Evaluac de Yac Carb

7/25/2019 Evaluac de Yac Carb

1/2420 Oilfield Review

Evaluacin de yacimientos carbonatados

Mahmood AkbarBadarinadh VissapragadaAbu Dhabi, EAU

Ali H. AlghamdiSaudi AramcoDhahrn, Arabia Saudita

David AllenMichael HerronRidgefield, Connecticut, EUA

Andrew CarnegieDhruba DuttaJean-Rmy OlesenCentro de Investigacin Conjunto de

Oil & Natural Gas Corporation y Schlumberger

Nueva Delhi, India

R. D. ChourasiyaOil & N atural Gas Corporation, Ltd.

Mumbai, India

Dale LoganDave StiefM idland , Texas, EUA

Richard NetherwoodYakarta, Indonesia

S. Duffy RussellAbu Dhabi Company for I nshore Oil Operations

Abu Dhabi, EAU

Kamlesh SaxenaMumbai, India

Se agradece la colaboracin en la preparacin de este art-culo a Kamal Babour y Robert Dennis, Al-Khobar, ArabiaSaudita; Tim Diggs, Shell International EP, Houston, Texas,EUA; J ack Horkowitz, Sugar Land, Texas; Fikri Kuchuk y

participantes del Primer Foro Anual de Carbonatos de MEA,Dubai, EAU; Chris Lenn, Houston, Texas; T.S. Ramakrishnany Yi-Qiao Song, Ridgefield, Connecticut, EUA; CharlotteSullivan, Universidad de Houston, Texas, EUA; W. BruceWard, Earhworks LLC, Norwalk, Connecticut.BorTex, CMR (herramienta Combinable de ResonanciaMagntica), CNL (Registro de Neutrn Compensado), ECS(Espectrometra de Captura Elemental), ELAN (AnlisisElemental de Registros), FMI (Imgenes Microelctricas deCobertura Total), GeoFrame, Litho-Density (Lito-Densidad),MDT (Probador Modular de la Dinmica de la Formacin),PL Flagship, PS Platform, Q, RockCell, RST (herramienta deControl de Saturacin del Yacimiento), RSTPro, SpectroLithy TDT (Tiempo de Decaimiento Termal) son marcas deSchlumberger.

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

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

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

exploracin inicial hasta las etapas avanzadas de produccin, geocientficos,

petrofsicos e ingenieros trabajan en conjunto para obtener la mayor informacin

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

Los yacimientos carbonatados presentan unaimagen de extremo s. Los yacimientos pueden sercolosales, aunque sus poros pueden sermicroscpicos (pgina siguiente, arriba). La

permeabilidad de la matriz puede ser incon-mensurablemente baja, mientras que los fluidosfluyen como ros a travs de las fracturas. Lastcnicas de evaluacin que tienen xito en losyacimientos de areniscas a veces fallan en losyacimientos carbonatados. Estas variacionescomplican tanto la evaluacin de los yacimientoscomo la recuperacin de los hidrocarburos. Sinembargo, los investigadores estn trabajandopara superar estos problemas, debido a la impor-tancia econmica que reviste la produccin depetrleo de los yacimientos carbonatados, espe-cialmente en los campos gigantes y sper gigan-

tes del M edio Oriente.Los beneficios potenciales son grandes: alre-

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

ejemplos de grupos de investigacin y operacionesde todo el mundo (pgina siguiente, abajo).1 Losmtodos van desde ensayos probados y verificadoshasta ensayos experimentales, y representan un

subconjunto, y no una revisin completa, de las i ni-ciativas en curso. Los resultados de las evaluacio-nes a nivel de pozo juegan un papel signifi cativo enel desarrollo de campos a una escala mayor.Tambin se analiza el efecto de estos resultadosen las iniciativas de investigacin en curso.

Por qu tanta confusincon los carbonatos?Las rocas sedimentari as carbonatadas se diferen-cian de las rocas sedimentarias siliciclsticas devarias maneras. Las rocas siliciclsticas se for-man a medida que los sedimentos son desplaza-

dos, se depositan y litifican, o se compactan ycementan en roca slida. La mayor parte de loscarbonatos se desarrollan a partir de los sedim en-tos biognicos formados por actividad biolgica,como la creacin de arrecifes y la acumulacin derestos de organismos en el fondo marino. Otrostipos se forman a medida que el agua se evaporade las cuencas poco profundas, o como precipita-dos de las aguas marinas. Normal mente, los frag-mentos que componen la mayor parte de loscarbonatos han viajado mucho menos que lossedimentos siliciclsticos.

Las rocas siliciclsticas son predominante-

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

1. Para una introduccin general a la interpretacin de loscarbonatos: Akbar M, Petricola M, Watfa M, Badri M,Charara M, Boyd A, Cassell B, Nurmi R, Delhomme J -P,Grace M, Kenyon B y Roestenburg J : "ClassicInterpretation Problems: Evaluating Carbonates,"Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 38-57.


2/24Primavera de 2001 2

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

60 N

40 N

20 N

0

20 S

40 S

60 SA rr ec if e Ca rb on at o s d e p la ta f or ma co nt i ne nt al Ca rb on at os de ag ua s p ro fu nd as Pr ov in ci a d e c ar bo na to s p et ro lferos

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


3/24

puestos por un grupo m s limitado de m inerales,preferentemente calcita y dolomita. Otros mine-

rales que normalmente estn menos presentesen los carbonatos son el fosfato y la glauconita;

entre los minerales secundarios se incluyen la

anhidrita, el horst eno, el cuarzo, los minerales de

arcilla, la pirita, la anquerita y la siderita.

Estas diferencias dan como resultado siste-

mas de clasificacin completamente diferentespara las rocas clsticas y las carbonatadas. Lasrocas clsticas se distinguen por la composicin yel tamao de los granos, y los carbonatos se dife-rencian por factores como la textura depositacio-

nal, los tipos de grano o de poro, la composicinde la roca, o la diagnesis (derecha).2 La capaci-dad de diferenciar las unidades de flujo actualesde las unidades depositacionales originales es

cada vez ms importante que diferenciar otrosaspectos de la clasificacin, por cuanto el empla-zamiento ptimo del pozo depende de cun biense comprendan las unidades de flujo actuales.

Una vez depositados, los sedimentos pasanpor la diagnesis, es decir, los cambios qu micosy f sicos posdepositacionales que convierten elsedimento en roca slida. La diagnesis de loscarbonatos puede modificar de manera significa-tiva la permeabil idad y el espacio entre los poros.

Los carbonatos son altamente susceptibles a la

disolucin; los granos se pueden disolver paraformar un nuevo espacio entre poros, y la disolu-

cin a lo largo de las fracturas y planos de estra-t i f icacin puede producir grandes cavidades.Normalmente, la diagnesis clstica no implicaun cambio en la mineralog a. Sin embargo, la

diagnesis de los carbonatos generalmenteimplica reemplazar la calcita y la aragonita origi-

nales por la dolomita mineral, un proceso deno-

minado dolomitizacin, que puede mejorar lascaractersticas productoras de hidrocarburos.

Si bien normalmente las rocas cl sticas ycarbonatadas se encuentran sepultadas, compac-

tadas y cementadas, los sedimentos carbonata-

dos contienen importantes cantidades de los

minerales metaestables aragonita y calcita de

magnesio; la calcita en s se disuelve fcilmente yvuelve a precipitar mediante la percolacin de losfluidos alojados en los poros. Por lo tanto, es msprobable que los carbonatos sufran disoluci n,reemplazo mineralgico y recristalizacin. Estosefectos varan segn la temperatura, la qumicade los fluidos de los poros y la presin. Comn-mente, la diagnesis de los carbonatos comienzacon la cementacin marina y el barrenado produ-cidos por los organismos en la interfase sedimen-

to-agua previa al depsito. Contina a travs deldep sito poco profundo con la cementacin, diso-

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

Frente a muestras de ncleos o registros deim genes de rocas carbonatadas, incluso losobservadores ocasionales se dan cuenta de la

enorme variedad de tipos y tamaos de poros, yde la irregular distribucin de stos. En las rocasclsticas, los poros estn predominantementeentre los granos, es decir, son intergranulares, y

est n distribuidos de manera uniforme en toda lamatriz de la roca. Los poros intergranulares tam-

bi n estn presentes en los carbonatos. La poro-sidad intragranular puede ser comn en losgranos de carbonatos como tipo de poro princi-

pal, o se puede desarrollar cuando los granos,

tales como los f ragmentos de conchas, estn par-cialmente disueltos. La porosidad mldica con-serva las formas de los fragmentos de conchas

disueltos u otros componentes. Por lo general,

los carbonatos tienen una variedad mucho mayor

22 Oilfield Review

Lodolita(Mudstone)

Caliza lodosa(Wackstone)

Caliza granular lodosa(Packstone)

Caliza granular(Grainstone)

Biolitita(Boundstone)

Cristalina(Crystalline)

M enos de10% de granos

M s de10% de granos

Estsoportadapor granos

Carece de lodoy estsoportadapor granos

Los componentesoriginalesestaban unidos

Texturadepositacionalno reconocible

Estsoportada por lodo

Contiene lodo, arcilla y carbonatos de tama o de limo fino

Los componentes originales no estaban ligados durante la deposici n

Textura depositacional reconocible

Tipos de poros

Intergranular, Intercristal ino M ldico, Interfsil, Resguardado Cavernoso, Fractura, Fractura ampliadapor disolucin

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

2. Los gelogos han desarrollado muchos esquemas dife-rentes de clasificacin de los carbonatos. Algunos sonesquemas generales, otros son especficos de un yaci-miento, cuenca o regin. Para mayor informacin acercade la clasificacin de los carbonatos, vase:

Embry AF y Klovan J E: "A Late Devonian Reef Tract onNortheastern Nanks Island, N,W,T, Boletn de Geologadel Petrleo Canadiense 19, no. 4 (Diciembre de 1971):730-781.Ham WE (de): Clasificacin de los carbonatos,Asociacin Norteamericana de Gelogos del Petrleo,Memoria 1. Tulsa, Oklahoma, EUA: AAPG, 1962

Lucia FJ : Carbonate Reservoir Characterization, NuevaYork, Nueva York, EUA: Primavera de 1999

3. Las estilolitas son superficies interpenetrantes y sutura-das que se forman durante la diagnesis.

4. Para mayor informacin acerca de la evaluacin de lapermeabilidad para la caracterizacin de yacimientos,

vase: Ayan C, Douglas A y Kuchuk F: "A Revolution inReservoir Characterization," Middle East Well EvaluationReviewno. 16 (1996): 42-55.

