Medición de la resistividad detrás del revestimiento

Medición de la resistividad
detrás del revestimiento
La detección y evaluación de la saturación de hidrocarburos han sido
por mucho tiempo un problema en los pozos entubados. Después de 60
años de sueños y proyectos, la medición de la resistividad detrás del
revestimiento se convierte hoy en una realidad.
Karsani Aulia
Bambang Poernomo
William C. Richmond
Ari Haryanto Wicaksono
PT. Caltex Pacific
Minas, Riau, Indonesia
Paul Béguin
Dominique Benimeli
Isabelle Dubourg
Gilles Rouault
Peter VanderWal
Clamart, Francia
Austin Boyd
Ridgefield, Connecticut, EUA
Sherif Farag
Yakarta, Indonesia
Paolo Ferraris
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Anne McDougall
París, Francia
Michael Rosa
David Sharbak
Occidental Oil and Gas Company
Elk Hills, California, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Eric Bonnin, David Foulon y Gregory Joffroy,
TOTAL ABK, Abu Dhabi, EAU; Bob Davis, Bakersfield,
California, EUA; Alison Goligher y Don McKeon, Clamart,
Francia; Russ Hertzog, Laboratorio Nacional de Ingeniería y
Ambiente de Idaho, Idaho Falls, Idaho, EUA; Pam
Rahmatdoost, Sugar Land, Texas, EUA; y Lukas Utojo
Wihardjo, Duri, Indonesia.
AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), CBT (herramienta de Adherencia del Cemento), CET (herramienta de Evaluación de la Cementación), CHFR (Resistividad de la Formación
en Pozo Entubado), CPET (herramienta de Evaluación de la
Corrosión), ELAN (Análisis Elemental de Registros), HRLA
(Sonda de Lateroperfil de Alta Resolución), Platform
Express, RST (herramienta de Control de Saturación del
Yacimiento), SCALE BLASTER, SpectroLith, TDT (Tiempo de
Decaimiento Termal) y USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) son marcas de Schlumberger. TCRT (herramienta
de Resistividad a través del Revestimiento) es una marca de
Baker Hughes.
2
En busca de mejorar la productividad de los campos, ampliar su vida útil y aumentar las reservas,
las compañías petroleras necesitan ser capaces
de identificar hidrocarburos aún no detectados,
monitorear los cambios en la saturación de los
fluidos y detectar el movimiento de los contactos
de fluidos de los yacimientos. Muchas de las
reservas de petróleo y gas descubiertas y que aún
existen están contenidas en campos viejos, descubiertos entre la década de 1920 y la de 1950.1
En aquellos días, por lo general los hidrocarburos
se detectaban sólo a través de registros eléctricos obtenidos a pozo abierto; a menudo los únicos registros disponibles. Incluso hoy, los
registros de resistividad adquiridos a pozo abierto
todavía son las mediciones más comúnmente utilizadas para evaluar las saturaciones de los yacimientos y distinguir las zonas que contienen
hidrocarburos de las que contienen agua. Sin
embargo, el monitoreo de los cambios de saturación en yacimientos viejos requiere efectuar
mediciones a través del revestimiento de acero,
lo que no ha sido posible con las herramientas de
resistividad convencionales.
Hasta hace poco, la evaluación de la saturación de hidrocarburos en un pozo entubado sólo
era posible con herramientas nucleares. Estas herramientas tienen una reducida profundidad de investigación y su aplicación efectiva está limitada
a altas porosidades y altas salinidades. Desde la
invención de los registros de resistividad de pozo
abierto, los expertos de todo el mundo se han esforzado por desarrollar una herramienta que pueda medir la resistividad detrás del revestimiento.
Hoy, 60 años después de haberse concebido
esta idea, la medición exacta y confiable de la
resistividad de formaciones no sólo es posible en
pozos entubados, sino que también ya se encuentra disponible como servicio estándar. Las considerables dificultades de diseño y medición
planteadas por la medición de la resistividad de
la formación detrás de revestimientos de acero
han sido superadas (véase “Historia de la medición de la resistividad en pozos entubados,”
página 12). Con la ayuda de innovadores dispositivos electrónicos, los ingenieros de
Schlumberger han desarrollado un sistema que
hizo funcionar una vieja idea.
