicos se definen como aquéllos que poseen una energía de 0,025 eV.

Volumen 26, no.1 39

por numerosos motivos, tales como el hecho de que las herramientas eran largas, no podían com-binarse con otros servicios y debían correrse en forma lenta; además, la información podía obte-nerse de datos de núcleos. La aplicación de la herramienta de espectroscopía de captura ele-mental ECS para la exploración del gas de lutitas revolucionó el servicio.5 Dada su capacidad para suministrar la composición mineralógica de las rocas, en los programas de adquisición de regis-tros se incluía frecuentemente una herramienta geoquímica para la evaluación de yacimientos no convencionales y el diseño de las terminaciones.

Elementos de la espectroscopía de captura de neutronesDe los numerosos tipos de radiación nuclear, dos resultan de particular interés para las mediciones espectroscópicas; los rayos gamma y los neutrones. Los rayos gamma son similares a los rayos X y a la luz visible y constituyen la forma de mayor energía de la radiación electromagnética. La luz visible posee un rango de longitud de onda de aproxima-damente 400 a 700 nm; los rayos gamma, con longi-tudes de onda de mucho menos de 1 nm, exhiben un rango de frecuencias. Las longitudes de ondas habituales en las mediciones de fondo de pozo son de aproximadamente 0,001 nm. Sin embargo, los rayos gamma no se describen normalmente por su longitud de onda, sino por su nivel de energía, expresado en electrón-voltios (eV) o en las unida-des más grandes de keV (miles de eV) y MeV (millones de eV).

Las herramientas de espectroscopía de neu-trones inducidos cuentan los rayos gamma a tra-vés de un rango de bins de energía discreta: el espectro de rayos gamma. En esencia, miden las energías de los rayos gamma inducidos artificial-mente, emitidos por los elementos presentes en la formación que han sido bombardeados con los neutrones rápidos de alta energía proporcionados por la herramienta. Estos neutrones colisionan con otras partículas y pierden energía rápida-mente hasta que finalmente alcanzan un nivel de energía térmica de aproximadamente 0,025 eV. Dado que los neutrones son similares en masa al protón simple del hidrógeno, la máxima transfe-rencia de energía y el frenado más rápido del neutrón se producen a partir de las colisiones entre los neutrones y los átomos de hidrógeno (página anterior).6

Los neutrones térmicos finalmente son absor-bidos —capturados— por los núcleos atómicos de los diversos elementos que se encuentran en la formación, el pozo y la herramienta. Estos núcleos ahora excitados emiten rayos gamma —aludidos como rayos gamma de captura porque son un

producto de la captura de neutrones— para vol-ver a su estado de energía estable más baja. Los rayos gamma de captura poseen niveles de energía que son característicos del elemento desde el que se emiten. La dispersión elástica y la captura final pueden producirse en un lapso que oscila entre decenas y cientos de microsegundos. La mayoría de las herramientas de fondo de pozo de espectroscopía de captura neutrónica, se basan en mediciones de rayos gamma de captura, inducidos por neutrones.

Antes de alcanzar el nivel de energía térmica, los neutrones de alta energía que aún no han sido frenados significativamente pueden producir reacciones inelásticas. Las reacciones inelásticas difieren de la dispersión elástica y se producen en aproximadamente un microsegundo después

del bombardeo neutrónico. Estas interacciones se caracterizan por los núcleos atómicos que se exci-tan cuando se encuentran con neutrones con nive-les de energía superiores a 1 MeV. Durante las interacciones inelásticas, los neutrones pueden chocar con un núcleo atómico, transferir energía a ese núcleo y luego emerger con una energía reducida, o el neutrón rápido puede ser absorbido después de chocar con una partícula subatómica del núcleo. Al igual que con la captura neutrónica, los núcleos se excitan con estos encuentros y emi-ten uno o más rayos gamma para volver a un estado desexcitado; no obstante, los rayos gamma prove-nientes de reacciones inelásticas poseen niveles de energía específicos que difieren de los de los rayos gamma de captura inducidos por neutrones para el mismo elemento (arriba).

> Espectros de rayos gamma. La mayoría de las herramientas de adquisición de registros (perfilaje) de espectroscopía de rayos gamma de captura neutrónica utilizan rayos gamma de captura para determinar las proporciones elementales. Después de absorber los neutrones térmicos, los núcleos atómicos emiten rayos gamma de captura con energías características. Por ejemplo, el silicio [Si] (extremo superior izquierdo) emite rayos gamma con diversas energías de emisión, si bien 3,5 y 4,8 MeV son las más probables. El espectro completo de rayos gamma de captura (extremo inferior izquierdo) es la combinación de las contribuciones de todos los elementos que se encuentran generalmente en el fondo del pozo. Los rayos gamma inelásticos se generan cuando los neutrones rápidos —aquéllos con energías superiores a 1 MeV— interactúan con los núcleos de la formación, el lodo y la herramienta y producen la emisión de rayos gamma. Estos rayos gamma inelásticos poseen un espectro de energía (extremo inferior derecho) similar al espectro de rayos gamma de captura, aunque difiere en cuanto a las energías características. La energía de los rayos gamma inelásticos del Si (extremo superior derecho) es de aproximadamente 1,8 MeV. La herramienta Litho Scanner aprovecha ambos espectros, lo que proporciona una resolución mejorada para algunos elementos, tales como el Mg y el Fe, y agrega otros, tales como el C, del que no se dispone a partir del espectro de captura. El efecto de fondo de la herramienta de captura (CTB, extremo inferior izquierdo) y el efecto de fondo de la herramienta inelástica (ITB, extremo inferior derecho) son contribuciones a las mediciones de la herramienta y al ambiente del pozo detectado durante la adquisición espectral.

C


Al

Energía de rayos gamma

Energía de rayos gamma, MeV Energía de rayos gamma, MeV0 2 4 6 8 100 2 4 6 8 10

Espectro de rayos gamma inelásticosEspectro de rayos gamma de captura

Captura, Si Rayos gamma inelásticos, Si

Energía de rayos gamma

Ca

Mg MgS Ti

O

Si

Al Ca Fe S ITBFeKGdH Cl Si CTB

Cont

eos

Prob

abili

dad

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Sólo las herramientas basadas en el uso de PNGs pueden distinguir con precisión entre los efectos de la captura y las interacciones inelásticas de neu-trones, pero no todas las herramientas basadas en el uso de PNGs pueden obtener esta medición. Para medir las interacciones inelásticas, el gene-rador de neutrones debe ser activado y desacti-vado rápidamente, emitiendo pulsos de neutrones de alta energía. Por otra parte, para la obtención

de mediciones exactas, el pulso debe exhibir una forma de emisión repetible, bien definida, lo que significa que las emisiones de neutrones poseen una salida idéntica y constante para cada pulso de neutrones. La mayoría de las herramientas espectroscópicas, incluida la herramienta ECS, detecta los rayos gamma provenientes de reaccio-nes inelásticas pero no puede determinar con exactitud las proporciones elementales deriva-

das de estas mediciones. Algunas herramientas de adquisición de registros de fondo de pozo pueden ofrecer datos cualitativos de dispersión inelástica, pero sin el hardware y las técnicas de medición para aprovechar las interacciones inelásticas, las mediciones cuantitativas no son posibles.

Las mediciones obtenidas a partir de las inte-racciones inelásticas son menos sensibles a los efectos ambientales que las de las interacciones de captura. Por ejemplo, el cloro [Cl] posee una alta sección eficaz de captura de neutrones térmicos y puede reducir significativamente el número de neutrones térmicos disponibles para ser captura-dos por otros elementos.7 La reducción de la agru-pación de neutrones térmicos disponibles para la captura incrementa la variabilidad estadística de la medición. Dado que las mediciones inelásticas no son afectadas por los absorbedores de neutro-nes, pueden servir para mejorar la resolución o la precisión de algunos datos de captura en presen-cia de niveles de Cl elevados.

La herramienta Litho Scanner utiliza rayos gamma de captura para determinar las concen-traciones de Al, Ca, Fe, Gd, K, S, Si y Ti, como lo hacen otras herramientas, pero también cuanti-fica las concentraciones de bario [Ba], Cl, hidró-geno [H], Mg, manganeso [Mn], sodio [Na] y metales, tales como el cobre [Cu] y el níquel [Ni]. La herramienta utiliza datos inelásticos princi-palmente para cuantificar el carbono [C] y el Mg (arriba, a la izquierda). Con una medición exacta del Mg, los petrofísicos pueden diferenciar la calcita [CaCO3] de la dolomía [CaMg(CO3)2]. La medi-ción exacta del C es crucial para determinar los niveles del TOC.

Ocultamiento en los espectrosLa mayoría de las herramientas de adquisición de registros de rayos gamma de fondo de pozo utilizan detectores de cristales de centelleo. Cuando un rayo gamma encuentra el cristal del detector, la energía de ese rayo gamma se convierte en un destello de luz —de allí el nombre de centelleo— y la magnitud del pulso de luz es proporcional a la energía transferida al cristal por el rayo gamma incidente. Un tubo fotomultiplicador convierte el destello de luz en corriente, a la que amplifica muchas veces antes de transmitirla a los demás componentes electrónicos, donde la señal analógica es amplificada posteriormente y se convierte en un valor digital. La amplitud de la señal es determinada con un analizador de ampli-tud de impulsos, y estos datos se combinan con todos los otros pulsos que llegan al detector para producir un espectro de rayos gamma (izquierda).

> Elementos determinados a través de la espectroscopía de rayos gamma de captura e inelásticos. (Adaptado de Radtke et al, referencia 9.)