Baadaam H, Al-Matroushi S, Young N, Ayan C, MihcakanM y Kuchuk F: "Estimation of Formation Properties UsingMultiprobe Formation Tester in Layered Reservoirs," art-culo de la SPE 49141, presentado en la Conferencia

Tcnica y Exhibicin Anual de la SPE, Nueva Orlens,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.

Kuchuk F: "Interval Pressure Transient Testing with MDTPacker-Probe Module in Horizontal Wells," artculo de laSPE 39523, presentado en la Conferencia y Exposicinde Petrleo y Gas de la India de la SPE, Nueva Delhi,India, Febrero 17-19, 1998.


4/24



10,399

10,400

10,401

10,402

10,403

10,404

10,405

0 100

> Contrastes en rocas carbonatadas del oeste de Texas. Estas imgenes FMImuestran una roca carbonatada continua y relativamente homognea (arriba),y una caliza fracturada, y con cavidades y poros con relleno de lutitas (abajo).

Los datos del registro ECS que se muestran en el Carril 1 indican volmenes decarbonato en azul, de arcilla en marrn y de cuarzo en amarillo.

10,391

10,392

10,393

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10,397

0 100

8. Para ms ejemplos del oeste de Texas, vase: NewberryBM, Grace LM y Stief DD: "Analysis of Carbonate DualPorosity Systems from Borehole Electrical Images," art-culo de la SPE 35158, presentado en la Conferenciasobre Recuperacin de Gas y Petrleo de la cuencaPrmica, Midland, Texas, EUA, M arzo 27-29, 1996.

10. Logan D, Strubberg C y Conner J : "New ProductionLogging Sensors Revolutionize Water/CO2 Conformancein the Pumping Wells of West Texas," artculo de la SPE59716, presentado en la Conferencia sobre laRecuperacin de Petrleo y Gas de la cuenca Prmica,Midland, Texas, EUA, Marzo 21-23, 2000. Este artculotambin analiza el uso de los registros del Tiempo deDecaimiento Termal (TDT) con la sonda PS Platform paraevaluar la inundacin de dixido de carbono.

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



determinar las facies depositacionales. Antes de

la formacin de la acumulacin de carbonatos,grandes masas de lutitas fueron depositadas en

un ambiente mar ino de baja energ a.Posteriormente se fueron depositando lutitas

laminadas y areniscas de estratificaciones cruza-das a medida que el agua se hizo menos profunda

y aumentla energa depositacional . La sucesinprogradante del frente de arrecife se produjo por

acumulaciones menores que coalescieron para

formar una gran plataforma carbonatada.

Finalmente, el nivel relativo del mar aument rpidamente y sumergi los sedimentos (abajo).

Se esperaba que el prospecto pudiera conte-

ner gas biognico. Sin embargo, un estudio m sdetall ado de los registros e imgenes de pared depozo mostrque, en forma casi continua, se for-maron carbonatos de calidad de yacimiento, en

ausencia de rocas sello int ernas. Los sellos supe-

riores del yacimiento se depositaron mucho des-

pus de la generacin del gas, de modo que el

gas biognico que se gener, no quedatrapado.Como resultado, la compaa decidi no realizarms estudios y pudo dirigir sus recursos en otrasdirecciones. De todos modos, este ejemplo

resalta la utilidad de integrar todos los datos dis-

ponibles para desarrollar modelos geolgicos tri-dimensionales razonables de yacimientos en una

temprana etapa del proceso de exploracin.

Evaluacin de carbonatosen el oeste de Texas, EUA

En contraste con el ejemplo anterior de la etapa

de exploracin, la Cuenca Prmica del oeste de

Texas, EUA, es f amosa por sus vastos yacimient oscarbonatados, en muchos de los cuales hoy se

est n desarrollando proyectos de recuperacinsecundaria y terciaria. Los modernos m todos ylas nuevas tecnologas mejoran en gran medida laproduccin, al permitir que los int rpretes com-prendan mejor la manera en que la he-

terogeneidad de los yacimientos influye en elrendimiento de los pozos y al facilitarles la identi-

ficacin de las zonas que contribuyen al flujo.8

Quizlos mayores aportes provengan de los regis-tros de resonancia magntica nuclear (RM N), lasim genes de pared de pozo y los registros deproduccin.

Al util izar la herramienta Combinable de

Resonancia Magntica CMR en las formacionescarbonatadas, los ingenieros del oeste de Texas

ajustan los parmetros de adquisicin para com-pensar los mayores tiem pos de polarizacin que im-plican las formaciones clsticas.9 Las velocidadeshabituales de adquisicin de registros CM R en estaregin son de 90 a 140 pies/hr [30 a 40 m/hr], en

contraste con las velocidades de 300 pies/hr [100

m/hr] para las rocas clsticas. Los mayores valo-res de corte para T2, ms de tres veces que losvalores de corte de T2 utili zados en las areniscas,

se determinaron a partir de medi ciones de labora-

torio efectuadas sobre ncleos y son aplicados alos campos especficos por los intrpretes locales.Estos pasos mejoran la m edicin de la porosidad,la permeabilidad y la saturacin de fluidos en lasrocas cuyos tamaos de poros, formas y conexio-nes de gargantas de poro varan mucho ms queen la mayora de las rocas clsticas.

Adems de ajustar los parmetros de adquisi-cin de registros, el uso de diferentes conjuntosde registros permite una interpretaci n ms rea-lista de los yacimientos carbonatados. En las for-

maciones de dolomita del oeste de Texas, el alto

contenido de yeso produce una sobreestimacinde la porosidad cuando se uti lizan las grfi cas deinterrelaci n (crossplots) estndares. La integra-cin de los resultados de los registros de Neutr n

Compensado CNL, Lito-Densidad y CMR propor-ciona mejores estimaciones de la porosidad y la

permeabilidad. Si no hay datos de ncleos dispo-nibles, que es lo ms frecuente, la combinacinde estos registros con la sonda de Espectrometr ade Captura Elemental ECS, tam bin puede ayudara cuantificar la mineraloga para obtener unaporosidad ms precisa. La adicin de un registrode imgenes de pared de pozo, tal como el de laherramienta FMI, permit e una mayor compren-

sin del tipo de porosidad, particularmente lascavidades, que por lo general est n distribuidasde manera irregular en los yacimientos carbona-

tados (pgina anterior).

Debido a la madurez y econom a marginal dealgunos campos del oeste de Texas, los operado

res deben reducir al m nimo los costos de adquisicin de datos. Puesto que el costo de cortancleos puede ser mayor que el costo de unregistro operado a cable, los int rpretes han calibrado los registros con los ncleos existentepara asegurarse de que las interpretaciones sean

coherentes, generando confianza en las interpretaciones de los registros cuando no se dispone

de datos de ncleos. Esto es particularmenteimportante cuando se evala la permeabilidad delos yacimient os bajo recuperacin secundaria poinyeccin de agua. La capacidad de disti nguir laszonas de alta permeabili dad permite que los ope

radores sellen las zonas invadidas y mejoren e

desplazamiento en l as zonas no barridas.

Algunas de las soluciones especficas en eoeste de Texas son la adquisicin de registros deproducci n por debajo de las bombas elctricasumergibles.10 En un campo, los ingenieros de

Schlumberger y una compaa operadora pudieron evaluar la entrada de fluidos en distintazonas de varios pozos, al adaptar la Plataform a de

Servicios de Produccin (PS Plat form ) para ser utilizada debajo de la bomba. Encima y debajo de la

bomba, se instalaron placas G construidas es

pecialmente para guiar los cables de las

herramientas de registros y los de l a bomba, con

el objeto de impedir que se enredaran alrededo

de la tubera y evitar el empleo de un conjuntomodificado de boca de pozo.