Como en el caso de las mediciones en pozo
abierto, las mediciones de resistividad y porosidad nuclear en pozo entubado se pueden combinar para proporcionar una mejor evaluación de la
saturación. Además del monitoreo de yacimientos y la identificación de zonas productivas previamente inadvertidas, este servicio proporciona
una medición de resistividad en pozos de alto
riesgo en los que los registros de pozo abierto no
pueden obtenerse debido a las condiciones del
pozo, o cuando una falla de la herramienta impide
la adquisición exitosa de los datos.
Este artículo revela cómo funciona la nueva
herramienta, cómo su diseño derriba obstáculos
anteriormente insuperables para obtener la resistividad detrás del revestimiento, y de qué manera
supera las limitaciones de la técnica. Los ejemplos de campo indican con cuánta fidelidad la nueva medición corresponde a los resultados de las
herramientas de adquisición de registros a pozo
abierto y cómo se está utilizando para monitorear
cambios de saturación y de contactos de fluidos.
Principio de la medición
La herramienta de Resistividad de la Formación
en Pozo Entubado CHFR es, en efecto, una herramienta de lateroperfil, es decir, un dispositivo con
electrodos que miden las diferencias de voltaje
que se crean cuando una corriente emitida fluye
hacia la formación alrededor del pozo. La manera
usual de calcular la resistividad Rt de la formación a partir de una herramienta de lateroperfil
requiere medir la corriente I emitida y el voltaje V
de la herramienta. Para obtener la resistividad, la
Oilfield Review
Rt
Rcem
Rc
Rc
Rcem
Rt
relación de ambos parámetros se multiplica por
un coeficiente constante conocido como el factor
K de la herramienta, el cual depende de la geometría de la herramienta misma: Rt = KV/I. La
medición de la herramienta CHFR es un poco más
complicada debido a la presencia del revestimiento de acero, pero aún así se reduce a determinar Rt a partir de V e I. Los lateroperfiles de
pozo abierto utilizan electrodos para enfocar la
corriente emitida dentro de la formación. Una diferencia significativa en la física que rige la medición en un pozo entubado es el hecho de que el
revestimiento mismo del pozo sirve como un
electrodo gigante que aleja la corriente del pozo.
La corriente sigue el trayecto de menor resistencia para completar un circuito eléctrico, y
cuando la opción es pasar a través de acero de
baja resistencia o a través de la tierra, la mayor
parte de la corriente fluirá a través del acero.
Verano de 2001
La corriente alterna de alta frecuencia (CA) permanecerá casi enteramente en el interior del
acero, pero con CA de baja frecuencia o con
corriente continua (CC), una pequeña parte de la
corriente se filtra hacia la formación.
Para fluir desde la fuente de la herramienta
hasta la conexión eléctrica a tierra en un electrodo de retorno ubicado en la superficie, la corriente pasa a través del revestimiento y se filtra
gradualmente hacia la formación circundante, al
pasar a través del terreno hasta la conexión eléctrica a tierra. La fuga hacia la formación que se
encuentra alrededor del pozo ocurre a lo largo de
todo el revestimiento, de modo que la cantidad
de corriente que se filtra por cada metro es mínima. El mayor desafío de la medición de resistividad detrás del revestimiento consiste en medir
esta pequeña cantidad de corriente que se fuga.
La manera en que se realiza la medición se
puede entender si se sigue el curso de la
corriente a lo largo de los trayectos que toma
hacia la conexión eléctrica a tierra. El electrodo
de corriente está en contacto con el interior del
revestimiento. Una parte de la corriente viaja
hacia arriba del revestimiento, y la otra parte
viaja hacia abajo. La cantidad que va en cada
dirección depende de la posición de la herramienta en el pozo y de la resistividad de la formación; mientras más alta sea la resistividad de
la formación, menos corriente irá hacia abajo por
1. Informe del equipo de trabajo: “Through-Casing Logging
Tools Approach Commercialization,” Gas Research
Institute GRID, Verano de 1998: 19-21.
Blaskovich FT: “Historical Problems with Old Field
Rejuvenation,” artículo de la SPE 62518, presentado en
el Encuentro Regional Occidental de las SPE/AAPG,
Long Beach, California, EUA, Junio 19-23, 2000.