Oilfield Review SPRING 14Litho Scanner Fig. Chart 1ORSPRNG 14 LTHOSCNR Chart 1

Elemento Nombre del elemento Captura Inelástico

Aluminio

Bario

Carbono

Calcio

Cloro

Cobre

Hierro

Gadolinio

Hidrógeno

Potasio

Magnesio

Manganeso

Sodio

Níquel

Oxígeno

Azufre

Silicio

Titanio

Al

Ba

C

Ca

Cl

Cu

Fe

Gd

H

K

Mg

Mn

Na

Ni

O

S

Si

Ti

> Detector de centelleo. Los rayos gamma ingresan en el cristal de centelleo (extremo superior izquierdo), produciendo un destello de luz. La intensidad del destello está relacionada directamente con la energía transferida al cristal por los rayos gamma incidentes. El tubo fotomultiplicador recibe la luz, la convierte en corriente, amplifica la corriente a través de una serie de dinodos y transmite la señal para la amplificación, la conformación y el análisis de amplitud de impulsos adicionales (extremo superior derecho). La información proveniente de todos los rayos gamma se combina y los conteos se representan gráficamente en función de los niveles de energía discreta (extremo inferior derecho).

Amplificación, conformaciónde pulsos y analizador

de amplitud de impulsos


Tubofotomultiplicador (PMT)

Fotocátodo Dinodos Ánodo

Energía de rayos gamma, MeV0

0,01

0,1

1

10

100

2 4 6 8

Cont

eo d

era

yos

gam

ma

EmisiónluminosaCristal de centelleoRayos gamma

Volumen 26, no.1 41

En la mayoría de las herramientas de adquisi-ción de registros de rayos gamma convenciona-les, se utilizan cristales de yoduro de sodio [NaI] dopados con talio [Tl] como detectores. Si bien el cristal de NaI es robusto, ni su eficiencia ni su resolución son suficientes para separar los espec-tros de todos los elementos pretendidos. La herra-mienta ECS utiliza un cristal de germanato de bismuto [Bi4Ge3O12], o BGO, que, debido a su alta densidad y número atómico, produce un espectro único de rayos gamma. No obstante, el centella-dor de BGO es sensible a la temperatura; su res-puesta espectral se amplía y pierde definición o resolución a temperaturas elevadas. La herra-mienta Litho Scanner utiliza un cristal de bro-muro de lantano dopado con cerio [LaBr3:Ce], que posee un tiempo de decaimiento rápido que posibilita altas tasas de conteo y proporciones estables hasta 200°C [400°F]. La emisión lumi-nosa del cristal es 50% más brillante que la de los cristales de NaI, que es la referencia para los cris-tales centelladores; a temperatura ambiente, su brillo es un orden de magnitud mayor que el de los cristales de BGO. La utilización del centellador de LaBr3:Ce marca un incremento significativo en la capacidad para detectar y contar los rayos gamma, y, por consiguiente, cuando se combina con el alto rendimiento neutrónico de un PNG, consti-tuye un avance importante en la adquisición de registros de espectroscopía.

Para resultar de utilidad para los petrofísicos, el espectro de rayos gamma medido con las herra-mientas de espectroscopía debe traducirse en una mineralogía relevante, proceso que implica múltiples pasos. El primero consiste en la adqui-

sición del espectro de rayos gamma, que es una medida de los conteos de rayos gamma en fun-ción de los bins de energía, según lo determinado con el detector de centelleo. Después de registrar la respuesta espectral, el espectro debe ser con-vertido a proporciones elementales.

Cada elemento detectado por la herramienta posee un carácter único o estándar elemental (arriba). Estos caracteres únicos elementales pue-den ser utilizados para descomponer los espectros medidos totales —que se corrigen primero por los factores ambientales y electrónicos que los dis-torsionan— en las contribuciones de los estánda-res elementales. En el caso de la herramienta Litho Scanner, estos estándares fueron estableci-dos en las formaciones de prueba en el Centro de Calibración de Efectos Ambientales de Houston.

Para obtener las fracciones en peso de los ele-mentos y generar modelos mineralógicos de la formación, los científicos aplican el modelo de cierre de óxidos al conjunto de datos.8 El modelo de cierre asume que la roca seca consiste en un conjunto de óxidos o compuestos, la suma de las proporciones de todos los óxidos debe equivaler al 100% o la unidad. Este requerimiento de cierre produce un factor de normalización único en cada nivel de profundidad, que a su vez es apli-cado a las proporciones espectrales relativas para producir las concentraciones en peso seco de ele-mentos específicos.9

Las proporciones en peso seco de los elemen-tos se convierten luego en mineralogía y litología utilizando programas de software de modelado. El procesamiento litológico SpectroLith para las herramientas de espectroscopía es un ejemplo

de ello. Se trata de un modelo empírico desarrollado a partir de cientos de mediciones de laboratorio obtenidas en tipos de rocas conocidos.10 El análisis avanzado de registros multiminerales ELANPlus es otra técnica. Este programa de análisis com-puta el volumen poroso y la mineralogía de la formación más probable en base a los datos de

7. La sección eficaz de captura neutrónica es una medición relativa de la probabilidad de que un núcleo capte un neutrón, y posee la unidad barn (1 barn = 10–24 cm2). De los elementos que se encuentran normalmente en el fondo del pozo, el Cl es uno de los más receptivos para la absorción de neutrones térmicos, por lo que posee una sección eficaz de captura alta de 35 barns. La sección eficaz de captura de neutrones térmicos es baja para los otros elementos comunes en el fondo del pozo, tales como O (0,00019 barns), C (0,0035 barns), Si (0,17 barns) y Ca (0,43 barns). Su baja sección eficaz de captura es una de las razones por las que las concentraciones de C se determinan utilizando interacciones inelásticas.

8. Los minerales sedimentarios contienen óxidos simples o múltiples. El cuarzo [SiO2], la calcita [CaCO3] y la dolomía [CaMg(CO3)2] son algunos ejemplos. Los minerales de arcilla también pueden ser tratados como mezclas complejas de óxidos. La illita {(K,H3O) (Al,Mg,Fe)2(Si,Al)4O10[(OH)2,(H2O)]} y la montmorillonita [(Na,Ca)0.33(Al,Mg)2(Si4O10)(OH)2·nH2O] son algunos ejemplos. Las concentraciones se expresan como % en peso; la masa y no el volumen de cualquier elemento dado contribuye al espectro.

Para obtener más información sobre el método de cierre de óxidos, consulte: Grau JA, Schweitzer JS, Ellis DV y Hertzog RC: “A Geological Model for Gamma-Ray Spectroscopy Logging Measurements,” Nuclear Geophysics 3, no. 4 (1989): 351–359.

9. Radtke RJ, Lorente M, Adolph B, Berheide M, Fricke S, Grau J, Herron S, Horkowitz J, Jorion B, Madio D, May D, Miles J, Perkins L, Philip O, Roscoe B, Rose D y Stoller C: “A New Capture and Inelastic Spectroscopy Tool Takes Geochemical Logging to the Next Level,” Transcripciones del 53er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Cartagena, Colombia, 16 al 20 de junio de 2012, artículo AAA.

10. Radtke et al, referencia 9.

> Estándares elementales y calibración de la herramienta. Los ingenieros caracterizaron la herramienta Litho Scanner en el Centro de Calibración de Efectos Ambientales de Schlumberger en Houston. La herramienta se colocó en losas de rocas de formación (izquierda) y en formaciones simuladas, preparadas en el laboratorio (derecha), con una composición geoquímica y litológica conocida. Se derivaron estándares para 18 elementos, utilizando espectroscopía de captura, y para 13 elementos utilizando espectroscopía inelástica (centro, no mostrados en su totalidad). Estos estándares constituyen la base para el cómputo de las proporciones elementales.

Cont

eos,

esc

ala

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ica

arbi

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Energía de rayos gamma, MeV Energía de rayos gamma, MeV Energía de rayos gamma, MeV

Estándares de captura Estándares de captura Estándares inelásticos

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Fe

Si

Si

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Mg

Mg

Mn

Al

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Ca

Gd

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S

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H


42 Oilfield Review

entrada de diversas herramientas, incluidos los resultados Litho Scanner (arriba). Los geólogos pueden utilizar el conocimiento de los tipos de rocas previstos para guiar el software de modelado hacia la solución mineralógica correcta.

Desarrollo de la herramienta Litho Scanner Los datos de espectroscopía de captura inducida por neutrones demostraron su valor en la carac-terización de litologías complejas tanto en yaci-mientos convencionales como en recursos no convencionales. No obstante, los petrofísicos que utilizan estos datos reconocieron algunas de las limitaciones de las primeras herramientas espec-troscópicas. Los ingenieros y científicos de Schlumberger trabajaron durante muchos años para desarrollar una herramienta espectroscó-pica para abordar estas inquietudes y corregir los problemas que afectan la exactitud y la precisión de los datos.

Dado que los espectros brutos medidos con la herramienta constituyen la base sobre la que se asienta toda la demás información, los ingenieros buscaron una alternativa con respecto a los detec-tores de BGO utilizados en la herramienta ECS, los detectores de ortosilicato de gadolinio (GSO)

[Gd2SiO5] utilizados en la herramienta de control de saturación del yacimiento RST y los detectores de NaI empleados en muchas otras herramientas. Uno de los principales motivos operacionales del reemplazo de los detectores de BGO es su sensi-bilidad a la temperatura. Los cristales de BGO se encuentran sellados en un recipiente Dewar y se enfrían con dióxido de carbono [CO2] para mante-ner la temperatura interna de la herramienta por debajo de 60°C [140°F] durante toda la operación de adquisición de registros. El rendimiento del cristal de BGO se reduce significativamente con la temperatura; cuando la temperatura del cristal supera los 60°C grados, la emisión luminosa es demasiado baja para la obtención de mediciones aceptables derivadas de los registros. Esto limita de manera severa la utilización de la herramienta ECS en los procesos prolongados de adquisición de registros, tales como las operaciones con herramientas bajadas con la columna de perfora-ción o con tractores.

Los ingenieros de diseño de Schlumberger optaron por un detector de rayos gamma LaBr3:Ce de gran diámetro para ser utilizado en la herra-mienta Litho Scanner. En comparación con los cris-tales de NaI y BGO, este centellador posee un

tiempo de respuesta de un orden de magnitud más rápido. La respuesta más rápida posibilita altas tasas de conteo, lo que mejora la precisión de la herramienta respecto de la de otros dispositivos.