Relleno negro lacustre

Facies de arrecife resistentes a las olas

Parte posterior del arrecife formada por dep sitos de tormentas y de talud

M 1

M 3

SO N E

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


7/24



Las investigaciones realizadas en dos campos

gigantes, el campo Bombay High en la s costas de

la India y un campo del Medio Oriente, indican

que la variedad de tipos de roca y la heterogenei-

dad en un determinado yacimiento carbonatado

se prestan para reali zar evaluaciones especficasde cada formacin, particularmente en los casosde alteracin diagentica extrema. Ambos estu-dios, terminados en el ao 2000, utili zan tcnicasque van desde el anl isis petrof sico y petrogr-fico convencional hasta la primera aplicacin deun nuevo mtodo de RM N de laboratorio, deno-minado decaimiento debido a la difusin en elcampo interno (DDIF, por sus siglas en Ingls).

Estudio de Bombay High El campo giganteBombay High, situado en la costa oeste de la In-

dia, cubre cerca de 1200 km2 [463 millas cuadra-

das] y tiene ms de 600 pozos de desarrollo.Descubierto en 1974 por Oil & Natural Gas Cor-

poration, Ltd. (ONGC), el campo comenz a pro-ducir en 1976. La principal zona de explotacin esla caliza L-III del Mi oceno, un yacimiento con tres

capas con hidrocarburos separadas por lutita,caliza rica en arcilla y caliza dura. Las capas no

son continuas y tienen escasa comunicacinvertical. En abril del ao 2000, el campo produca

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

pc] de gas natural, y actualmente esten su fasemadura. Se ha preparado un plan de redesarrollo

para mejorar la recuperacin.ONGC decidi tratar de comprender mejor la

petrof sica del yacimiento para controlar la irrup-cin de agua en las capas heterogneas carbo-natadas, las cuales han sido invadidas por agua

desde 1984.12 Por lo general, el yacimiento

principal no estfracturado, de modo que ONGCsospech que algunas zonas de alta permeabili-dad estaban contribuyendo a la irrupcin deagua. Por lo tanto, el reto era desarrollar un

mtodo coherente de interpretacin de registrosque permitiera identificar estas zonas de altapermeabilidad. Para el estudio de Bombay High,

se evaluaron, junto con los registros, 61 mues-

tras de ncleos del pozo N5-9.Estudio del M edio Oriente Los cient ficos e

ingenieros de una compaa operadora del M edioOriente y SDR evaluaron las complejidades de un

campo gigante de gas que produce de carbonatosprol ficos. Los registros de pozos y 80 muestras dencleo de un pozo forman el m arco para una inter-pretacin integrada.

Los investigadores aplicaron una metodol ogaanal tica muy similar para ambos casos. Al comienzo, ambos operadores pensaron que el vo

lumen de arcilla (Varcilla) sera el problema claveque tendran que solucionar los estudios. Lacuantificacin precisa de la abundancia de minerales de arcilla es esencial para realizar c lculosprecisos de porosidad y saturacin, lo que a suvez influye en las estimaciones de las reservas.

El anlisis cuantitativo mineralgico y qumicode las muestras de ncleo realizado en SDRmejorel anlisis petrof sico de los yacimientosLa mineraloga se evalua travs de una tcnicaque util iza transformadas de Fourier de los espec

tros infrarrojos (FT-IR, por sus siglas en Inglsque relaciona los espectros de absorbencia de

rayos infrarrojos con 50 estndares de mineralesde silicatos, carbonatos, arcillas y otras familias

de minerales.13 Entre los anlisis qumicos seincluyeron la fluorescencia de rayos X, la activacin de neutrones y la espectrometra de masaacoplada por induccin. Todos estos resultados se

integraron con los datos de los registros de pozosUn importante resultado del anl isis de losncleos fue que los registros de rayos gammasolos, habran indicado un contenido de arcillaincorrecto en ambos yacimientos (izquierda). Po

lo tanto, para la caracterizaci n de futuros yacimientos, es fundamental desarrollar un m todoque determine en forma precisa la mineralogaprescindiendo del anlisis de los ncleos.

Arcillatotal,%

enpeso

10 0

80

60

40

20

0

10 0

80

60

40

20

00 50 100 150

Rayos gamma, API

Arcillatotal,%

enpeso

10 0

80

60

40

20

00 100 200 300

Rayos gamma, API

0 5 10 15

Aluminio, % en peso

10 0

80

60

40

20

00 5 10 15

Aluminio, % en peso

11. Ramakrishnan TS, Rabaute A, Fordham EJ ,Ramamoorthy R, Herron M, Matteson A, Raghuraman B,Mahdi A, Akbar M y Kuchuk F: "A Petrophysical andPetrographic Study of Carbonate Cores from the

Thamama Formation," artculo de la SPE 49502, presen-

tado en la Octava Exposicin y ConferenciaInternacional del Petrleo de Abu Dhabi, EAU, Octubre11-14, 1998.

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

13. Herron MM, Matteson A y Gustavson G: "Dual-range FT-IR Mineralogy and the Analysis of SedimentaryFormations," artculo 9729 presentado en la Conferenciade la Sociedad de Analistas de Ncleos de 1997,Calgary, Alberta, Canad, Septiembre 7-10, 1997.

Matteson A y Herron MM: "Quantitative Mineral Analysiby Fourier Transform Infrared Spectroscopy," artculo9308 presentado en la Conferencia de la Sociedad deAnalistas de Ncleos de 1993, Houston, Texas, EUA,

Agosto 9-11, 1993.

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


9/24

La herramienta de regi stros ECS permite unaestimacin precisa de la mineralog a, de la con-centracin de arcilla y de la lit ologa, y tambinse puede utilizar para evaluar la porosidad total

y efectiva, y el tipo de hidrocarburo.14 La herra-

mienta ECS utiliza un espectrmetro para medirlas concentraciones de algunos elementos cal-cio, sil icio, sulfuro, hierro, t itanio, gadolinio,

sodio y magnesio que reflejan las concentracio-nes de ciertos minerales en la formacin. Losdatos se pueden analizar para determinar la

mineraloga en trminos de arena, arcilla, evapo-rita y minerales carbonatados, mediante el proce-

samiento SpectroLith. En ambos casos, los

resultados del registro ECS procesados por

28 Oilfield Review

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

XX400

0 50Carbonato, %

100 0 50Anhidrita, %

100 0 50Arcil la, %

100 0 50Arena, %

100

0 50Carbonato, %

100 0 50Arcil la, %

100 0 50Pirita, %

100 0 50Arena, %

100

XX500

XX600

XX700

XX800

Profundidad

,pies

XX900

XX000

XX100

XX200

1340

1360

1380

Profundidad

,m

1400

1440

1460

1420

SpectroLith proveen un cuadro ms realista de lamineraloga, como lo confi rma el an l isis minera-lgico de los ncleos (arriba).

Otro objet ivo clave de estos estudios

integrados es la identificacin y comprensin delos distintos tipos de poros, incluidos los mi-

croporos, mesoporos y macroporos, y el efecto

que su distribucin tiene en la produccin



1

2

3

4

> La comprensin de la distribucin de micro, meso y macroporos, es un objetivo clave de los estudiosintegrados de yacimientos. Las fotomicrografas e imgenes del microscopio de barrido electrnico

(SEM, por sus siglas en Ingls) de secciones delgadas carbonatadas de Bombay High ilustran los trestipos de poros. La vista ampliada de la seccin delgada (arriba) muestra las ubicaciones de las imge-nes SEM numeradas. Se inyect epxico azul a la muestra para destacar la porosidad. Las imgenesSEM incluyen escalas de barras de 400 micrones, excepto por la de 25 micrones que se muestra en laimagen inferior derecha. La imagen SEM de la Posicin 1(fila media, izquierda) revela un macroporonegro en la parte inferior izquierda y meso y microporos en la regin gris oscura. La imagen SEM de laPosicin 4 (fila media, centro) muestra mesoporos. La siguiente imagen (fila media, derecha) incluye laparte inferior izquierda de la Posicin 1, como se ve por el macroporo rodeado de cristales de calcitaeuedral; cristales cuyo crecimiento no se ha visto limitado por granos adyacentes. La imagen inferiorizquierda incluye la parte superior derecha de la Posicin 3, pero muestra lixiviacin alrededor delborde del macroporo oscuro, y los microporos apenas son visibles como puntos oscuros. La imageninferior derecha es una ampliacin que muestra detalles del sistema de microporos en la Posicin 3.

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

J unio 4-7, 2000, artculo J J .