3
Corriente descendente
>
Efecto de la posición de la herramienta en una formación homogénea
para un pozo profundo de 3000 m [9840 pies] entubado con un revestidor de 7
pulgadas de diámetro y 29 Ibm/pies de peso, y retornos de corriente en la
boca del pozo. Se aplica un amperio (A). La corriente que desciende por el
revestimiento presenta sus mayores variaciones en las partes inferior y
superior del pozo y disminuye a medida que aumenta la resistividad de la
formación (arriba). La fuga de corriente también disminuye con el aumento
de la resistividad de la formación. Cerca de la zapata del revestimiento, a los
3000 m, la tasa de fuga aumenta radicalmente, incluso a pesar de que la
corriente descendente disminuye, ya que toda la corriente descendente
fluye hacia la sección restante de la formación (abajo).
0.5
Corriente, A
0.4
Rt = 1 ohm-m
Rt = 10 ohm-m
Rt = 100 ohm-m
0.3
0.2
0.1
0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2500
3000
Corriente de la formación
el revestimiento (derecha). Esto se debe a que la
corriente descendente se conecta a tierra al pasar a través de la formación. También significa
que la herramienta se hace menos sensitiva
cuando la resistividad de la formación es mayor;
entra menos corriente a la formación.
A medida que la corriente fluye hacia abajo
por el revestimiento, una pequeña parte penetra
la formación. La fuga se puede describir como
una cierta fracción de disminución de corriente
por metro. Cuando la herramienta está cerca de
la superficie, la mayor parte de la corriente va hacia arriba del revestimiento, ya que es el trayecto
más corto y con menos resistencia, de modo que
hay poca fuga hacia la formación. A lo largo de
casi todo el revestimiento, la fuga es casi constante para las formaciones de baja resistividad,
hasta que la herramienta se aproxima a la zapata
del revestimiento ubicada en el fondo del pozo.
En ese punto, aunque disminuye la corriente descendente, una mayor parte de ella se filtra progresivamente hacia cada metro de formación,
hasta el último metro, en el que toda la corriente
descendente pasa a ese metro de formación, haciendo que la fuga sea considerable. De hecho, la
fuga de corriente es máxima en la zapata del revestimiento. En general esto es una ventaja, ya
que la mayor parte de los intervalos de interés se
encuentra cerca del fondo del revestimiento.
La dificultad para medir la resistividad detrás
del revestimiento, durante los 60 años que se
extendió el desarrollo de esta técnica, ha radicado
en la medición misma. Es sencillo medir la
corriente que va hacia abajo por el revestidor, ya
que el diseño de la herramienta puede incluir
Corriente, mA/m
5
4
Rt = 1 ohm-m
Rt = 10 ohm-m
Rt = 100 ohm-m
3
2
1
0
0
1000
1500
2000
Profundidad, m
electrodos que hacen contacto con la tubería de
revestimiento. Es imposible medir directamente la
corriente que fluye hacia la formación, ya que los
electrodos no entran en contacto con el terreno.
La corriente de la formación se debe inferir de la
corriente del revestimiento, efectuando una substracción. Una corriente aplicada de un amperio (A)
proporciona corrientes de fuga de unos cuantos
miliamperios por metro, e incluso menos, para
formaciones de mayor resistividad. Pero resulta
sumamente complicado determinar una pequeña
cantidad a partir de la diferencia de dos cantidades mucho mayores, particularmente cuando
hay ruido en los datos.
Las dificultades técnicas relacionadas con la
medición de la resistividad detrás del revestimiento han sido superadas mediante un cuidadoso diseño de la herramienta y la mayor
exactitud y precisión de las mediciones. Los dispositivos electrónicos ubicados en el fondo del
pozo hoy son lo suficientemente precisos y estables como para determinar la resistividad de la
formación detrás del revestimiento conductivo.
Pero, ¿cómo se efectúa la medición? La primera etapa de la medición utiliza una fuente en
la herramienta para aplicar corriente alterna de
baja frecuencia al revestimiento (página siguien-
Componentes de la medición CHFR
Voltaje diferencial (V1 -V2 )
Valor
(aproximado)
5 a 500 nV
Voltaje superior e inferior (V1 ,V2 )
20 a 100 µV
Voltaje del revestimiento (V0 )
10 a 100 mV
Corriente de calibración
Resistencia del segmento del revestimiento (Rc )
0.5 a 3.0 A
20 a 100 µohm
Corriente aplicada (I)
0.5 a 6.0 A
Corriente de la formación (∆I)
2 a 20 mA
Corriente descendente del segmento del revestimiento (Id )
0a3A
> Valores típicos registrados con mediciones de la herramienta CHFR.