> Rendimiento de neutrones estables y rápidos. El método de cátodos calientes utilizado por el PNG Minitron proporciona una respuesta rápida cuando se aplica corriente al PNG y un decaimiento aún más rápido cuando se interrumpe la energía. Esta salida controlada repetible permitió a los ingenieros de diseño desarrollar la medición inelástica que complementa la espectroscopía tradicional de rayos gamma de captura de neutrones.


Rend

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Tiempo, µs-2 0 2 4 6 8 10

> Desde la adquisición hasta la interpretación. Los datos de los rayos gamma de captura y de los inelásticos (izquierda) son adquiridos con la herramienta Litho Scanner. Mediante la utilización de los estándares elementales establecidos para la herramienta, el desdoblamiento espectral convierte los datos en proporciones elementales (centro, a la izquierda). El software computa las fracciones elementales en peso de estas proporciones elementales en base al modelo de cierre de óxidos (centro, a la derecha). Los programas de análisis elemental convierten las proporciones o las fracciones en peso en mineralogía (derecha, carril 1). Además, la herramienta Litho Scanner mide directamente el carbono, a partir del cual se computa el TOC (carril 2). Los petrofísicos pueden utilizar la densidad de la matriz computada a partir de las fracciones elementales en peso y corregida por el TOC (carril 3) para mejorar las propiedades computadas, tales como la densidad y la porosidad.

C

Oilfield Review SPRING 14Litho Scanner Fig. 6 ORSPRNG 14 LTHOSCNR 6

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norm

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Desdoblamiento espectral• Proporciones elementales

Cierre de óxidos• Fracciones elementales en peso

Interpretación• Minerales• Carbono orgánico total (TOC)• Propiedades de la matriz

Adquisición espectral • Inelástica• Captura

Volumen 26, no.1 43

La emisión más brillante, en comparación con la de los centelladores de NaI y BGO, se traduce en una resolución espectral mejorada. El centella-dor de LaBr3:Ce posee una respuesta estable entre 0°C y 150°C [32°F y 300°F], e incluso a más de 150°C, la emisión luminosa no se reduce signi-ficativamente (arriba).

Durante el desarrollo de la herramienta Litho Scanner, los ingenieros también se enfocaron en la fuente neutrónica. El PNG de la herramienta Litho Scanner incluye un tubo PNG Minitron que utiliza

una tecnología patentada de cátodos calientes para producir emisiones nítidas de 8 μs con tiempos de subida y caída de 400 ns (página anterior, abajo). La respuesta rápida de este generador de neutrones permite la separación precisa de las interacciones inelásticas y de captura. Diseñado para una tempe-ratura de 175°C [350°F], el PNG es capaz de produ-cir 3 × 108 neutrones; este alto rendimiento aprovecha todas las capacidades de conteo rápido del centellador de LaBr3:Ce ya que la tasa de conteo puede exceder los 2,5 millones de conteos/segundo.

Los ingenieros diseñaron un nuevo tubo foto-multiplicador de última generación que puede manejar las altas tasas de conteo que ahora son posibles a partir de la combinación del centellador de LaBr3:Ce con el nuevo PNG. La herramienta Litho Scanner tiene incorporados componentes electrónicos especiales para procesar las señales de alto rendimiento a fin de evitar el apilamiento, con-dición en la cual se produce el arribo de un número mayor del que puede ser separado por el detector o

> Comparaciones de los centelladores de cristales. En las herramientas de adquisición de registros de rayos gamma, se utilizan diversos tipos de cristales de centelleo; el cristal de NaI es el más común debido a su robustez y su bajo costo. En la herramienta ECS, se utiliza un centellador de BGO. Para la herramienta Litho Scanner, los ingenieros escogieron el centellador LaBr3:Ce debido a sus cualidades superiores comparadas con las de otros centelladores. El rápido tiempo de respuesta del centellador LaBr3:Ce —basado en el tiempo de decaimiento primario— comparado con el de otros detectores (extremo superior izquierdo) se traduce en mayor eficiencia y una capacidad de conteo superior. La emisión luminosa relativa es estable entre 0°C y 175°C [32°F y 350°F] (extremo inferior izquierdo), lo que constituye una mejora indudable con respecto al centellador de BGO, que puede operar sólo hasta unos 60°C [140°F] para que el rendimiento no caiga por debajo de un nivel utilizable. La emisión luminosa del detector de LaBr3:Ce es superior a la de los cristales de NaI o de BGO. Además, el detector de cristal de LaBr3:Ce es más inmune a la degradación térmica que otros detectores (derecha). Los picos claramente definidos para los estándares elementales a temperatura ambiente (extremo superior derecho, verde) son similares a aquéllos correspondientes a una temperatura de 150°C (extremo inferior derecho). La respuesta de los estándares elementales para los cristales de BGO utilizados en la herramienta ECS (roja) se amplía y pierde definición a 60°C.


Propiedad BGO

BGO

LaBr3:Ce

LaBr3:Ce

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Nal (Tl)

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Densidad, g/cm3

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Estándar de la herramienta Litho Scanner Estándar de la herramienta ECS

LaBr3:Ce a 150°C, BGO a 60°C

44 Oilfield Review

los componentes electrónicos (derecha).11 La utili-zación de procesadores de señales rápidas para manipular la carga evita la distorsión espectral producida por los arribos de rayos gamma casi coincidentes. Con el acoplamiento del centellador, el PNG, los componentes electrónicos de fondo de pozo y el procesamiento de señales, se logra una resolución espectral sin precedentes. La combina-ción de todas estas mejoras da como resultado la herramienta Litho Scanner: un servicio de espec-troscopía de rayos gamma de captura neutrónica de tercera generación de alta definición.

La espectroscopía, las rocas y el TOCDebido al incremento del desarrollo de los recur-sos no convencionales, la capacidad para cuanti-ficar el TOC en las rocas ricas en contenido orgánico es quizás una de las características más importantes de la nueva herramienta. El TOC es el % en peso de carbono orgánico que reside en el espacio poroso de las rocas. El TOC incluye el car-bono presente en el querógeno, el bitumen y otros hidrocarburos sólidos, volátiles y líquidos entrampados en el espacio poroso. El querógeno es la materia orgánica insoluble a partir de la cual se generan los hidrocarburos.

La densidad del querógeno es levemente supe-rior a la de los fluidos que rellenan el espacio poroso; si utilizan solamente mediciones de la den-sidad volumétrica, a los petrofísicos les resulta difícil la diferenciación entre el volumen poroso relleno con fluidos y la presencia de bitumen inmóvil en los poros o de querógeno en estruc-tura de las rocas. El cómputo de la porosidad ver-dadera de las lutitas ricas en contenido orgánico requiere la eliminación de los hidrocarburos sóli-dos de la medición de la porosidad, lo cual puede lograrse con datos precisos del TOC combinados con otras mediciones, tales como las obtenidas con las herramientas de resonancia magnética.

Para la exploración de las lutitas ricas en con-tenido orgánico, los geólogos y petrofísicos apun-tan como objetivo a las formaciones que poseen valores del TOC oscilantes entre 1,5 y 10, como % en peso. Las rocas con un porcentaje en peso supe-rior a 10 del TOC a partir del querógeno exclusiva-mente se consideran normalmente demasiado inmaduras para el desarrollo.12 Los valores del TOC se obtienen habitualmente en base a muestras de núcleos, utilizando una técnica de combustión en la que el carbono inorgánico se remueve con ácido fosfórico. El material de muestra remanente se combustiona en un ambiente rico en oxígeno y el CO2 resultante se mide en una celda de detección infrarroja, tal como el analizador de carbono LECO. Una de las limitaciones de la determinación

del TOC a partir de núcleos es que es posible que la muestra de núcleo no sea representativa del resto del yacimiento; el TOC puede variar conside-rablemente a través de una sección de yacimiento, cuyo espesor puede oscilar entre decenas e incluso cientos de metros.

La herramienta Litho Scanner ofrece una medición continua del carbono a partir de la cual se pueden computar los datos del TOC. Un con-junto de datos continuos del TOC constituye una opción económicamente más efectiva y estadísti-camente más precisa que la medición del TOC en cientos de muestras de núcleos. Muchas técnicas derivadas de registros —tales como los métodos de Schmoker y ΔlogR— han sido utilizadas para estimar el valor del TOC.13 El grado de incertidum-bre asociado con las diversas técnicas de medición indirecta puede ser alto y la mayoría requiere la calibración con datos de núcleos (próxima página).

Los analistas de registros utilizan la compo-nente del carbono de las mediciones espectrales inelásticas obtenidas con la herramienta Litho Scanner para cuantificar el TOC. La medición del carbono a partir de la formación incluye tanto el carbono inorgánico (el carbono de los minerales)

como el carbono orgánico. El primero puede ser cuantificado asignándolo a las mediciones del cal-cio y el magnesio, que se asocian con la calcita y la dolomía; la cantidad de carbono alojado en estas rocas puede ser computada cuantificando primero estas fracciones en peso de los elementos. En cier-tos casos, el calcio y el magnesio pueden asociarse con minerales distintos de los carbonatos. Para abordar esos casos, se ha desarrollado un amplio conjunto de mediciones Litho Scanner de la matriz de la roca. Otros minerales menos comunes con carbono inorgánico, que pueden encontrarse en la exploración de petróleo y gas, son la siderita [FeCO3], la rodocrosita [MnCO3] y la anquerita [Ca(Fe, Mg, Mn)(CO3)]. Las herramientas Litho Scanner miden las concentraciones elementales necesarias para la corrección por la presencia de estos minerales que contienen carbono.14

Por consiguiente, el carbono remanente puede ser considerado de naturaleza orgánica y es equi-valente al TOC. El carbono orgánico determinado con esta técnica incluye el carbono presente en el querógeno, el bitumen y cualquier hidrocar-buro —sólido, petróleo y gas natural— existente en el volumen poroso.