(arriba). Los microporos, con dimetros de menosde 0.5 micrones en la garganta del poro, normal-

mente contienen agua que en gran medida es

irreductible y escaso hidrocarburo. Los mesopo-

ros, con dimetros de ent re 0.5 y 5 micrones en lagarganta del poro, contienen importantes canti-

dades de petrleo y gas. Los macroporos, con

gargantas que miden ms de 5 micrones de di-metro, son responsables de las altas tasas de

produccin de muchos yacimientos carbo-natados, pero a menudo son las vas para unatemprana ir rupcin de agua, dejandoconsiderables cantidades de gas y petr leodetrs de los mesoporos. Los registros de RM N


11/24

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

Las herramientas de registros de RMN, tales

como la herramienta CM R, util izan grandes imanes

para polarizar fuertemente los ncleos de hidr-geno presentes en el agua y en los hidrocarburos,

a medida que se difunden por el espacio poroso de

las rocas. Cuando se retira el imn, los ncleos dehidrgeno se relajan. El tiempo de relaj acin trans-versal, T2, depende de la distribucin del tamaode los poros: por lo general, los poros ms grandestienen tiempos de relajacin transversal ms pro-longados. El asfalto y los aceites viscosos se rela-

jan ms rpidamente que el aceite liviano o elagua. Las variaciones en el tiempo de relajacin

30 Oilfield Review

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

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

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

0.0010.0000

0.0020

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6.0

7.0

Amplitud

Distribucinp/iny.

demercurio

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

Distribucinp/iny.

demercurio

Amplitud

8.0

0.00010.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

0.001 0.01 0.1 1 10 100

Tiempo de relajacin transversal T2, seg Tiempo de relajacin transversal T

2, seg

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



Las imgenes SEM ayudaron a explicar laausencia de acoplamiento difusivo en amboscasos (derecha). De este modo, en ambas forma-ciones la forma de la distribucin de T2 es simi-lar a la distribucin del tamao de los porosdeterminada mediante la inyeccin de mercurio ypor el mt odo DDIF. Se aplic el anl isis conven-cional de RM N basado en T2, que se detalla msadelante, para determinar tanto las distribucio-nes del tamao de los poros como la permeabili-dad. Un importante resultado de los estudios fue

el clculo ms realista de la permeabilidad conlos registros de CMR.17

En el campo Bombay High, los datos de CMRconfirmaron una permeabili dad por lo general ba-ja , co n num ero sos ca na les de a lt a perme abil idaden las zonas de macroporos lixiviadas. La trans-formacin de Timur-Coates, que utiliza la porosi-dad total y la relacin entre el volumen de fluidolibre y el volumen de fluido adherido para calcu-lar la permeabilidad, se seleccion para determi-nar la permeabili dad utili zando datos de CM R, yaque tal transformacin establece correctamentelas particiones de l a red de poros que se encuen-

tran en estas cali zas macroporosas lixiviadas. Seagregaron los datos del registro FMI debido aque los canales de alta permeabilidad son muy

Anlisis del tamao de los poros por DDIF;segn la distribucin de T2 de RMN, y mediante linyeccin de mercurio. En la fila superior, losespectros de DDIF (rojo) se utilizan para determi-nar si la distribucin de T2 de RMN (azul) reflejaverdaderamente la distribucin del tamao de loporos mediante la comparacin de los dos espectros. El eje horizontal de las distribuciones de T2sido multiplicado por 100 para facilitar la superposicin. Para estas tres muestras la correspondencia es excelente. Las primeras dos muestras sondolomas granulares (dolo-grainstones); la terce

es una dolomita sucrsica. Las grficas inferiorecomparan las distribuciones obtenidas por inyeccin de mercurio (azul) con las distribuciones deDDIF (rojo). Los porosmetros de mercurio utilizainyeccin de mercurio para determinar las presiones capilares del espacio poroso conectado. Lasgrficas obtenidas a partir de estos datos se intepretan como los tamaos de las gargantas de losporos. Por otra parte, el mtodo DDIF mide lasaberturas de los poros, incluidos los cuerpos y lagargantas de los poros. La superposicin de losdos resultados revela la conectividad en la red dporos. Para la doloma sucrsica (derecha) lasuperposicin revela una red que consiste encuerpos porosos con un dimetro de 20 micronesconectados por gargantas de 1 a 2 micrones. Pa

las dos rocas granulares, el tamao del cuerpo dporo es mayor y cubre un rango ms amplio. stacomparten una red de gargantas de poro con undimetro de 2 micrones; sin embargo, la segundamuestra (centro) presenta un sistema bimodal couna red muy fina de gargantas de poro condimetros de 0.1 micrn.

> Imagen SEM que muestra un macroporo (granrea oscura en la parte inferior izquierda) den-tro de la roca granular (grainstone) peloidal(rea gris). Los microporos aparecen comopequeas zonas manchadas en los peloides. Uncemento con forma de V invertida separa el

poro intergranular de los microporos y produceuna respuesta a la RMN distintiva, puesto que elcemento impide el acoplamiento difusivo. Labarra mide 50 micrones.

0

0.1

0.2

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0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000

1 10 100 1000

0

0.1

0.2

Distribucin

Distribucin

Dimetro de poro, mi crones y T2modificado, mseg

Dimetro de poro, micrones

DDIF

T2

DDIF

T2

DDIF

T2

DDIF

Mercurio

DDIF

Mercurio

DDIF

Mercurio

transversal producen una distribucin de T2, a par-tir de la cual se interpretan los componentes de los

fluidos y los tamaos de los poros.La capacidad de clasificar los poros en las

tres categoras de tamao utilizando datos deRMN fue un importante avance derivado de los

estudios. Este xito se debi al descubrimientode que, en contraste con las primeras rocas car-

bonatadas estudiadas, las distribuciones de T2t ienen una util idad directa para la interpretacin,puesto que el acoplamiento difusivo no es un

problema. El acoplamiento difusivo es causadopor el movimiento giratorio de los protones entre

los micro y los macroporos durante la medicin,lo que desvanece la distribucin de T2.15

Una nueva tcnica desarrollada en SDR per-mite la resolucin de los tres tamaos comunesde poros utilizando los espectros cuantificadospor tamao, y no por tiempo de relajacin trans-versal. El nuevo mtodo, DDIF, proporciona unadistribuci n cuantitativa del tamao de los porosparticularmente poderosa en el caso de los car-

bonatos.16 El mtodo DDIF es una t cnica demedicin de laboratorio que posee su propio pro-cesamiento y se diferencia claramente de la dis-tribucin de T2 de RMN convencional. Los nuevosconocimient os provistos por los estudios de DDIF

indican que las distribucione s de T2 convenciona-

les se asemej an a l as distri buciones de DDIF.

Esto confi rma que no hay acoplamiento difusivo,de modo que las distribuciones de T2 son vl idaspara distinguir tamaos de poros (arriba).

>


13/24

importantes para la produccin y a que la sealde hidrocarburos oculta los macroporos en los

registros de CM R, (abajo).

La ecuacin de SDR, que relaciona la permea-bilidad con la media logartmica de T2 y la porosi-dad total , se ut i l iz para determinar lapermeabilidad a partir de los datos del registro

CMR para el pozo del M edio Oriente. En las dolo-

mas (dolostones), se efectuaron esti maciones depermeabilidad ms realistas, utilizando los valo-res de T2 de RM N obtenidos de los registros y del

ncleo, en lugar de utilizar s lo una relacin en-tre porosidad y permeabilidad. Las estimaciones

de la permeabili dad en las calizas, que tenan sis-temas de poros ms variables que las dolom as,tambin mejoraron, aunque no de manera tanradical. Los clculos de permeabilidad ms preci-sos se obtuvieron utilizando un factor de correc-

cin basado en la sensibilidad a la temperaturade los valores de T2 de RM N en cada formacin.

En este pozo, se util izaron tres valores distin -

tos de corte de T2 de RMN, lo que permiti que

los registros de RM N se emplearan para deter-minar la mi cro, meso y macroposidad. La relacinentre los valores de T2 de RM N y el dimetro dela garganta del poro, determinada mediante la

inyeccin de mercurio (T2 de RM N/ garganta) en22 muestras, tambin arrojtres clases especfi -cas de T2 de RM N/ garganta que corresponden a

las clases de composicin de las rocas observa-das en el anlisis de las secciones delgadas.

La capacidad de prediccin de la permeabili-dad optimiza el emplazamiento y la produccin d elos pozos, particularmente en los pozos direccio-

nales o de alcance extendido. La capacidad de

distinguir los tipos de poros permite la termina-

cin exitosa de las zonas que pueden producirhidrocarburos. El mtodo tambin les ayuda a losingenieros a predecir las capas propensas a las

irrupciones tempranas de agua.

La integracin de los regist ros de ECS y CM Rcon los conjuntos de registros y datos de ncleosconvencionales, dio lugar a interpretaciones msrigurosas de las texturas de los carbonatos del

M edio Oriente y Bombay High y a los historiales

diagenticos realizados hasta la fecha. Y lo quees ms importante, los estudios conjuntosdetallados proporcionan un mejor marco para los

permanentes problemas de interpretacin enambas regiones. Los grupos de estudio recomien-

dan que l os nuevos pozos se evalen de manerasimilar a como se hizo con los pozos de ambos

estudios. El conjunto de registros ptimo incluyelos regi stros de CM R y ECS, adem s de losregistros rutinarios de resistividad, rayos

gamma, densidad y neutrn.La confianza en la interpretacin de registros

seguir aumentando a medida que se eval enms pozos en estos campos y en otros camposque produzcan de formaciones similares. Para la

caracterizacin y simulacin de yacimientos encurso, es fundamental una m ayor confianza en lainterpretaci n de pozos individuales, puesto quela adquisicin de muestras de ncleos de todoslos pozos no es econmicamente viable. Los es-tudios integrados de registros y ncleos arrojanimportantes datos de referencia para el an l isisde pozos de campo que carecen de ncleos.