4
500
te a la izquierda). Bajo el punto de inyección se
encuentran cuatro electrodos de voltaje con una
separación de 2 pies [0.6 m]. Tres de ellos se utilizan en cada medición. La caída de voltaje entre
pares de electrodos es una combinación de las
pérdidas debidas a la fuga de corriente hacia la
formación, más las pérdidas resistivas en el
revestimiento. Se requiere un segundo paso, llamado paso de calibración, para determinar las
pérdidas resistivas en el revestimiento.
El circuito del paso de calibración comienza en
el mismo punto de aplicación de la corriente, pero fluye hacia abajo del revestimiento a un electrodo de corriente ubicado cerca de 10 m [33 pies]
más abajo en la herramienta (página siguiente a
la derecha). Hay una fuga muy poco significativa
hacia la formación, ya que la corriente no necesita fluir a través de la formación para completar
el circuito. La resistencia del revestimiento se
puede determinar con los mismos electrodos de
voltaje que se usan en el paso de medición. De
este modo, la resistividad de la formación se
puede obtener básicamente computando la diferencia entre ambas mediciones. De manera alternativa, si se conoce o supone la resistividad del
acero, es posible derivar el espesor del revestimiento, como se hace con la herramienta de
Evaluación de la Corrosión CPET.
El alto contraste de resistividad entre el acero
y la formación determina la dirección de la fuga
de corriente hacia la formación (perpendicular al
revestimiento), debido a que el revestimiento es
esencialmente una superficie equipotencial. Esta
herramienta es más sensible a la resistividad de
la formación cerca de sus electrodos de voltaje,
ya que las mediciones de voltaje utilizadas para
determinarla son afectadas en primer lugar por la
fuga que se desplaza en forma radial hacia la formación, inmediatamente fuera del revestimiento.
Oilfield Review
Retorno
Electrodo
de superficie
Revestimiento
Revestimiento
Rc
Rc
Electrodo
superior
de inyección
de corriente
Rt
Electrodo
superior
de inyección
de corriente
Rt
I
I
∆I
∆Rc
V1
V0
∆I y ∆Rc
V2
Electrodo
inferior de
corriente
> Primera etapa del principio de medición de dos etapas de la herramienta CHFR.
En la etapa de medición, la corriente alterna de baja frecuencia (CA) asciende
por la tubería de revestimiento hacia la superficie y desciende por el revestidor a
través de la formación hacia un electrodo de retorno emplazado en la superficie.
La herramienta mide la diferencia ∆I en la corriente descendente entre pares de
electrodos de voltaje. En cada estación, tres electrodos de medición contribuyen
a una medición de resistividad (lado derecho de la figura). Con cuatro electrodos
de medición disponibles, es posible realizar dos mediciones de resistividad a la
vez. Vo es el voltaje del revestimiento, y V1 y V2 son voltajes medidos en la formación entre dos pares de electrodos. Rc es la resistencia del revestimiento.
Se requiere otro paso para obtener el voltaje
del revestimiento V0. Son necesarias mediciones
de voltaje extremadamente precisas en el rango
de los 10 a 100 mV (página anterior, abajo). No se
pueden realizar en corriente alterna, como en los
pasos de medición y calibración. En una secuencia separada, la corriente directa se envía desde
el inyector superior a la superficie siguiendo el
mismo trayecto utilizado en la medición de corriente de la formación. El voltaje se mide entre el
inyector inferior y un electrodo de referencia distinto en la superficie. La medición se efectúa dos
veces—con polaridades negativas y positivas—
para eliminar errores sistemáticos, tales como la
polarización o la deriva. Debido a que el voltaje
varía muy lentamente con la profundidad, por lo
Verano de 2001
> Etapa de calibración de la herramienta CHFR. La
corriente sólo fluye desde el electrodo de corriente
superior hacia el inferior, permitiendo el cómputo
de ∆Rc como la diferencia en la resistencia del
revestimiento entre dos puntos de medición.
general es suficiente una medición de voltaje por
cada 10 estaciones de profundidad.
El electrodo de referencia de superficie para
la calibración de voltaje debe estar ubicado lo
más lejos posible de la boca del pozo. Sin embargo, esto no siempre es posible o factible en las
operaciones de campo reales. La incapacidad de
obtener una distancia suficiente para el electrodo
de referencia o un buen contacto eléctrico entre
el electrodo de superficie y la tierra pueden afectar de manera adversa la calidad de la medición
del voltaje y, en consecuencia, la confiabilidad de
la medición de resistividad de la formación.