> Distorsión por apilamiento. Cuando al detector llegan más rayos gamma de los que pueden ser contados, se produce apilamiento y el resultado es la distorsión espectral. El problema es más evidente durante las tasas de conteo altas (rojo) que durante las bajas (azul). Dado que la herramienta Litho Scanner utiliza un PNG con un alto rendimiento neutrónico y un detector de LaBr3:Ce eficiente, el apilamiento es más pronunciado durante las mediciones de espectros de respuesta inelástica. Se han desarrollado algoritmos para eliminar la degradación por apilamiento del espectro de campo en base a la tasa de conteo (púrpura).


Energía de rayos gamma, MeV

Alta tasa de conteoBaja tasa de conteoCorregida por apilamiento

Herramienta Litho Scanner, ejemplo de una caliza de porosidad cero

Cont

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0 1 2 3 4 5 6 7 98 10

Volumen 26, no.1 45

Corrección por los fluidos del pozo Los fluidos del pozo constituyen otro contribui-dor potencial de carbono para el TOC computado. La determinación del TOC en pozos perforados con sistemas de lodo a base de agua (WBM) es bastante directa. En ausencia de aditivos a base

de compuestos orgánicos, el carbono orgánico computado a partir de mediciones obtenidas con herramientas puede asociarse con hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos. Los aditivos de un sistema WBM pueden contribuir a la medición del carbono total, por lo que a menudo se aplica

una corrección constante para su compensación. Los sistemas de lodo a base de aceite (OBM) plan-tean un desafío diferente y la aplicación de una com-pensación constante quizás no siempre da cuenta de la contribución del pozo, que es sensible al tamaño y la forma de éste y a los efectos ambientales.

11. El apilamiento se produce cuando llegan al detector más rayos gamma de los que pueden ser resueltos por el sistema. Debido a la alta potencia del PNG utilizado en la herramienta Litho Scanner, el apilamiento puede resultar problemático durante el procesamiento de los rayos gamma inelásticos. Si la respuesta del sistema al apilamiento puede ser caracterizada, la condición puede ser corregible.

12. Alexander T, Baihly J, Boyer C, Clark B, Waters G, Jochen V, Le Calvez J, Lewis R, Miller CK, Thaeler J y Toelle BE: “Revolución del gas de lutitas,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 40–56.

13. González J, Lewis R, Hemingway J, Grau J, Rylander E y Schmitt R: “Determination of Formation Organic Carbon Content Using a New Neutron-Induced Gamma Ray Spectroscopy Service That Directly Measures Carbon,” Transcripciones del 54o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 22 al 26 de junio de 2013, artículo GG.

Para obtener más información sobre la técnica de Schmoker, consulte: Schmoker JW: “Determination of Organic-Matter Content of Appalachian Devonian Shales from Gamma-Ray Logs,” AAPG Bulletin 65, no. 7 (Julio de 1981): 1285–1298.

Para obtener más información sobre el método ΔlogR, consulte: Passey QR, Bohacs KM, Esch WL, Klimentidis R y Sinha S: “From Oil-Prone Source Rocks to Gas-Producing Shale Reservoir—Geologic and Petrophysical Characterization of Unconventional Shale-Gas Reservoirs,” artículo SPE 131350, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de las CPS/SPE en China, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.

14. González et al, referencia 13.

> Comparación de métodos para determinar el TOC. Se han desarrollado varias técnicas para cuantificar el carbono orgánico indirectamente a partir de los registros de pozos. El método de Schmoker utiliza los registros de densidad, y el ΔlogR se basa en datos sónicos y de resistividad. Los registros (izquierda) comparan las salidas continuas correspondientes a los valores del TOC, obtenidos con los métodos de Schmoker (carril 1, azul), Litho Scanner (carril 2, púrpura) y ΔlogR (carril 3, tostado), con los valores del TOC medidos en los núcleos (puntos rojos). Los tres métodos se muestran juntos para una comparación directa (carril 4). Las gráficas de interrelación (derecha) comparan el % en peso del TOC calculado con el % en peso del TOC medido en los núcleos. Los datos del TOC obtenidos con la herramienta Litho Scanner (centro a la derecha) concordaron significativamente con los valores del TOC medido en los núcleos, especialmente en las rocas con alto % en peso del TOC.


0

TOC obtenidocon el método Schmoker

TOC medidoen los núcleos



TOC obtenido con elservicio Litho Scanner


TOC obtenidocon el método ΔLogR


TOC obtenidocon el método Schmoker

TOC obtenido conel método Schmoker


TOC obtenido conel método ΔLogR

TOC obtenido con elmétodo Schmoker



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15

10

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0

0 10TOC medido en losnúcleos, % en peso

TOC medido en losnúcleos, % en peso

TOC medido en losnúcleos, % en peso

TOC

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TOC

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0 20%0 20% 0 20% 0 20%

Prof., m

XX 000

XX 025

XX 050

46 Oilfield Review

Los científicos del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger, trabajando en colaboración con los ingenieros de campo para hallar una solu-

ción para la contribución del OBM al TOC, descu-brieron que la correlación entre la contribución del carbono del pozo y el TOC no es una relación

lineal simple. Dado que la composición del lodo en el pozo puede variar considerablemente desde la profundidad final (TD) hasta la superficie, la apli-cación de una corrección de compensación simple puede no ser válida. Sin embargo, los investigado-res lograron desarrollar un algoritmo de correc-ción que se probó con éxito tanto en los sistemas OBM como en los sistemas WBM.

Este nuevo método computa una compensación empírica por la presencia de carbono a partir de la medición Litho Scanner del carbono como una fun-ción de la geometría del pozo determinada en base a los datos del calibrador. Luego, el software deter-mina un factor de corrección para normalizar los resultados para el sistema de lodo específico. A los fines de computar esta corrección final, es prefe-rible un calibre con X-Y, especialmente en las secciones de pozo con propensión a la ovalidad o al ensanchamiento.15 La corrección se aplica en cada marco de profundidad (izquierda). Esta téc-nica demostró recientemente su utilidad en un pozo de exploración del Ártico, en Yukón, Canadá.

La exploración en el ÁrticoLas comunidades indígenas del Ártico Canadiense supieron de la existencia de manaderos de petró-leo en esa región durante siglos y utilizaron la brea proveniente de éstos para impermeabilizar sus botes de pesca.16 Pero el primer campo de petróleo del Ártico Canadiense se descubrió recién en el año 1974.17 En el pasado reciente, el petróleo, en vez del gas natural, era el principal objetivo de la exploración en el Ártico debido a su portabilidad; sin embargo, hoy en día, se le ha sumado el gas natural como objetivo.18 Northern Cross (Yukón) Ltd. puso en marcha una campaña para explorar activamente la región de Eagle Plain en el norte del territorio del Yukón, en Canadá, una cuenca de más de 5 000 km2 [2 000 mi2] de exten-sión (próxima página). Según especula Northern Cross, la cuenca Eagle Plain aloja el mayor poten-cial de petróleo y gas de todas las cuencas terres-tres de la región del Yukón.

La región del Ártico constituye un ambiente riguroso para las operaciones de perforación y exploración. A diferencia de las localizaciones con climas más moderados, las vastas áreas del Ártico han experimentado poca o ninguna actividad de per-foración debido a dificultades de índole logística. A través de toda la extensión de la cuenca Eagle Plain, previo a la campaña de exploración de Northern Cross, sólo se habían perforado 34 pozos y su perforación tuvo lugar mayormente en las décadas de 1960 y 1970. Los datos sísmicos exis-tentes eran levantamientos 2D convencionales adquiridos antes de muchos de los avances regis-trados recientemente en materia de técnicas 3D

> Corrección del TOC por la contribución del pozo. Los métodos iniciales de compensación por las contribuciones de los fluidos del pozo al TOC aplicaban una compensación constante a los resultados del TOC, pero estos métodos son sensibles a los cambios producidos en la geometría del pozo. Por ejemplo, el TOC computado con una compensación constante (carril 1, negro) generalmente refleja el tamaño efectivo del pozo (magenta) cuando el pozo se ensancha (se desmorona). Dado que la integridad del pozo a menudo es difícil de mantener durante las operaciones de perforación en lutitas, pueden surgir problemas de calidad de los datos. Al reconocer esta limitación, los científicos de Schlumberger desarrollaron un método más efectivo de compensación por las contribuciones del sistema de lodo al TOC. Este método computa la contribución al TOC en una sección del pozo en calibre, utiliza calibres de ejes X-Y para modelar los pozos ensanchados con mayor precisión y aplica una compensación realista, profundidad por profundidad. El TOC computado con el nuevo método (carril 2, azul) ya no refleja la geometría del pozo. El sombreado amarillo indica la diferencia entre el método de corrección con compensación constante (curva gris) y el de corrección con compensación por el pozo (curva azul).


Prof., m Diferencia de corrección

X X00

X X50

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TOC medido en los núcleos

TOC obtenido con el servicioLitho Scanner (compensación constante)

TOC obtenido con el servicioLitho Scanner (compensación por el pozo)

0 % 20

0 % 20

0 % 20

Tamaño efectivo del pozo

TOC obtenido con el servicioLitho Scanner (compensación constante)

200 mm 325

–2,5 % 20

Volumen 26, no.1 47

15. Para medir el diámetro del pozo se utilizan diversas variedades de calibres. Un calibre X-Y mide el diámetro del pozo con dos series de brazos posicionados con una separación de 90° entre sí y describe la geometría del pozo con más precisión que los calibres de un solo eje.

16. “Canada’s Arctic,” Alberta Online Encyclopedia, Canada’s Petroleum Heritage, http://www.albertasource.ca/petroleum/industry/historic_dev_canada_arctic.html (Se accedió el 24 de marzo de 2014).

17. Algunos historiadores consideran que los Pozos de Norman —descubiertos alrededor del año 1910— a 65° 16’ 52” de latitud N en el Territorio del Noroeste, constituyeron el primer campo petrolero ártico de Canadá, si bien se encuentra ubicado justo al sur del Círculo Polar Ártico, que es la línea de definición del Ártico de Canadá a 66° 33’ 44” de latitud N. Como referencia, la cuenca Eagle Plain, en el territorio del Yukón, en Canadá, se extiende por el Círculo Polar Ártico.