32 Oilfield Review

m3/ m 3

m3/ m3

BFV.3_le

m

M D1:240

1355

1360

1365

1370

1375

1380

1385

1390

1395

Porosidad tot alAgua

movible0.5 0 mseg0.3 3500 mD

Permeabi lidad Imagen FM I

1 1000 Resistiva Conductiva

m3/ m 3

Porosidad ef ectiva

0.5 0

1 0

mD

Minipermemetro

1 1000

mD1 1000

m3/ m 3

Cavidad %

0.5 0

0 120 240 360

m 3/ m3

Dist. de T2de CM R

0 29

m3/ m3

An l isisvolumtrico

0 1 m3/ m3 00.5

m3/ m3 00.5

Hg macro

Perm. de ncl eo Perm . de nc le o Es ca la h or izo nt al :1:14.835

Orientacin norte

Dist. de T2de CM R

Corte de T2

0 29

Agua ligadaa las arcil las

M acroporosidad

M esoporosidad

Microporosidad

Aguairreductible

Arcil la

Agualigada

FM I macro

Comparacin de datos de ncleos y registrosde pozos en la formacin L-II I para la identifica-cin de canales de alta permeabilidad. La litologadel primer carrilarcilla, cuarzo, calcita y dolo-

mitase computa utilizando el software de anli-sis ELAN con los datos de ECS como datos clavede entrada. Los fluidos se reportan como petrleoque no ha sido desplazado por la invasin (verde),petrleo que ha sido desplazado (naranja), aguairreductible contenida en microporos (azul conpuntos negros) y agua movible (blanco). Los datosde RMN ayudan a distinguir entre agua irreducti-ble y movible. El segundo carril muestra la porosi-dad desglosada en porosidad de agua ligada a lasarcillas a partir de datos de ECS, microporosidada partir de datos de CMR y meso y macroporos apartir de registros de CMR y FMI. El tercer carrilcontiene las distribuciones de T2 del registroCMR. La curva de permeabilidad en azul slidodel Carril 4 se calcula a partir de los volmenes

computados por el procesamiento ELAN. Los pun-tos celestes representan la permeabilidad medidaen muestras de ncleo. La lnea negra es la per-meabilidad medida con muestreos de 1 cm efec-tuados sobre una cara del ncleo laminado utili-zando un minipermemetro. La macroporosidadcomputada a partir de los datos del registro FMI(que se muestra en el Carril 6) se indica en rojo enel Carril 5. Los puntos celestes indican macropo-rosidad determinada por inyeccin de mercurioen muestras de ncleos. La lnea negra repre-senta porosidad de cavidades, medida en la caradel ncleo laminado.

>



Ambos estudios dieron lugar a una estrecha

colaboracin entre el personal de investigacin yel de operaciones, lo que fortalecilas relacionesde trabajo y hace ms probable la investigacinfutura conjunta. La mejor comprensin de losyacimientos gracias a las iniciativas de los

grupos de investigacin se puede aplicar deinmediat o a las operaciones. Sobre la base de los

resultados de las investigaciones, es posible

adaptar las herramientas desarrolladas para los

yacimientos de petr leo con el f in de serutil izadas en la evaluacin de rocas quecontienen gas.

Es posible aplicar algunos resultados de los

estudios de casos de SDR a los estudios de los

yacimientos clsticos, ya que hay analogas entrelos carbonatos y ciertos yacimientos clsticos.Por ejemplo, un trabajo en ejecuci n sobreareniscas confi rma la presencia de microporosasociados con arcilla cubiertas de granos y

granos parcialmente di sueltos. Es evidente que el

personal de investigacin y los grupos de

operaciones pueden beneficiarse al compartir losresultados no confidenciales de su trabajo.Los estudios en curso en el yacimiento del

M edio Oriente descrito en este art culo, incluyenla generacin de imgenes ssmicas con elsistema del sensor Q para caracterizar de mejor

manera el yacimiento y optimizar los objetivos de

perforacin.Entre los beneficios del estudio de Bombay

High se incluyen una mejor comprensin de laformacin L-III, especialmente de la hete-rogeneidad y de sus efectos en la transmisibili-

dad de los fluidos; el desarrollo de un riguroso

enfoque petrof sico; y la evaluacin de la factibi-lidad de aplicacin de la nueva metodolog a aconjuntos de datos ms antiguos y de menoralcance. ONGC ha reconocido la importancia de

los datos de ECS y CMR para la est imacin delvolumen de arcilla. Estos resultados se incorpo-

rarn a futuras estrategias de produccin.

Evaluacin integrada de carbonatosen el Centro de Investigacin Conjuntode ONGC y SchlumbergerLos yacimientos carbonatados plantean impor-

tantes retos de interpretacin a los cient fi cos eingenieros que trabajan en el Centro deInvestigacin Conjunto (JRC, por sus siglas enIngls), un esfuerzo conjunto de Oil and NaturalGas Corporation, Ltd. (ONGC) y Schlumberger. El

JRC, ubicado en Nueva Delhi, se cre en ladcada de 1980 para investigar los problem as deevaluacin de formaciones, descripcin de yaci-mientos, produccin y terminacin de pozos, ascomo tambin problemas de monitoreo de yaci-mientos experimentados por ONGC, y para

encontrar soluciones a dichos problemas. Hay

varios yacimientos carbonatados dignos de men-

cin en las costas de Mumbai, India, incluido elcampo Neelam, que el personal de JRC ha estu-

diado desde su descubrimiento y puesta en pro-

duccin en 1990.En el J RC, las evaluaciones petrof sicas, geo-

f sicas y geolgicas de los yacimientos carbona-tados proporcionan la base para una solucinintegrada de yacimientos. El objetivo final esmaximizar la recuperacin de petrleo y la efi -ciencia en la produccin, mediante la compren-sin y el modelado del yacimiento. Este enfoquetambin minimiza la cantidad de intervencionesde pozos y la cantidad de pozos requeridos, de

modo que se exploten todos los reservorios que

sean comercialmente viables. M ediante la crea-

cin de un modelo de simulacin numrica delcampo, los geocient fi cos e ingenieros puedenextrapolar el comportamiento del campo a lo

largo del tiempo y evaluar posibles escenarios,

tales como la manera en que un determinado

programa de intervenciones podra afectar el ren-dimiento y la produccin del campo, o si el noperforar ciertos pozos de desarrollo pudiese dejar

compartimentos de hidrocarburos no explotados.

En el caso de un campo maduro como el

campo Neelam, la primera fase de la creaci n d eun modelo de simulacin es su calibracin parareproducir el comportamiento hist rico del yaci-miento; conocido como ajuste hist rico. Puestoque esta etapa condiciona el modelo del yaci-

miento a los datos dinmicos, como las tasas deproduccin de los pozos y los cambios en las pre-siones y saturaciones, una vez logrado el ajuste

histrico, el modelo se convierte en una descrip-cin mucho ms representativa del yacimientoque el modelo estt ico.

Para modelar correctamente el comporta-

miento de los flujos en los yacimientos carbona-tados, es esencial entender el perf i l de

permeabilidad. Los datos de registros est nda-res registros de densidad, neutrn, snicos,rayos gamma, SP y resistividad cuando sonevaluados con mtodos convencionales, condemasiada frecuencia indican un yacimiento

homogneo. Las variaciones de la porosidad noson un indicador confiable de las variaciones dela permeabilidad, ya que los cambios en la tex-tura de los carbonatos influyen en la permeabili-dad mucho ms de lo que los cambios en laporosidad afectan la permeabilidad. El tan tradi-

cional mtodo de utilizar datos de ncleos paraderivar una relacin porosidad-permeabilidadasociada con un yacimiento especf ico, fallacuando vara la textura de la roca del yacimiento.Aunque la tcnica es bsicamente correcta, deberealizarse en forma separada para cada tipo o

textura de roca carbonatada. De hecho, estudios

anteriores realizados en el campo Neelam han

demostrado que la permeabilidad aumentaba a

medida que la porosidad disminua, una conclusin que para los petrof sicos es dif cil de conciliar con sus interpretaciones.

M uchos yacimientos carbonatados contienen

capas localizadas o extendidas de roca soportada

por lodo, en que la permeabilidad se reduce no

tablemente, pero las barreras completas a la mi

gracin de fluidos verticales son raras. Durantelos millones de aos de evolucin de los yacimientos, los fluidos se han segregado, crendoseuna zona de agua en la parte inf erior, una zona en

transicin donde los volmenes de agua y petrleo se pueden desplazar y una zona de petr leoen la parte superior, donde el agua est completamente ligada a los capilares y slo el petrleose puede desplazar. Las presiones tambi n seequilibran en el yacimiento durante este per odo

Slo mediante una rigurosa inspeccin de losdatos de ncleos, o a travs de una evaluacin

innovadora de los registros de imgenes depared de pozo o de RM N, se puede distinguir latextura de los yacimientos carbonatados como

zonas especf icas con grados variables desoporte de lodo en los granos de carbonatos y

propiedades de transmisibilidad de los fluidos. Lacaliza granular (grainstone), a menudo la menos

porosa, generalmente ofrece la mayor permeabi

lidad de entre los t ipos de rocas carbonatadas. A

medida que aumenta el contenido de lodo

cre ndose como consecuencia caliza granulalodosa (packstone) o caliza lodosa (wackstone)

por lo general aumenta la porosidad total , pero la

permeabilidad es quizs de 10 a 100 vecesmenor que en la caliza granular, debido a la cre-

ciente importancia de la microporosidad en los

lodos asociados.