Esta dificultad puede superarse utilizando
una ecuación derivada empíricamente para estimar la resistividad sin una medición de voltaje.
Cuando se utiliza este método, las resistividades
de la formación de CHFR son aparentes, en lugar
de absolutas. Un término de la ecuación compensa la presencia de la zapata del revestimiento, y un segundo término da cuenta de la
geometría del revestimiento donde se toma la
medición. Si bien esta fórmula no es aplicable
universalmente, ha proporcionado resultados
satisfactorios en muchos casos. Incluso cuando
no funciona, el carácter general de la curva de
resistividad se conserva, pero la curva completa
se desplaza respecto de la curva de resistividad
real. Esto se considera aceptable para la herramienta CHFR, ya que a menudo se dispondrá de
un registro de referencia adquirido a pozo
abierto, el que permitirá el ajuste del factor K.
5
Telemetría
Electrodo superior
de corriente
Junta de aislamiento
Electrónica
13 m
Brazos de
electrodos de medición
Hidráulica
Electrodo de
corriente inferior
La calibración de registros de CHFR con respecto a los registros de pozo abierto consiste en
ajustar la ganancia de la medición de la corriente
de formación de CHFR (efectivamente, el factor K)
para desplazar el registro del pozo entubado y
superponerlo al registro de pozo abierto. La
determinación del desplazamiento adecuado
requiere conocer la resistividad de una capa,
como una zona de lutitas o una capa no abierta al
flujo, cuya resistividad no se ha modificado desde
la obtención de los registros de pozo abierto.
Desafíos del diseño y la medición
El principal objetivo del diseño de la herramienta
CHFR fue medir de manera precisa y confiable la
resistividad de la formación detrás del revestimiento, sin que se viera afectada por problemas
de contacto del revestimiento, capas de cemento
e invasión de fluidos en las cercanías del pozo. Se
establecieron rigurosos objetivos adicionales para la detección de capas delgadas: determinar la
resistividad de las capas adyacentes, tales como
estratificación, contactos agua-petróleo y petróleo-gas, con una resolución vertical de 1 pie [0.3
m], y determinar un contraste de resistividades a
través de las capas adyacentes del orden del 5%.
Para diseñar una herramienta como ésta era
necesario resolver, en primer lugar, importantes
desafíos técnicos en tres áreas: física, electrónica
y mecánica. El comportamiento físico de la
corriente eléctrica en un pozo entubado es distinto al de un pozo abierto. El modelado y trabajo
analítico proporcionaron una buena comprensión
de los aspectos físicos y la mejor manera de
manejar fuentes inherentes de error y ruido asociadas con los componentes electrónicos. Este
trabajo permitió que los registros de resistividad
pudieran derivarse de las mediciones básicas.
Las formaciones típicas tienen resistividades
cerca de 1000 millones de veces más altas que
las del típico revestimiento de acero. Sin
embargo, debido al gran volumen de roca de yacimiento, la relación entre la corriente de formación
y la corriente aplicada está en el rango de 10-3 a
10-5, en vez de 10-9. Puesto que el cable eléctrico
limita la corriente total que puede ser aplicada al
revestimiento a unos pocos amperios, las corrientes típicas de formación se encuentran en el
rango de los miliamperios. Debido a que las
corrientes de formación se miden a través de una
caída en la resistencia del revestimiento de unas
pocas decenas de µohm, la medición de CHFR se
realiza en el rango de los nanovoltios. El principal
desafío de diseño fue desarrollar un dispositivo
que pudiera medir nanovoltios con precisión.
La herramienta CHFR
La herramienta CHFR consiste de un cartucho
electrónico diseñado recientemente, un electrodo
de inyección de corriente que también actúa como un centralizador, cuatro juegos de electrodos
de medición de voltaje y un electrodo de retorno
de corriente que también actúa como un centralizador (izquierda). La herramienta tiene una
longitud de 43 pies [13 m] y un diámetro de 33⁄8
pulgadas, lo que permite bajarla a través de tuberías de producción y cañerías de revestimiento
de 41⁄2 pulgadas (liners). Si bien la herramienta se
puede bajar a través de la tubería de producción,
no puede medir la resistividad de la formación a
través de la tubería de producción, sino sólo a
través de una sola sarta de revestimiento. La
herramienta se puede utilizar en pozos con hasta
70° de desviación, utilizando un centralizador
adicional, o incluso horizontalmente, utilizando
separadores con propiedades aislantes.