18. Para obtener más información sobre la exploración en el Ártico, consulte: Bishop A, Bremner C, Laake A, Strobbia C, Parno P y Utskot G: “El potencial petrolero

de alta resolución. Basados en los programas de perforación previos, los ingenieros de Northern Cross sabían que la cuenca era geológicamente compleja y que la perforación a través de ciertas secciones, incluidas las lutitas ricas en materia orgánica, planteaba dificultades operacionales.

Northern Cross apuntó como objetivo a las for-maciones que contenían yacimientos convenciona-les y recursos no convencionales. La cuenca posee un importante potencial de trampas estructurales y estratigráficas que pueden proporcionar opor-tunidades para la producción de hidrocarburos convencionales. Para la fase de exploración ini-cial, la compañía operadora planificó seis pozos, cuatro de los cuales habían sido perforados para fines de 2013. Debido a su proximidad con res-pecto a la Autopista Dempster, tres pozos son accesibles todo el año y ya han sido perforados. Pero como sucede con muchos pozos perforados en el norte de Canadá, las otras tres localizaciones sólo son accesibles en los meses de invierno; una de estas localizaciones fue perforada durante la temporada de perforación 2012–2013.

Además de los problemas logísticos atribui-dos al clima, los operadores que exploran en el Ártico se enfrentan con otros desafíos. A la hora de desarrollar programas de análisis petrofísicos,

los geólogos deben decidir qué herramientas y técnicas deben ser utilizadas para evaluar mejor los pozos exploratorios. Estos geólogos deben encarar una tarea abrumadora, especialmente en los yacimientos complejos como los de la cuenca Eagle Plain, porque existen pocos pozos con con-juntos de datos convencionales para la correla-ción y poca información de última generación sobre la geología del subsuelo. La adquisición de todos los datos económicamente posibles consti-tuye la norma y a menudo incluye la extracción

de núcleos convencionales.19 Pero éstos son pozos exploratorios en zonas escondidas y no existe nin-gún pozo vecino que ofrezca orientación sobre qué intervalos muestrear. Para evitar el costo de extraer núcleos de rocas sin potencial de produc-ción, los ingenieros de Schlumberger sugirieron el empleo de un conjunto tradicional de herra-mientas de adquisición de registros complemen-tado con datos obtenidos con la herramienta Litho Scanner. Estos datos podrían procesarse luego utilizando el servicio de análisis de rocas heterogéneas TerraTek HRA para determinar los puntos óptimos de extracción de núcleos latera-les obtenibles con una herramienta de extrac-ción de núcleos rotativos.20

La salida del software TerraTek HRA se utiliza normalmente para determinar las propiedades geomecánicas de las rocas, pero además permite agrupar tipos de rocas similares.21 Los ingenieros y geólogos utilizaron la función de tipificación de las rocas para seleccionar las profundidades de extracción de núcleos rotativos, asegurando de ese modo que los tipos de rocas pretendidos estu-vieran representados en el programa de mues-treo y evitando a la vez el sobremuestreo en rocas con propiedades similares. Además, los geólogos utilizaron los datos del TOC obtenidos con la herramienta Litho Scanner para ayudar a definir de manera más exhaustiva los puntos de extrac-ción de núcleos. Dado que los pozos fueron perfo-rados con un sistema de lodo a base de agua, cualquier zona convencional que exhibiera valo-res elevados del TOC debía corresponderse con la presencia de hidrocarburos en el espacio poroso y evaluarse posteriormente.

Dado que el procesamiento se llevó a cabo en tiempo real, los geólogos pudieron interrelacio-nar las rocas identificadas a partir de los datos Litho Scanner como rocas con un alto contenido del TOC e identificaron tipos de rocas de calidad prospectiva superior en base al software TerraTek

> La exploración en las regiones del Ártico. Northern Cross (Yukón) Ltd. está explorando un área cerca del Círculo Polar Ártico en Yukón, Canadá. Previo a la actividad reciente del operador, sólo se habían perforado 34 pozos en el permiso exploratorio de 5 000 km2 que posee la compañía en la cuenca Eagle Plain. Las condiciones rigurosas existentes en y alrededor del Círculo Polar Ártico limitan la temporada de perforación y pueden incrementar potencialmente los costos de exploración y desarrollo. (Fotografía, cortesía de Don Stachiw.)


C A N A D Á

Y u k ó n

Eagle Plain

C í rcu lo Po la r Ár t i co

Polar Ár t i co

Cí rcu lo

del Ártico: Desafíos y soluciones,” Oilfield Review 22, no. 4 (Junio de 2011): 36–50.

19. Para obtener más información sobre la extracción de núcleos convencionales, consulte: Andersen MA, Duncan B y McLin R: “Los núcleos en la evaluación de formaciones,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013):16–27.

20. Para obtener más información sobre la extracción de núcleos laterales rotativos, consulte: Agarwal A, Laronga R y Walker L: “Extracción de núcleos laterales: El tamaño importa,” Oilfield Review 25, no. 4 (Junio de 2014): 34–45.

21. Para obtener más información sobre la técnica TerraTek HRA, consulte: Suárez-Rivera R, Deenadayalu C, Chertov M, Hartanto RN, Gathogo P y Kunjir R: “Improving Horizontal Completions on Heterogeneous Tight Shales,” artículo CSUG/SPE 146998, presentado en la Conferencia de Recursos No Convencionales de Canadá, Calgary, 15 al 17 de noviembre de 2011.

48 Oilfield Review

HRA (arriba). Se extrajeron núcleos laterales con herramientas rotativas y la recuperación fue consi-derada excelente tanto en calidad como en cantidad. Los datos derivados del programa de extracción de núcleos de calidad superior con herramientas rotati-

vas ayudaron a confirmar los resultados de la herra-mienta Litho Scanner y proporcionaron información litológica similar en calidad a la obtenible de núcleos enteros, sin los costos y las ineficiencias operaciona-les asociadas con la extracción de núcleos conven-

cionales. Además, el operador evitó el costo que implica la extracción de núcleos convencionales en intervalos de poco interés.

Mientras se procesaban los datos Litho Scanner durante la evaluación inicial de los registros, los petrofísicos observaron ciertos resultados enigmá-ticos; algunos intervalos exhibían valores elevados del TOC donde no se esperaba. Estos intervalos se correspondían generalmente con ensanchamien-tos (derrumbes) del pozo, lo que indicaba que la fuente del carbono orgánico era el sistema de lodo. Una revisión del informe de lodos reveló al ele-mento responsable de esos altos valores. En algu-nos pozos, el ingeniero de lodos ocasionalmente utilizaba un aditivo a base de lignito para mejorar el rendimiento de la perforación. El lignito, un car-bón de baja calidad, es una fuente de carbono orgá-nico y su presencia explicaba las lecturas elevadas. El aditivo no se dispersaba de manera uniforme en los pozos y no se encontraba presente en todos los intervalos. Los investigadores de Schlumberger habían desarrollado una técnica de corrección por el pozo para dar cuenta del carbono orgánico presente en los sistemas de lodo a base de aceite y los ingenieros la utilizaron para la corrección por la presencia de lignito, resolviendo el problema.

Además de los efectos de los aditivos de lodo observados por los analistas de registros a cargo de la evaluación de estos pozos del Ártico, los problemas operacionales relacionados con la perforación afectaban los programas de adquisi-ción de registros. Durante el transcurso de la per-foración de dos de los pozos de exploración, se adquirieron registros en agujero descubierto pre-vio a una profundidad de entubación planificada. Al perforar a mayor profundidad, el operador experimentó dificultades en una sección de luti-tas que requería una técnica conocida como per-foración con tubería de revestimiento, en la cual la barrena y el motor de lodo se fijan en la tubería de revestimiento. Se perfora el intervalo, y en vez de ser extraída del pozo cuando el equipo de per-foración alcanza la TD, la tubería de revesti-miento se cementa en su lugar.22

Los petrofísicos y geólogos de Schlumberger y Northern Cross adquirieron datos con el servicio Litho Scanner en la sección entubada. Si bien los datos espectroscópicos pueden ser adquiridos en pozo entubado, la influencia del acero y el cemento presente por detrás de la tubería de revesti-miento genera desplazamientos en los datos que requieren correcciones. Aunque no existían regis-tros adquiridos en agujero descubierto en la sec-ción perforada con tubería de revestimiento para la comparación, ciertas porciones de la sección entubada se superponían con algunos intervalos

> La herramienta Litho Scanner como alternativa a la extracción de núcleos convencionales. Debido al costo y la eficiencia de la perforación, la extracción de núcleos convencionales quizás no sea una elección ideal para los pozos de exploración del Ártico; los escasos datos de pozos vecinos proporcionan poca orientación para la determinación de los intervalos de extracción de núcleos. Los geólogos de Northern Cross utilizaron los datos mineralógicos continuos de la herramienta Litho Scanner (carril 1) y el contenido del TOC computado a partir de los datos de carbono (carril 2, sombreado gris) para identificar zonas con potencial hidrocarburífero. Luego, aplicaron el software TerraTek HRA para identificar tipos de rocas similares (carril 4) y determinar las mejores profundidades para la extracción de núcleos laterales con herramientas rotativas (carril 5, puntos negros). Las mediciones del TOC obtenidas en esos núcleos (carril 2, puntos rojos) son comparables con las mediciones del TOC obtenidas con el servicio Litho Scanner. La integración de estos diversos tipos de datos condujo a un proceso de muestreo que proporcionó núcleos representativos sin necesidad de sobremuestreo. También se presentan los valores de la porosidad neutrón (carril 3, azul), la porosidad derivada del registro de densidad (rojo) y la porosidad corregida del servicio Litho Scanner (negro), computados utilizando la mineralogía verdadera; la porosidad corregida por la litología demuestra cómo los datos Litho Scanner mejoran las mediciones petrofísicas.