Estas dif erencias de textura no crean necesa

riament e verdaderas barreras al flujo de fluidos alo largo del t iempo geolgico. Sin embargocuando los fluidos del yacimiento son sometidosa una extraccin "instantnea" de la formacin por ejemplo, la produccin durante unos 5a 20 aos, en contraposicin con los millones deaos que fueron necesarios para que se formarael yacimiento los pulsos de presin resultantescrean unidades de flujo diferentes dentro deyacimient o, separadas por zonas con una significativa disminucin de la permeabilidad. En consecuencia, se suelen crear grandes diferencias

de presin entre las unidades de flujo y se produce una completa interrupcin de la suave transicin de agua a petr leo a medida quedisminuye la prof undidad. Los frentes de agua se

propagan lateralmente, a cualquier profundidad

hacia las secciones ms permeables.


15/24

Para complicar an ms las cosas, con fre-cuencia, la permeabilidad de un yacimiento carbo-

natado se ve profundamente afectada por los

fenmenos tectnicos y diagenticos. Por ejem-plo, las capas de permeabilidad extremadamente

alta, llamadas capas "sper k", por lo general seproducen a partir de la alteracin diagentica. La

mayor parte de los datos disponibles en el yaci-miento Neelam sugieren que las capas sper khan sido creadas por disolucin y lixiviacin de lacomposicin de la roca por agua metericadurante perodos de bajo nivel del mar, cuando loscarbonatos estaban expuestos al agua atmosf -rica en la superficie de la Tierra.

La disponibilidad de una descripcin precisade la permeabilidad, acelera de manera impor-

tante el proceso de ajuste de la historia de pro-

duccin y mejora signif icat ivamente lacon fiabilidad de las predicciones del modeloajustado histricamente. Debido a que el ajustehistrico es un proceso complejo que involucramltiples variables, a veces se puede lograr loque aparenta ser un ajuste satisfactorio de los

datos histricos con un modelo inexacto de ladistribuci n de la permeabilidad del yacimiento.En este caso, el modelo proporcionarprediccio-nes imprecisas. Slo mediante una adecuadadeterminacin de la distribucin de la permeabi-lidad de un yacimiento es posible crear un

modelo de simulacin realista y t i l .18

34 Oilfield Review

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

19. Ramakrishnan et al, referencia 11.

20. Olesen J R, Dutta D y Sundaram KM: "CarbonateReservoirs Evaluation with Advanced Well-Log Data,"presentado en la Cuarta Conferencia y ExposicinInternacional del Petrleo, Nueva Delhi, India, Enero 9-12, 2001 y tambin extracto ampliado presentado en laConferencia y Exposicin Internacional de la AAPG, Bali,

Indonesia, Octubre 15-18, 2000.21. Los ooides son pequeos granos redondos de capas

carbonatadas de calcio alrededor de un ncleo dearena. Los moldes oolticos son los orificios esfricosque permanecen cuando los ooides se disuelven.

22. Brie A, J ohnson DL y Nurmi RD: "Effects of SphericalPores on Sonic and Resistivity Measurements,"Compendio del vigsimo-sexto simposio anual de regis-tros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, J unio 17-20, 1985,artculo W.

Kuster GT y Toksz M: "Velocity and Attenuation ofSeismic Waves in Two-Phase Media: Part I, TheoreticalFormulations, Part II, Experimental Results,"Geophysics39, no. 5 (Octubre de 1974): 587-618.

23. Maxwell-Garnett J C: "Colours in Metal Glasses and inMetallic films," Compendios Filosficos de la SociedadReal de Londres203 (1904): 385.Sen PN, Scala C y Cohen MH: "A Self- Similar Model for

Sedimentary Rocks with Application to the DielectricConstant of Fused Glass Beads,"Geophysics 46, no. 5(Mayo de 1981): 781-795.

Caliza granularlodosa

(Packstone)

Calizagranular

Caliza granularlodosa

Caliza lodosa(Wackstone)

Caliza granular(Grainstone)

> Anlisis de textura y permeabilidad de un registro adquirido a pozo abierto en el campo Neelam. El Carril

1 muestra los resultados de porosidad efectiva del procesamiento ELAN, incluyendo petrleo inamovible(verde), petrleo movible (naranja), agua movible (blanco) y agua ligada a los capilares (celeste). El Carril 2agrega el anlisis de la litologa a los resultados de porosidad efectiva, en una escala de 0 a 1. El grisrepresenta lutita; el gris azulado es caliza; el celeste es caliza soportada por grano; y otros materiales car-bonatados se muestran en azul oscuro. El Carril 3 presenta distribuciones de T2del registro CMR, las quese correlacionan con las texturas de carbonatos (fotomicrografas de la izquierda).

Los geocient fi cos e ingenieros del JRC seconcentraron en el mapeo de la permeabilidad

utilizando cuatro enfoques complementarios. Si

bien cada enfoque tiene su origen en el pozo, es

preciso integrar los resultados de cada pozo en

un modelo tridimensional del campo para que el

operador obtenga el mximo valor. Estos enfo-

ques incluyen los siguientes elementos: anl isis de datos de RMN para evaluar la tex-

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

entubado para comparar las saturaciones de

los fluidos originales con las saturaciones des-pus de cierto perodo de produccin, con elfin de desarrollar un perfi l de decaimiento defluidos

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

anlisis geoestadstico de la irrupcin de aguaen los datos histricos de produccin de lospozos para evaluar las capas de alta permea-

bilidad que transportan el agua del yacimiento

o de inyeccin.Las tcnicas geoestadsticas todava estn enuna etapa experimental.



Anl isis de textura y permeabi l idad con

registros adquiridos a pozo abierto Durante eldesarrollo del campo o la perforaci n de pozos derelleno, los operadores tienen la oportunidad de

adquirir nuevos datos a pozo abierto. En el

pasado, los gelogos de carbonatos dependande los registros de imgenes para revelar las tex-turas de los carbonatos, a partir de las cuales

inferan la permeabilidad. Hoy se est n agre-gando tcnicas ms modernas al anl isis de im-genes para evaluar la permeabilidad.

Confi rmando los descubrimientos realizados pre-viamente en el laboratorio y mediante el mode-

lado computaci onal de Ramakrishnan y otros, los

geocient fi cos del JRC observaron que el rangode la distribucin de T2 de RMN en los pozos,est estrechamente relacionado con la litologade los carbonatos.19 Los anlisis petrogrfi cos yde ncleos confi rman las conclusiones del JRC(pgina anterior).20 Esta inform acin se puede uti-lizar para calibrar las permeabilidades derivadas

de registros de RM N, con el fin de obtener un

perfi l de permeabilidad continuo y preciso.Anteriorment e, derivar la permeabilidad a par-tir de registros de RM N era muy complicado,

debido a la variabilidad y escasa definicin delvalor de corte de T2 para los fluidos libres y losligados a los capilares. El mtodo desarrolladopor el JRC utiliza primero la formulacin de per-meabilidad del Centro de Investigaciones Doll de

Schlumberger, situado en Ridgefield, conocidacomo kSDR. Esta relacin, tambin utilizada en elestudio del M edio Oriente descrito anterior-

2.30

2.20

2.10

"m"dencleos

"m "de registros

2.00

1.901.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25 2.30

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

mente, define la permeabilidad como una funci nde la porosidad y el valor medio de la distribucinde T2 de RM N, independientemente del valor de

corte de T2. Los cient ficos del J RC observaron unaclara dependencia del premultiplicador de esta

relacin en la textura de la roca, de modo queintrodujeron un trmino relacionado con la texturaen la relacin kSDR. Ellos confi rmaron la precisindel mtodo al comparar la tendencia de lapermeabilidad derivada de los datos de RM N con

los datos de permeabilidad de ncleos medidoscon salmuera. La concordancia entre las estima-

ciones de textura y permeabilidad lograda con

esta tcnica y los resultados de un amplio estudi ode ncleos es razonable, dada la incertidumbre delos resultados de permeabilidad provocada por la

heterogeneidad de los carbonatos.

La realizacin de predicciones significativasde produccin de un yacimiento requiere de unconocimiento preciso de los respectivos volme-nes de petrleo y agua libres. Los ingenieros delJRC obtuvieron la estimacin de agua libre al in-

vertir la relacin de permeabilidad de Timur-Coates e igualarla a la medicin de lapermeabilidad basada en la t extura. Esto divide el

agua total definida simplemente como la poro-sidad efectiva menos el volumen de hidrocarbu-

ros en agua libre y agua ligada a los capilares.En los yacimi entos carbonatados, no se puede

derivar la saturacin a partir de una simple rela-cin de Archie. Es comn encontrar moldes oolti -cos o cavidades de disolucin que afectan elfactor de cementacin m utilizado en la relacin

de Archie.21 Durante aos, quienes se dedican aestudio de los carbonatos, han sabido que se

requiere un enfoque de "mvariable." La dificultadradica en realizar particiones correctas de la

porosidad total entre la porosidad primaria, de

matriz y de cavidades.

