La evaluación de la saturación con la herramienta

CASO DE ESTUDIO
La evaluación de la saturación con la herramienta RST
permite detectar zonas de petróleo y gas pasadas por alto
Registros de sigma y de la relación C/O descubren 27,5 MMpc/d de gas y 997 bbl/d
de petróleo en un pozo del Mar del Norte cerrado debido al alto corte de agua
DESAFÍO
Identificar hidrocarburos pasados por
alto en un pozo del Mar del Norte cerrado
desde el año 2005 debido al alto corte de
agua y a la baja presión.
SOLUCIÓN
Correr la herramienta de control de
saturación del yacimiento RST* con el fin
de evaluar las saturaciones y determinar
las profundidades para aislar los disparos
existentes y proceder a redisparar.
RESULTADOS
Se identificaron tres intervalos para
operaciones de redisparos, que están
produciendo 27,5 MMpc/d de gas,
997 bbl/d de petróleo y sólo 1,7%
de agua.
Búsqueda de hidrocarburos pasados por alto
Un operador deseaba identificar cualquier volumen de hidrocarburos pasados por alto en un pozo
del Mar del Norte que había sido cerrado debido al alto corte de agua y a la baja presión. El plan
consistía en aislar las zonas productoras lavadas con agua y reterminar las zonas nuevas.
Medición de las saturaciones de agua e hidrocarburos
El innovador sistema de espectrometría de detectores duales de la herramienta de control de
saturación del yacimiento RST operada a través de la tubería de producción registra las mediciones
de la relación carbono/oxígeno (C/O) y el tiempo de decaimiento termal Dual-Burst* en la misma
carrera. La relación C/O se utiliza para determinar la saturación del petróleo de la formación,
independientemente de la salinidad del agua de formación. El registro sigma de la sección
transversal de captura de neutrones termales es utilizado para determinar la saturación de
agua detrás de la tubería de revestimiento. La porosidad también se mide para la evaluación de
formaciones.
Identificación de nuevas zonas de gas y petróleo
El pozo fue registrado con la herramienta RST bajo condiciones de cierre. Schlumberger Data &
Consulting Services (DCS) llevó a cabo una evaluación integrada de los datos RST. El parámetro
sigma de la formación y los indicadores de gas relacionados, fueron utilizados para identificar
las zonas gasíferas, y los registros C/O fueron empleados para caracterizar las zonas petrolíferas
y acuíferas. Se confirmó la fuente del agua y se identificaron nuevos yacimientos potenciales de
petróleo y gas.
γ
n
t
t
~1 500 us
En el modo sigma, la herramienta RST corre una secuencia de temporización optimizada Dual-Burst y mide
el tiempo de decaimiento termal de la población de rayos gamma de captura después de cada bombardeo.
El tiempo de decaimiento termal de los rayos gamma de captura tardía (impulso largo) es dominado por el
parámetro sigma macroscópico de la formación y se utiliza para deducir la saturación de agua si su salinidad
es conocida y suficientemente alta. El tiempo de decaimiento termal de los primeros rayos gamma de captura
(impulso corto) es principalmente sensible a la salinidad del fluido del pozo. La relación de las velocidades de
conteo de captura de los detectores cercano a lejano (TRAT) es utilizada para computar la porosidad neutrónica
termal de la formación. La relación entre las velocidades de conteo de impulsos (IRAT) de los detectores lejano y
cercano constituye un indicador de gas que es independiente de los absorbedores de neutrones termales.
Operaciones de disparos
CaSO DE ESTUDIO:La herramienta de evaluación de la saturación RST descubre una zona productiva pasada
por alto en el Mar del Norte
Rayos gamma,
agujero
descubierto
0
°API
200
Profundidad, pies
Relación C/O del Tasa de conteo de captura
detector cercano
del detector cercano
0
0,2 38
Porosidad
neutrónica termal
7 0,5
pie3/pie3
0
Relación de conteo
inelástico derivado
del registro
0,63
Relación C/O del Tasa de conteo de captura Densidad volumétrica
del detector lejano
detector lejano
1,95
2,95
g/cm3
0
0,2 50
0
Lutita
Indicador de gas
Salinidad del pozo
0
g/kg
150
Rayos gamma,
agujero
descubierto
0
°API
150
Arenisca
0,8
1
Arenisca
pie3/pie3
Volumen de agua de la
zona virgen obtenido
en agujero descubierto
0
Saturación de agua
medida por la
herramienta RST
Lutita
1
Porosidad derivada del
registro del tiempo de
decaimiento termal
Porosidad derivada
del registro del
pie3/pie3
0,5
tiempo de
Registro sigma
decaimiento termal
0,5
0 50
cu
pie3/pie3
Disparo
Saturación de
agua obtenida en
agujero
descubierto
0
0
pie3/pie3
0
0,5
pie3/pie3
0
0,5
Porosidad
pie3/pie3
0
Volumen de agua
obtenido en agujero
descubierto
Lutita
Arenisca
Agotamiento
Volumen de
hidrocarburos
derivado de la
herramienta RST
Volumen de agua
obtenido en agujero
descubierto
Volumen de agua de
la zona virgen
derivado de la
herramienta RST
pie3/pie3
0,5
0
Volumen de agua de la
zona virgen obtenido
en agujero descubierto
0,5
0
pie3/pie3
Volumen de lutita
0
pie3/pie3
Porosidad
1
1
pie3/pie3
0
Volumen de
hidrocarburos obtenido
en agujero descubierto
Sobre la base de la evaluación de DCS, el
operador colocó un tapón puente para aislar
la zona acuífera y disparó tres intervalos
utilizando un sistema de disparos PURE*
de 27⁄8 pulgadas con cargas de penetración
profunda PowerJet Omega*, para atravesar
cualquier daño de formación y crear túneles
de disparos limpios.
Con posterioridad a la intervención, las tres
zonas nuevas produjeron 27,5 MMpc/d de gas,
997 bbl/d de petróleo y sólo un 1,7% de agua.
Y 200
Disparo
Disparo
Y 300
Y 400
*­ Marca de Schlumberger
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Tres intervalos fueron disparados en los lugares en los
que el análisis de DCS de las mediciones RST indicó
la presencia de petróleo y gas. Con posterioridad a la
intervención, el pozo produjo sólo con un 1,7% de agua.
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