Arcilla TOC

Calcita

Dolomía

Pirita

Siderita

Anhidrita

MineralogíaLitho Scanner

Cuarzo+Feldespato+Mica

Prof., m

Porosidad derivada del registro de densidad

Tipos de rocas obtenidoscon el servicioTerraTek HRA Pr

ofun

dida

d de

ext

racc

ión

de n

úcle

os ro

tativ

os

Porosidad neutrón

Porosidad corregida



0 12%

0 12%

X 700

X 750

30 –10%

30 –10%

30 –10%

Volumen 26, no.1 49

registrados previamente en agujero descubierto. Mediante la comparación de los datos adquiridos en agujero descubierto con los registros de pozo obtenidos dentro de la tubería de revestimiento, los ingenieros pudieron aplicar las compensacio-nes y las correcciones por las contribuciones del acero y el cemento (arriba). Conforme con la com-paración entre los datos de la sección de agujero descubierto registrada previamente y los registros de la sección entubada, Northern Cross confió en que los datos representaban fehacientemente la litología y el contenido del TOC de la sección recién perforada.

Northern Cross tiene previsto continuar con su programa de exploración en Yukón y está adquiriendo datos sísmicos 3D en el área conce-

> Datos espectroscópicos a través de la tubería de revestimiento. Durante la perforación de un pozo de exploración de la cuenca Eagle Plain, en el territorio de Yukón, en Canadá, los ingenieros de perforación de Northern Cross experimentaron problemas con el pozo que exigieron su perforación con tubería de revestimiento para alcanzar la TD. El intervalo entubado incluyó secciones registradas previamente en agujero descubierto y secciones no registradas antes de colocar la tubería de revestimiento. Los geólogos decidieron adquirir datos dsde el interior de la tubería de revestimiento con la herramienta Litho Scanner y compararlos con los datos obtenidos en carreras en agujero descubierto. Los registros de rayos gamma (carril 1), obtenidos en los pases en agujero descubierto (magenta) y en pozo entubado (negro), fueron corregidos por los efectos de la tubería de revestimiento y el cemento. Los datos litológicos y mineralógicos obtenidos con la herramienta Litho Scanner corrida en agujero descubierto (carril 2) y en pozo entubado (carril 3) muestran buena concordancia. Los datos del TOC derivados de las mediciones adquiridas en agujero descubierto (carril 4, magenta) y en pozo entubado (curva negra, sombreado gris) difieren en cierto grado, pero se encuentran dentro de los límites estadísticos de precisión de las mediciones.

TOC


Arcilla

Calcita

Dolomía

Pirita

Anhidrita

Mineralogía enagujero descubierto


Arcilla

Calcita

Dolomía

Pirita

Anhidrita


Prof., m

Rayos gamma enagujero descubierto

Rayos gamma enpozo entubado

0 100%

Mineralogía enpozo entubado

0 100%

0 150ºAPI

0 150

X 600

X 650

ºAPITOC obtenido con el

servicio Litho Scanner en agujero descubierto


en pozo entubado

–3 12%

–3 12%

sionada. La interpretación de los datos derivados de los registros indica la presencia tanto de potencial gasífero como petrolífero en la cuenca.

¿Qué implica un nombre?Cuando se refieren a los recursos, algunos profesio-nales de la industria aplican el término lutita en sentido amplio a los yacimientos no convencionales. Si bien muchos yacimientos no convencionales no satisfacen necesariamente la definición geológica estándar de lutita, el término se utiliza para des-cribir las rocas yacimiento que a menudo son ricas en contenido de arcilla y poseen una per-meabilidad muy baja.23 A los objetivos explorato-rios se alude generalmente como lutitas ricas en contenido orgánico porque poseen volúmenes

relativamente considerables de querógeno, que es una fuente de hidrocarburos. Para contar con el potencial para la producción de hidrocarburos, estas rocas deben exhibir la correcta mineralogía, porosidad, saturación de hidrocarburos, contenido orgánico y madurez térmica.24 Otro de los aspectos de las extensiones productivas más exitosas es la presencia de grandes cantidades volumétricas de componentes que no son arcilla, tales como cuarzo, feldespato y carbonatos. A diferencia de la arcilla, que tiende a poseer baja resistencia y puede ser altamente dúctil, estos minerales que no son minerales de arcilla exhiben alta resistencia y contribuyen a la facilidad de fracturamiento de una roca.

La mayoría de los desarrollos en lutitas, tales como las lutitas Barnett, Marcellus y Haynesville, se centran en rocas con una gran proporción de cuarzo, feldespato y mica (QFM); un grupo de minerales de silicatos comunes en las rocas sedi-mentarias. La abundancia de estos minerales en la matriz de la lutita puede traducirse en pozos no convencionales exitosos. Una excepción con respecto al modelo de yacimientos ricos en QFM es la lutita Eagle Ford del sur de Texas, en EUA. Esta formación, que constituye la roca generadora para la prolífica creta Austin, ha producido tanto hidrocarburos líquidos como gaseosos en volúme-nes relativamente grandes. La lutita Eagle Ford difiere de muchas extensiones productivas de lutitas por su alto contenido de carbonatos, que la hacen adecuada para los tratamientos de esti-mulación por fracturamiento hidráulico.25

La lutita Eagle Ford se extiende desde el sur de Texas hasta el nordeste de México, con un ancho de aproximadamente 80 km [50 mi] y una

22. Para obtener más información sobre la técnica de perforación con tubería de revestimiento, consulte: Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM: “Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 46–65.

23. Las lutitas son rocas de granos finos que se forman a partir de la compactación de las partículas del tamaño del limo y de la arcilla. Dado que se forman a partir del lodo, también se conocen con el nombre de fangolitas. Las lutitas se diferencian de otras arcilitas y fangolitas por ser laminadas —finamente estratificadas— y fisibles, lo que significa que pueden fracturarse o separarse en láminas a lo largo de su propia estructura laminar.

Para obtener más información sobre las lutitas y su exploración, consulte: Alexander et al, referencia 12.

24. Para obtener más información sobre las características para apuntar a las lutitas orgánicas como objetivo, consulte: Glaser KS, Miller CK, Johnson GM, Toelle B, Kleinberg RL, Miller P y Pennington WD: “En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en las lutitas orgánicas,” Oilfield Review 25, no. 4 (Junio de 2014): 18–33.

25. Para obtener más información sobre las rocas generadoras potencialmente petrolíferas y su evaluación, consulte: Passey et al, referencia 13.

50 Oilfield Review

longitud de unos 644 km [400 mi] (arriba). El espesor promedio del yacimiento es de 76 m [250 pies] , cuya profundidad oscila entre 1 220 y 3 660 m [4 000 y 12 000 pies] aproximadamente. Esta formación se encuentra geológicamente encajonada entre la creta Austin y la caliza Buda. En ciertas áreas, la formación Maness Shale puede yacer entre la lutita Eagle Ford y la caliza Buda.

Los resultados de un pozo perforado reciente-mente por BHP Billiton demuestran el valor de los datos espectroscópicos para evaluar la minera-logía compleja de la lutita Eagle Ford, especial-mente si se combinan con la información obtenida con la herramienta combinable de resonancia magnética CMR-Plus. La herramienta CMR-Plus fue operada en un modo recién desarrollado de precisión mejorada de 50 pulsos que resuelve los poros pequeños habitualmente existentes en las rocas yacimiento no convencionales.26 El conte-nido del TOC computado a partir de las medicio-nes de carbono de la herramienta Litho Scanner consiste en todas las formas del carbono orgá-nico, incluido el querógeno, el bitumen, el carbón y el petróleo. Las mediciones de resonancia

magnética son sensibles solamente a los fluidos. La integración de las mediciones de las propieda-des de los fluidos obtenidas con la herramienta CMR-Plus con los datos TOC derivados del servicio Litho Scanner permite a los geólogos diferenciar los hidrocarburos sólidos de los líquidos y cuantifi-car el potencial de petróleo correspondiente al yacimiento. Los operadores pueden utilizar esta información para planificar el posicionamiento de los tramos laterales y tomar decisiones relaciona-das con las operaciones de terminación de pozos.

Para el programa de evaluación de formacio-nes, BHP extrajo núcleos convencionales de la sec-ción Eagle Ford; los núcleos de muestras fueron tomados a intervalos de 0,3 a 1,5 m [1 a 5 pies] y se analizaron para determinar el % en peso del TOC, utilizando un analizador de carbono LECO. El pro-grama de adquisición de registros con cable incluyó un conjunto tradicional de herramientas de tipo triple combo Platform Express, además de las herramientas CMR-Plus y Litho Scanner.

Los datos mineralógicos Litho Scanner diferen-cian claramente las composiciones de las lutitas Maness y Eagle Ford (próxima página). En compa-ración con la sección de Eagle Ford, la sección de

Maness contiene un gran volumen de illita y esmec-tita, que son arcillas dúctiles no adecuadas para los tratamientos de estimulación por fractura-miento hidráulico. No obstante, la diferencia más explícita entre las dos formaciones es el gran volumen del TOC de la lutita Eagle Ford, que no existe en la formación Maness. El gran volumen de carbono orgánico de la lutita Eagle Ford la convierte en un objetivo exploratorio.

En la lutita Eagle Ford, el % en peso del TOC derivado del análisis de núcleos y de los datos procesados obtenidos con la herramienta Litho Scanner oscila entre 2 y 7 % en peso. El contenido orgánico puede asociarse tanto con el querógeno como con el petróleo presente en la formación; por consiguiente, sin más información sobre la compo-sición del TOC, sería dificultoso evaluar exhaustiva-mente el potencial de recursos de este yacimiento. Los datos de resonancia magnética nuclear (RMN) obtenidos con la herramienta CMR-Plus ayudaron a resolver esta incertidumbre.

Las herramientas de RMN responden a los flui-dos presentes en las rocas de las formaciones. Si el espacio poroso está relleno con petróleo o agua, la porosidad RMN debe reproducir la porosidad

> La lutita Eagle Ford. La lutita Eagle Ford constituye la roca generadora de petróleo y gas para la prolífica creta Austin. En México, se ubica a lo largo del límite entre México y EUA (rojo) y luego se extiende hacia el norte a través de la porción central de Texas Sur (verde). Diversas compañías de E&P están evaluando la lutita Eagle Ford para la producción tanto de petróleo como de gas.