Un m todo, utilizado por primera vez por Brie yotros en 1985, utiliza un modelo de dispersinacstica desarrollado anteriormente por Kuster yToksz para evaluar estas particiones.22 La t cnicase basa en la porosidad total indicada por los

registros de densidad o de neutrn, o ambos, y lasvelocidades compresional y cizallante (de corte

indicadas por los registros snicos. Una tcnicaiterativa ajusta la cantidad de porosidad de cavi

dades necesaria para mi nimizar el error entre los

valores tericos esperados de los tiempos de t rnsito de corte y de compresin del registro snicoy los valores med idos. Una vez que se ha evaluado

la particin de la porosidad, se utiliza una aproximacin equivalente a l a de las propiedades elctricas provista por el modelo de M axwell-Garnet

con el fin de evaluar el efecto de las inclusionesconductoras o aisladas en el factor de cementacin.23 Se obtiene un valor de m variable que seutiliza en los clculos del Anlisis Elemental deRegistros ELAN para obtener un volumen de hidro

carburos mucho ms preciso. Si bien otros estudios han utilizado valores variables para m, stees quizs el primero en el cual el mtodo ha sidovalidado con mediciones de m efectuadas en

ncleos individuales en el laboratorio (abajo).



La evaluacin petrof sica resultante de la com-binacin del volumen de petrleo, de agua libre yde agua ligada a los capilares, se comparcon losresultados de un exhaustivo anlisis de perfi les depresin derivados del Probador M odular de laDinmica de la Formacin M DT y de los datos depruebas en pozos (abajo).

Anlisis de perfiles de decaimiento En loscampos desarrollados, por lo general los opera-

dores adquieren nuevos datos a travs del reves-tidor.24 En estos casos, los m iembros del JRC han

aprovechado la l nea de productos RSTPro paramejorar las estimaciones de saturacin de petr-leo remanente, utilizando datos de la herra-

mienta de Control de Saturaci n del YacimientoRST y para llevarlas a un grado de precisin quepermita realizar una comparacin directa con lasaturacin original obteni da a pozo abierto.25 Estopermite inferir un perfil de decaimiento que

define claramente tres tipos de zonas: las zonasque no presentan decaimiento aparente, que pro-

bablemente sean rocas soportadas por lodo y de

baja permeabilidad que separan las unidades de

flujo dentro del yacimiento; las zonas parcial-mente agotadas que constan de rocas "norma-

les," y las zonas de decaimiento extremo, que

pueden ser capas sper k o zonas que contienengrandes canales originados por disolucin.

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

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

Profundidadverticalverdadera,

m

Presin del yacimiento, lpc3500

XX00

XX50

X100

X1503550 3600 3650 3700 3750

Gradiente de presin en zona detransicin agua-petrleo de1.294 lpc/m, equivalente a unadensidad de fluido de 0.910 g/cm 3

Gradiente de presin de agua deformacin de 1.436, equivalente auna densidad de fluido de 1.01 g/cm 3,o una salinidad de 22 ppk

Prueba 2: 1930 bapdcon estrangulador de1/ 2pulg; 23.4 ppk

Prueba 1: 1500 bapdcon estrangulador de1/ 2pulg; 23.4 ppk

Pr

ofundidadverticalverdadera,

m

Presin del yacimiento, lpc

X170

X120

XX70

XX20

3200 3250 3300 3350 3400 3450 3500

Prueba 10: Productor msprolfico, pero s lo agua,salinidad 23.4 ppk

Prueba 9: Ant es de la acidificacin,estrangulador de 1/ 4pulg: 140 bppd,24 bapd, sospecha de canalizaci n,ya que la tasa del flujo de aguacambia con el tamao delestrangulador. Despus de laacidificacin produjo s lo agua.

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

Prueba 11: Produjo s lo agua,salinidad de 24.5 ppk

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



mienta se ve menos afectada por las rocas car-

bonatadas. En el lmite, para un espesor delcemento mayor que el radio de investigacin dela herramienta, la roca carbonatada no influye en

la medicin, ya que la herramienta tomamuestras slo del cemento.En el pasado, si se dispon a de un registro de

calibre adquirido a pozo abierto, se incorporaba

al conjunto de datos del RST para evaluar el

espesor del cemento. Esto a partir de la diferen-

cia entre el radio del pozo abierto y el radio exte-

rior del revestidor. La utilizacin de los datos delcalibre parte de los supuestos que el pozo no ha

sido ampliado desde el momento en que se

adquirieron los registros a pozo abierto hasta el

momento de la cementacin del revestidor; queste est perfectamente centrado en el pozo; y

que el pozo es perfectamente redondo, en lugarde tener una form a ovalada. Estos supuestos son

sumamente improbables, especialmente en

pozos desviados. Con la tecnologa RSTPro y laadquisicin de datos con una pasada adicional dela herramienta RST en modo sigma, es posible

calcular un valor optimizado del espesor de

cemento que, despus de la correccin por efec-tos de difusin, resultar en una discrepanciam nima entre las mediciones de la seccin decaptura efectiva (sigma) de la formacin deriva-das de los detectores lejano y cercano.

Este espesor del cemento y el di metro exte-rior del revestidor pueden utilizarse para generarun "calibre del RST," para ingresar la informa cinal mdulo de evaluacin de volumen de petrleodel RST. Los anteriores registros RST de carbona-

tos de reas marinas de la India, mostraban per-fi les de petrleo remanentes que eran dif ciles deju st ificar. La nueva t cnica ha producido registrosconfiables desde su introduccin a comi enzos delao 2000. Es comn que en los perfi les de satu-racin ocurran cambios de hasta 20 unidades de

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

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

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

0.50

0.45

0.40

0.35

0.30

FCOR

VILL

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

0.1

0.00.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

NCOR0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

AP

AA

PP

PA

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

NLM2-2NLM2-4

NLM4-2

NLM5-9

Norte

3

2

1

Anlisis de un perfil de decaimiento. En estos cuatro pozos, una combinacindel perfil de decaimiento del RST y de la derivada del registro de temperatura

adquirido con el pozo en produccin, muestran las tres principales unidades deflujo del yacimiento. La base de la Zona 1 es la transicin original agua-petrleo.La Zona 2 incluye los principales horizontes en produccin. En la Zona 3 hayreservas remanentes, pero la simulacin del yacimiento indica que ha ocurridoun importante decaimiento de presin.

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

Anlisis geoestadstico La utilizacin inno-vadora de las herramientas estad sticas en elJRC ampl a el anl isis de datos de RM N y de losresultados del RST de los pozos clave a todo el

modelo del campo, el cual antes slo estaba com-puesto por datos de registros convencionales y

datos de produccin del fondo del pozo. Estasnuevas tcnicas incluyen curvas de proporcin yel seguimiento de los conductos de agua.

>

>


19/24

Una curva de proporcin vertical traza un his-tograma en cada nivel estratigrfico dentro de laformacin (derecha). En este ejemplo, se presen-tan registros de categoras de porosidad con pro-fundidades relativas a la parte superior delyacimiento: la superficie de separacin entreestratos. En estos pozos, el intervalo vertical demuestreo es de 1 metro [3 pies]. El estudio de los

datos RST analizado anteriormente se l lev a caboen un pozo vecino. Los registros se han proyectadoen una lnea que va de norte a sur y que se indicaen el mapa. La curva de proporcin vertical segenera indicando los porcentajes relativos de lasdiferentes categoras de porosidad en cada nivelestratigrfico. La curva se hace ms estrecha amedida que aumenta la prof undidad, debido a quelos pozos tienen diferentes profundidades depenetracin. No obstante, se puede inferir que laformacin probablement e consta de dos zonas deporosidad relativamente alta, separadas por unazona de baja porosidad.

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

adquiridos a pozo abierto y a pozo entubado.Para tener una visin ms clara de esta tcnica,

se puede llevar el ejemplo un paso m s all, al in-cluir una curva de proporcin vertical derivada delos registros de produccin (arriba, parte inferiorderecha). La productividad, o tasa de flujo, se cla-sifica como alta, media, baja, o sin fl ujo. En la par-te superior del yacimiento, las tasas de flujo sonaltas, lo que implica que existe una capa delgadade alta permeabilidad en la parte superior de la for-

macin. Anlisis posteriores demostraron que staes una capa sper k. Ms abajo, hay otras doszonas principales de alta tasa de flujo mezcladas

con tasas de flujo ms bajas. Estas zonas deberantener una permeabilidad de media a alta. Estasobservaciones soportan las conclusiones obtenidasen base a los datos del registro RST descritos ante-riormente, puesto que las curvas de proporcincaptan el comportamiento promedio de la regin.

La comparacin del registro de produccin conlas curvas de proporcin de porosidad muestraque la porosidad sola es un parmetro incompletode descripcin de la permeabilidad en esta reginy, en consecuencia, se necesitan mejores indica-dores de la permeabilidad basados en registros apozo abierto, como los que se derivan de los dat os

M DT o de RM N.La tcnica de curvas de proporcin se ha

aplicado en otros sitios del yacimiento y a otrasformas de datos dinmicos y estticos, paraderivar rpida y eficientemente varios resultadostiles. Por ejemplo, es posible mapear en todo elcampo la extensin lateral y vertical de las zonasde alta permeabilidad por las que ha fluido aguapor un tiempo prolongado. Esto mediante lacombinacin en una curva de proporcin del

registro de rayos gamma adquirido a pozoabierto con el registro de rayos gamma obtenidoa pozo entubado ms tarde en la vida til de un

pozo. Por otro lado, la comparacin de registrosde rayos gamma adquiridos a pozo abierto con laseparacin de las curvas densidad-neutrnpermit e la deteccin de zonas erosionadas en lasque el agua meterica ha creado capas sper kmediante alteracin diagentica.