M É X I C O


300

km0 300

millas0

T e x a s

LutitaEagle Ford

E S T A D O S U N I D O S

> Columna estratigráfica de la cuenca de Nafud. Los geólogos consideran que la lutita Qusaiba de la formación silúrica Qalibah, rica en contenido orgánico, es la roca generadora de hidrocarburos de muchos campos de petróleo y gas de Medio Oriente. Dado que los registros de rayos gamma de la lutita Qusaiba exhiben conteos muy altos, la lutita se considera una “lutita caliente” (ideal). Los conteos altos de rayos gamma indican la presencia de lutitas ricas en contenido orgánico y los geólogos apuntan a estas formaciones para la exploración. (Adaptado de Al-Salim et al, referencia 27.)


Cronoestratigrafía

Columna estratigráfica de la cuenca de Nafud

Form

ació

n Qa

libah

Fo

rmac

ión

Qasi

m

Litoestratigrafía

MiembroSharawra

Formación Sarah

Facies Zarqa

MiembroQuwarah

MiembroRa’an

MiembroKahfah

MiembroHanadir

MiembroQusaiba Lutita

calienteLutita

caliente

Homeriano

Sheinwoodiano

Telychiano

Aeroniano

Rudaniano

Himantiano

Katiano

Sandbiano

Darriwiliano

Dapingiano

Floiano

TremadocianoFormación Saq

Silú

rico

Ordo

víci

co

Wenlockiano

Etapa Período Época

Llandoveriano

Caradociano

Llandeiliano

Llanvirniano

Arenigiano

Tremadociano

Ashgiliano

Volumen 26, no.1 51

26. Para obtener más información sobre el modo de precisión mejorada de 50 pulsos, consulte: Hook P, Fairhurst D, Rylander E, Badry R, Bachman N, Crary S, Chatawanich K y Taylor T: “Improved Precision Magnetic Resonance Acquisition: Application to Shale Evaluation,” artículo SPE 146883, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

27. Al-Salim A, Meridji Y, Musharfi N, Al-Waheed H, Saldungaray P, Herron S y Polyakov M: “Using a New Spectroscopy Tool to Quantify Elemental Concentrations and TOC in an Unconventional Shale Gas Reservoir: Case Studies from Saudi Arabia,” artículo SPE-SAS-312, presentado en el Simposio y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Al-Khobar, Arabia Saudita, 21 al 24 de abril de 2014.

determinada con la herramienta Litho-Density. Dado que el gas posee baja densidad y el querógeno es un sólido, la porosidad RMN medida en las rocas que contienen estas sustancias será más baja que la computada con herramientas de densidad.

Los poros de los yacimientos no convenciona-les, tales como la lutita Eagle Ford, son pequeños y, por consiguiente, la mayoría de las herramien-tas de RMN son incapaces de medir correcta-mente el volumen total de fluidos. La herramienta

CMR-Plus posee el espaciamiento entre ecos más corto de la industria, lo que le confiere la capaci-dad para resolver poros pequeños y computar un volumen de fluidos más exacto que el que pueden computar otras herramientas en ambientes simila-res, especialmente cuando la herramienta opera en modo de precisión mejorada. La medición de la porosidad RMN incluye el agua —tanto libre como ligada— y el petróleo. En las rocas ricas en contenido de arcilla, la mayor parte del agua medida con la herramienta CMR-Plus es agua ligada, asociada con las arcillas.

Para los recursos no convencionales ricos en contenido de fluidos, tales como la lutita Eagle Ford, los petrofísicos pueden comparar los volúme-nes de fluidos computados a partir de los datos de la herramienta CMR-Plus con el volumen del TOC obtenido con el servicio Litho Scanner y derivar un componente de petróleo volumétrico. Luego, los ingenieros de yacimientos pueden utilizar esta información para determinar el volumen de petró-leo en sitio, estimar el potencial de producción de

petróleo y tomar decisiones mejor informadas acerca de dónde asentar el tramo lateral.

Yacimiento no convencional en Arabia SauditaSaudi Aramco utilizó la herramienta Litho Scanner para evaluar las formaciones de la cuenca de Nafud y determinar su potencial como recursos no convencionales.27 La cuenca se caracteriza por una secuencia de rocas paleozoicas de gran espe-sor cuya edad se extiende desde el período Cámbrico hasta el Devónico. La lutita Qusaiba de edad Silúrico —el objetivo para estos pozos— corresponde a la formación Qalibah (página anterior, abajo). Dicho miembro, rico en conte-

, Optimización de la producción de fluidos de la lutita Eagle Ford. Los operadores a cargo del desarrollo de la lutita Eagle Ford (intervalo sombreado azul) han descubierto que es posible la producción rentable de petróleo. En base a los datos mineralógicos SpectroLith (carril 1), la formación Eagle Ford es rica en calcita (azul claro), a diferencia de la lutita Maness, rica en contenido de arcilla (sombreado tostado), que la infrayace; la creta Austin que la suprayace está compuesta casi totalmente por calcita pura. La calcita de la lutita Eagle Ford facilita los tratamientos de estimulación hidráulica. Como se observa en los datos mineralógicos ELANPlus (carril 2), la lutita Eagle Ford posee un contenido del TOC significativo (carril 2, sombreado bermellón) que es la fuente de su petróleo; el TOC se compone tanto de petróleo como de querógeno; la porción de hidrocarburos sólidos no productivos. Los petrofísicos utilizaron los resultados de una combinación de herramientas para determinar el intervalo óptimo para el asentamiento del tramo lateral, posicionando el pozo en el mejor tipo de roca para los tratamientos de estimulación a la vez que se aprovecha la sección rica en contenido de fluidos. Por ejemplo, la componente de arcilla de la lutita Eagle Ford consta de cantidades variables de montmorillonita, caolinita e illita (carril 2); la illita puede ser menos dúctil que otros tipos de arcilla y, por ende, constituir un objetivo para los tratamientos de estimulación por fracturamiento. Además, los ingenieros asentaron el tramo lateral en los intervalos con rocas más rígidas, tales como las secciones ricas en contenido de calcita. Para determinar los intervalos petrolíferos, primero se corrigió el valor de la porosidad derivada del registro de densidad por la densidad de la matriz derivada de la mineralogía Litho Scanner. Esta porosidad (carril 3) es la suma de los volúmenes de todos los fluidos y los hidrocarburos sólidos (queró- geno). La porosidad total CMR-Plus (carril 3, curva negra gruesa) es la suma de todos los volúmenes de fluidos; agua ligada a la arcilla (azul claro), agua libre (azul) y petróleo (verde). La diferencia entre la porosidad total CMR y la porosidad derivada del registro de densidad corregida por la mineralogía es la porción de querógeno no productivo del volumen del TOC (carril 3, sombreado bermellón). El volumen del TOC remanente, no asociado con el querógeno, debe ser el volumen de petróleo líquido.


Prof.,pies

X 450

X 475

X 500

X 525

X 550

X 575

X 600

X 625

Arcilla IllitaCaolinita

Montmorillonita

TOCPetróleo

Agua

Agua ligadaAgua librePetróleo

Querógeno

Agua ligada



Calcita

Calcita

Dolomía

DolomíaPirita

Pirita 0 25%

PorosidadCMR-Plus total

Nomb

re de

la fo

rmac

iónCr

eta

Aus

tinLu

tita

Eagl

e Fo

rdLu

tita

Man

ess

52 Oilfield Review

nido orgánico, es una fuente prolífica de hidro-carburos que genera un volumen estimado del 90% del petróleo liviano y el gas de edad Paleozoico descubierto en Medio Oriente, y cons-tituye la roca generadora para muchos campos importantes de petróleo y gas.

La luita Qusaiba se caracteriza por los valores altos de las lecturas de rayos gamma, generadas por la presencia de uranio precipitado en el ambiente reductor en el que se depositó la lutita. Los interva-los de lutitas más profundos corresponden al Rudaniano con un promedio de 8 a 9 % en peso del TOC. Los intervalos más modernos de edad Aeroniano y Telychiano exhiben valores del TOC más bajos.

A fin de evaluar la capacidad de la herra-mienta Litho Scanner para caracterizar la mine-

ralogía de la formación y cuantificar el contenido del TOC, Saudi Aramco corrió la herramienta en dos pozos, uno perforado con OBM cuya densidad era de 10 lbm/US galón [1 200 kg/m3] y otro con WBM cuya de densidad era de 9,2 lbm/US galón [1 100 kg/m3]. Saudi Aramco no extrajo núcleos convencionales del primer pozo perforado con OBM porque se disponía de datos del TOC obteni-dos con el analizador LECO de un pozo ubicado a aproximadamente una milla de distancia. Estos datos resultaron comparables con los datos del TOC derivados de la herramienta Litho Scanner corrida en el pozo OBM nuevo.

Para una comparación más directa entre los datos derivados de los registros y las mediciones obtenidas en los núcleos, el operador corrió la herramienta Litho Scanner en un segundo pozo y

extrajo el núcleo de la zona de interés rica en con-tenido de querógeno. En este caso, la formación objetivo era la lutita caliente de edad Rudaniano. El operador llevó a cabo un estudio especial en muestras de núcleos. Para minimizar los efectos de la heterogeneidad de las rocas en las medicio-nes obtenidas en los núcleos y obtener medicio-nes más representativas del volumen examinado con la herramienta de espectroscopía, los técni-

28. La fluorescencia de rayos X es una técnica de medición que bombardea los materiales con rayos X para ionizar los átomos. La ionización produce la emisión de una radiación fluorescente característica en forma similar a las emisiones de rayos gamma específicas de cada elemento a partir de la captura neutrónica. En las mezclas complejas, los elementos individuales pueden ser medidos con precisión en el laboratorio utilizando esta técnica.

29. Schmoker, referencia 13.

> Proporciones en peso seco y contenido del TOC en un pozo de Medio Oriente. Para confirmar la calidad de los datos espectroscópicos de fondo de pozo, los petrofísicos de Saudi Aramco compararon las proporciones elementales derivadas de núcleos, obtenidas de las mediciones XRF (carriles 2 a 9, puntos negros) con las proporciones en peso seco obtenidas con la herramienta Litho Scanner (curvas rojas). Las concentraciones elementales muestran una buena concordancia, excepto en torno a X 600, donde existen altas concentraciones de pirita (carril 1, naranja) y TOC (carril 10). El núcleo recuperado de esa zona fue fracturado y fragmentado, produciendo posiblemente un cierto error de cierre de la profundidad cuando se analizó el núcleo. El valor del TOC computado a partir de los datos Litho Scanner (carril 10, rojo) fue comparado con el valor del TOC medido en los núcleos (puntos negros) y con el valor del TOC computado con la técnica de Schmoker (azul); el valor del TOC obtenido con la herramienta Litho Scanner se ajustó mejor a los resultados obtenidos en el núcleo que la técnica de Schmoker. (Adaptado de Al-Salim et al, referencia 27.)

Arcilla

Calcita

Dolomía

Pirita



X 600

6 16pulg

X 650

X 700

X 750

Prof.,pies

Calibre

0 20%

0 20%

Al en peso secoLitho Scanner

0 50%

0 50%

Si en peso secoLitho Scanner

0 20%

0 20%

Fe en peso secoLitho Scanner

0 10%

0 10%

S en peso secoLitho Scanner

0 20%

0 20%

Ca en peso secoLitho Scanner

0 10%

0 10%

Mg en peso secoLitho Scanner

0 5%

0 5%

Na en peso secoLitho Scanner

Al medido enlos núcleos

Si medido enlos núcleos

Fe medido enlos núcleos

S medido enlos núcleos

Ca medido enlos núcleos

Mg medido enlos núcleos

Na medido enlos núcleos

K medido enlos núcleos

0 5%

0 5%

K en peso secoLitho Scanner


0 20%

0 20%

0 20%

TOC obtenido conla técnica de

Schmoker

TOC obtenido conla herramientaLitho Scanner

Mineralogía

Volumen 26, no.1 53

cos tomaron láminas de núcleos desbarbadas de 0,3 m [1 pie] de largo. Luego, estas muestras fue-ron trituradas y convertidas en un polvo homoge-neizado para el análisis.

Los técnicos utilizaron equipos XRF para ana-lizar una parte del polvo a fin de determinar las concentraciones elementales y un analizador de carbono total LECO para determinar el contenido del TOC.28 Además, se computó el contenido del

TOC con el método de Schmoker, a partir del registro de densidad de la formación, como una tercera fuente para la comparación.29 Los resulta-dos de las mediciones de laboratorio efectuadas en el núcleo fueron comparables con los datos del con-tenido del TOC y las concentraciones elementales en peso seco Litho Scanner (página anterior). Los petrofísicos combinaron los datos de peso seco obtenidos con la herramienta Litho Scanner

con otros datos derivados de los registros y com-putaron la mineralogía del yacimiento; luego, estos datos fueron comparados con las mediciones de espectroscopía infrarroja por transformada de Fourier (FTIR) de rango dual, obtenidas en el núcleo (arriba). El análisis mineralógico es un cómputo que depende de un modelo y la aplica-ción del modelo adecuado es crucial para la obten-ción de resultados correctos.

> Comparación de la mineralogía. Los científicos del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger efectuaron un análisis de espectroscopía FTIR en núcleos de un pozo perforado con WBM y compararon la mineralogía de los núcleos derivada de un dispositivo XRD (carril 1) con la mineralogía computada a partir de los datos Litho Scanner y otros datos de entrada de los registros (carril 2). Los datos mineralógicos precisos son cruciales para computar muchas propiedades petrofísicas, tales como la porosidad y las saturaciones de fluidos. En este pozo, los datos mineraIógicos ayudaron a los petrofísicos a efectuar los análisis adecuados; por ejemplo, los niveles altos de K en las arenas pueden atribuirse a la ortoclasa (feldespato K) o a la moscovita (mica K) (carril 7). Los valores de densidad de la matriz de estos minerales son 2,57 g/cm3 y 2,76 g/cm3, respectivamente. En este caso, los geólogos poseen un conocimiento local de los tipos de rocas, y todo el K se atribuyó a la moscovita. La mineralogía correcta se traduce en una densidad de la matriz más precisa y, por ende, en cómputos de la porosidad derivada del registro de densidad y saturación de agua también más precisos. Además, se puede utilizar una medición de Na de mejor calidad, obtenida con la herramienta Litho Scanner, para cuantificar las concentraciones de minerales que contienen Na, tales como la albita —feldespato plagioclasa-Na (carril 6)— con menos incertidumbre. (Adaptado de Al-Salim et al, referencia 27.)Oilfield Review

SPRING 14Litho Scanner Fig. 19ORSPRNG 14 LTHOSCNR 19

Prof.,pies

X 000

X 100

X 200

0 % 100 0 % 100 0 % 100 0 % 50 0 % 50 0 % 500 % 20 0 % 25

0 % 100 0 % 100 0 % 100 0 % 50 0 % 50 0 % 500 % 20 0 % 25

Illita Cuarzo Moscovita Siderita PiritaCaolinita DolomíaFeldespato Na

Illita en peso secoLitho Scanner

Clorita Clorita

Caolinita Caolinita

Feldespato Na Feldespato NaAnquerita Anquerita

Calcite CalcitaDolomía Dolomía

Moscovita MuscovitaPirita Pirita

Siderita SideritaOrtoclasa

Feldespato CaBiotita

Esmectita EsmectitaCuarzo Cuarzo

Illita Illita

Caolinita en pesoseco Litho Scanner

Cuarzo en pesoseco Litho Scanner

Feldespato en pesoseco Litho Scanner

Moscovita en pesoseco Litho Scanner

Siderita en pesoseco Litho Scanner

Pirita en peso secoLitho Scanner

Dolomía en pesoseco Litho Scanner

Illita medidaen los núcleos

Mineralogíaderivada

de undispositivo XRD

MineralogíaLitho Scanner

Caolinita medidaen los núcleos

Cuarzo medidoen los núcleos

Feldespato Namedido enlos núcleos

Moscovitamedida

en los núcleosSiderita medidaen los núcleos

Pirita medidaen los núcleos

Dolomía medidaen los núcleos

Calcita

54 Oilfield Review

Los ingenieros de Saudi Aramco y Schlumberger descubrieron varias cosas a partir del análisis de los datos derivados de la herramienta Litho Scanner. Los datos del TOC obtenidos con la herramienta Litho Scanner concordaban significativamente con los datos del TOC obtenidos en el núcleo sin una calibración empírica. Mediante la utilización de los valores del TOC derivados del núcleo como referen-cia para la comparación, estos profesionales deter-minaron que la técnica de Schmoker no era tan exacta como el valor del TOC computado a partir del porcentaje de carbono derivado de la herra-mienta Litho Scanner. Dado que la técnica de Schmoker fue desarrollada específicamente para las lutitas devónicas de los Apalaches y la forma-ción Bakken, cuyas caracterizaciones difieren de las de la cuenca de Nafud, los resultados no son sorprendentes. Es necesario un proceso de refi-nación o calibración posterior para aplicar la téc-nica en formaciones diferentes a aquéllas para las cuales fue desarrollada.

La herramienta Litho Scanner proporciona información confiable para desarrollar o refinar los modelos petrofísicos en formaciones con lito-logías complejas. La precisión mejorada en lo que respecta a la medición de ciertos elementos per-mite a los petrofísicos incluir más minerales en

los modelos de evaluación de formaciones para describir las rocas yacimiento y comprender mejor los ambientes depositacionales. La mine-ralogía correctamente caracterizada se traduce en propiedades de la matriz más precisas y, en consecuencia, cómputos de porosidad y satura-ción de agua también más precisos. Estas venta-jas pueden lograrse en una fracción del tiempo y a una fracción del costo de extracción y análisis de núcleos enteros. Esta información resulta par-ticularmente importante durante las fases de exploración y de desarrollo temprano en las que los datos de núcleos pueden ser escasos o cubrir una zona limitada de un área prospectiva nueva.

Las respuestas fundamentalesLa espectroscopía de fondo de pozo es simple-mente un método utilizado por los petrofísicos para determinar la naturaleza compleja de las rocas yacimiento. Las herramientas de espectros-copía proporcionan mediciones volumétricas pero no pueden determinar la estructura de las rocas. Por ejemplo, la herramienta Litho Scanner puede identificar zonas con pirita, pero no puede determinar cómo se dispersa el mineral. De un modo similar, el porcentaje de arcilla presente en una zona puede ser idéntico al existente en otra,

pero la herramienta no puede determinar la dis-tribución espacial de las partículas de arcilla; es decir definir específicamente si son estructura-les, laminadas o rellenan el espacio poroso. Ciertas preguntas sobre la composición mineral sólo pueden ser respondidas con el análisis de núcleos. Muchas condiciones mineralógicas y litológicas afectan las respuestas de los registros, especialmente las de las herramientas de resisti-vidad y nucleares. En esta era del desarrollo de yacimientos no convencionales, los petrofísicos deben basarse en la integración de múltiples fuen-tes de datos para comprender la composición y la estructura de las rocas.

En tiempos pasados, los modelos simples bas-taban para identificar las zonas productivas de hidrocarburos y cuantificar el potencial de pro-ducción. Los pozos en los que prevalecen las con-diciones simples están siendo más inusuales. Para caracterizar los hidrocarburos presentes en rocas y yacimientos complejos, los petrofísicos tienen ahora más y mejores herramientas y técni-cas a su disposición. Los geólogos y los petrofísi-cos están utilizando estas nuevas herramientas y técnicas para ayudar a los operadores a descubrir y producir más petróleo y gas de extensiones pro-ductivas cada vez más complejas. —TS

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