Las curvas de proporcin permiten un anlisisrpido y eficiente de grandes cantidades dedatos, una importante ventaja cuando se requiereinterpretar y sintetizar datos de un campo com-pleto, que puede incluir datos de produccin his-trica, y registros adquiridos a pozos abierto yentubado, provenientes de varios cientos de

pozos. Las curvas de proporcin se pueden agru-par para obtener una visin local de partes espe-cficas de un campo. Tambin ofrecen un altogrado de inmunidad frente a datos incorrectos ode baja calidad, puesto que el "ruido" creado portales conjuntos de datos tiende a anularse por ssolo, y la cantidad de datos de alta calidad superacon creces la de datos cuestionables dentro detodo el conjunto de datos. Un paquete patentadode software para PC, perfeccionado en el JRC,

38 Oilfield Review

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

D1

D2

D3

Porosidad < 8%

Porosidad 8-16%

Porosidad 16-24%

Porosidad > 24%

D4

D9

D8

D7

D6

D5

C2

Registros de proporcin de porosidad Pozos con registros

LneadeproyeccinN-S

Sin flujo

Productividad baj a

Productividad m ediana

Productividad alt a

Zona 1

Zona 2

Zona 3

>



27. Para mayor informacin acerca de las curvas de propor-cin y los ciclos depositacionales, vase: J ain AK yCarnegie A: "Value Addition Through Stochastic Evaluationof Gamma Rays A Geostatistical Approach to GeologicalModeling and Characterization of the Reservoir," presen-tado en la Conferencia y Exposicin Internacional de laAAPG, Bali, Indonesia, Octubre 15-18, 2000.

Para mayor informacin acerca de las curvas de propor-cin y las realizaciones geolgicas, vase: Klauser-Baumgartner D y Carnegie A: "Geostatistical Modeling of

Delta Front Parasequences by Indicator Kriging,"Procesamiento y Modelado de Informacin Geolgica, 10.Kontaktwochenende, Sedimentologa, Aachen, 1995.

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

29. Para mayor informacin sobre el mtodo de los RRTs,vase: Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden G:"Small-Scale Heterogeneity and Permeability Estimationfrom Dipmeter and Image Logs for Reservoir Rock Typing:Aptian Shuaiba Reservoir of Abu Dhabi,"Boletn de laAsociacin Norteamericana de Gelogos en Petrleo(en prensa).

RRT 6 RRT 7

RRT 14 RRT 15

RRT 8

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

realiza, en forma interactiva, el manejo de una

base de datos, el clculo y la vi sualizacin en 2 y3 dimensiones de estas curvas de proporcin. Elpaquete es compatible con el programa

GeoFrame Application Builder, que facilita el

acceso a la base de datos.

Mtodo de seguimiento de conductos de

agua La deteccin de conductos de alta per-meabilidad, tales como las fallas o capas sper kque transportan el agua del yacimiento o de in-

yeccin, se puede mejorar mediant e la realizacinde un anlisis en red de las veces en que se veri-ficirrupcin de agua en los datos de produccinde los pozos. Un paquete de software para PC

escrito en el JRC les ayuda a los usuarios a detec-

tar de manera interactiva el trayecto del agua. La

informacin de la irrupcin del agua proviene delos datos de produccin de los pozos cargados enuna base de datos de manejo de la producci n.Esta herramienta permite un diagnstico msrpido y objetivo que los anlisis manuales tradi-cionales en cuanto al progreso y la evolucin de lairrupcin de agua en todo un campo.28 Estemtodo, conocido como seguimiento de conductosde agua (WCT, por sus siglas en Ingls), hace que

la evaluacin de la validez de mltiples escenariossea ms e ficiente que en el pasado.

Al realizar los vitales anlisis de texturas derocas, permeabilidad, perfi les de decaimiento ydatos de produccin, y al integrar de manera sen-sata estos resultados con otros datos de campo

utilizando tcnicas geoestadsticas, el JRC estcreando modelos que resultan en simul aciones de

yacimientos ms realistas. Estas simulacionesayudan a tomar decisiones ms confiables encuanto al desarrollo y l a produccin del yacimientoque con los anlisis aislados.

Evaluacin de la heterogeneidadde los carbonatos en Abu DhabiLos equipos de operaciones locales mejoran las

contribuciones de las iniciativas de investigacinformales para ent ender los carbonatos. Los cient-ficos e ingenieros de Abu Dhabi, EAU, han desa-rrollado nuevas tcnicas para evaluar yacimientoscarbonatados heterogneos, mediante la integra-cin de datos geolgicos, registros adquiridos apozo abierto y registros de produccin. La caracte-

rizacin de las heterogeneidades a pequeescala en las rocas de los yacimientos ha llevado

a una clasificacin de 17 tipos de rocas del yacimiento (RRTs, por sus siglas en Ingls) en la formacin Shuaiba. Los tipos de rocas del yacimi entose basan en las litofacies, los datos de registro

de pozos, la porosidad y la permeabilidad de

ncleos, la presin capilar y las distribuciones detamao de los poros derivadas de los anlisis dinyeccin de mercurio, y en los datos de produccin.29 Los RRTs se pueden u ti lizar para correl acionar de mejor manera las zonas de los yacimient o

cuando no hay ncleos disponibles.Un campo petrolfero en Abu Dhabi ha estado

produciendo desde 1962 de la formacin Shuaibdel Cretceo Inferior. Dentro del campo, la formacin Shuaiba vara de plataformas de aguas pocoprofundas a sedimentos de talud de aguas profun

das, con cuatro facies especficas. Los RRTs varande rocas no productivas a rocas que tienen hasta un

30% de porosidad y una permeabilidad de 20

Darcies (arriba). Este si gnificativo grado de hetero



> RRTs e indicador de permeabilidad de la formacin Shuaiba derivados de los datos de ncleos y de regis-tros. Las fotografas (extremo derecho) en esta representacin compuesta de un pozo en un campo en AbuDhabi muestran la heterogeneidad de tres de los RRTs especficos. La permeabilidad caracterizada por elanlisis de los datos de la herramienta de Echados (Buzamientos) Estratigrficos de Alta Resolucin SHDT(Carril 8) muestra una estrecha concordancia con los datos de registros y de ncleos.

Indicador depermeabilidad

del SHDTRRTsde ncleos

Facies del SHDTy los registros

Canales del SHDTsin procesar

GRProf,pies

XX950

X1000

X1050

X1100

X1150

X1200

X1250

X1300

Interpretacinpetrof sica

Conductividaddel SHDT

Proporcinde

hetero-geneidad

Permeabilidadde ncleos

0.2 2000



geneidad debe considerarse al planificar las tra-yectorias y terminaciones de los pozos y las estra-tegias de produccin.

Los RRTs se definen sobre la base de la cali-dad, la distribucin y la productividad del yaci-miento, pero son productos de su ambientedepositacional y su historia diagentica. Los RRTsobservados en los ncleos y registros de dospozos del campo se han correlacionado con regis-tros de pozos sin ncleos, y esta correlacin per-miti una estimacin de permeabilidad msprecisa que en los pozos en que slo se ut ilizarondatos de registros. El estudio de los RRTs contri-

buye de manera significativa al desarrollo delcampo, ya que el operador, Abu Dhabi Companyfor Onshore Oil Operations (ADCO), puede utilizarestimaciones de permeabilidad realistas y mode-los geolgicos en 3D actuali zados para optim izarel drenaje del campo y, de este modo, mantener yprolongar la produccin.

Un mtodo innovador de caracterizacin deRRTs depende de la cuidadosa i ntegracin de losregistros de pozos convencionales, tales comorayos gamma, neutrn y densidad, con las im-genes y los registros de echados (buzamientos)de alta resolucin. La heterogeneidad en la formade variaciones de conductividad se cuantifica uti-lizando un software especializado, entre otros,las apli caciones BorTex y RockCell, para identifi -car los RRTs y generar i ndicadores de perm eabili-dad (pgina anterior).30 En carbonatosextremadamente heterogneos, la permeabilidadque se der iva ut i l izando esta metodologa

resuelve la heterogeneidad mejor que muestrasde ncleo de 1 pulgada o datos de miniperme-metro (arriba). La mayor resolucin y el aumentode la cobertura de las herramientas de genera-

cin de imgenes de pared de pozo, permitenhacer una dif erenciacin ms precisa de los RRTsque los registros de echados solos y facilitan laidentificacin de los trayectos de flujo entre cavidades y poros grandes. Debido a que es ms fcidisponer de imgenes y de registros de echadosque de ncleos, el anlisis de los RRTs es unapoderosa herramienta para evaluar l os pozos quecarecen de muestras de ncleos.

Otra tcnica exitosa para evaluar la porosidaden la formacin Shuaiba utiliza imgenes depared de pozo para mapear la porosidad primaria

30. Un anlisis completo de

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Evaluac de Yac Carb