Cada juego de electrodos consta de tres placas separadas 120° y conectadas en paralelo.
Tres brazos por juego permiten un mejor contacto
con el revestimiento y mediciones redundantes
en el caso de que haya contacto insuficiente en
alguno de los electrodos, o en el caso de que un
electrodo esté ubicado frente a un collar de
revestimiento o un disparo. Un collar de revestimiento típico tiene una longitud de aproximadamente 2 pies, la misma distancia que separa
cada juego de electrodos, y puede afectar la
medición de CHFR. Los collares pueden aparecer
como espigas en la curva de impedancia del
revestimiento. Cuando una estación de la herramienta CHFR abarca o se superpone con un collar
de revestimiento, la suma de espesores del acero
puede afectar la medición de resistividad. En
algunos casos, se ha minimizado el efecto del
collar de revestimiento mediante una segunda
carrera con una frecuencia de operación menor.
Los pequeños electrodos de voltaje ubicados
en la sonda están diseñados para atravesar
pequeñas cantidades de incrustaciones y corrosión del revestimiento, a fin de establecer un
buen contacto eléctrico con el revestimiento, lo
cual es esencial para la medición de CHFR. La
herramienta asciende por el pozo con los brazos
de electrodos extendidos para mejorar el contacto con el revestimiento. El diseño de tres electrodos por nivel proporciona redundancia, de
modo que pocas mediciones se han perdido a
causa de fallas en un electrodo.
> Elementos y módulos de la herramienta CHFR.
6
Oilfield Review
Respuesta de la invasión a la medición de CHFR
101
Rt = 10 ohm-m
Rxo = 1 ohm-m
Rsh = 100 ohm-m
Sin cemento
Profundidad de investigación (DOI, por sus siglas en inglés) de la
herramienta CHFR. La profundidad de investigación se define como
el punto en el cual la mitad de las señales proviene de la zona invadida y la mitad de la zona virgen (J = 0.5). Para los parámetros de
formación que se muestran—zona virgen Rt =10 ohm-m, zona invadida Rxo =1 ohm-m, y capas adyacentes Rsh =100 ohm-m—la profundidad de investigación de la herramienta CHFR es aproximadamente 16 pies [5 m]. La profundidad de investigación de la herramienta
CHFR, como la de todas las herramientas de lateroperfil, se ve afectada por la resistividad de las capas adyacentes.
>
Resistividad de CHFR, ohm-m
J = 0.5
Espesor de la capa
500 pies
200 pies
50 pies
20 pies
10 pies
DOI = 16.3 pies
100
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Profundidad de invasión, pies
No hay correlación entre la calidad del contacto y la edad del pozo. Hasta la fecha, sólo 6 de
los 100 pozos en los que se han obtenido registros con la herramienta CHFR han presentado
problemas con la calidad del contacto. En tres de
los pozos, se mantuvo un buen contacto durante
la mitad del tiempo de operación, mientras que
en los otros tres, no fue posible un buen contacto
eléctrico debido a la acumulación de incrustaciones en el revestimiento o corrosión del mismo. La
calidad del contacto eléctrico está dada por las
mediciones de impedancia de inyección y de
resistencia del revestimiento.
Antes de utilizar la herramienta CHFR, es recomendable efectuar un acondicionamiento preliminar del revestimiento para mejorar el
contacto eléctrico, particularmente en pozos corroídos o cuando hay incrustaciones provocadas
por la producción de agua. La preparación previa
puede incluir una carrera con una barrena y un
raspador flexible para remover la corrosión o el
servicio SCALE BLASTER para remover las incrustaciones.2 Incluso en campos en los que no se
presentan estos problemas, los operadores, con
frecuencia, prefieren extraer la tubería de
producción y preparar el revestimiento antes de
bajar la herramienta CHFR para reducir el riesgo
de un contacto eléctrico pobre.
La frecuencia de operación de la herramienta
CHFR puede variar de 0.25 a 10 Hz, pero normalmente se mantiene en 1 Hz. Se necesita esta ba-
Verano de 2001
ja frecuencia para evitar la polarización y deriva
que acompañan el uso de corriente CC y también
el efecto skin del revestimiento que, dependiendo
del espesor del revestimiento—por lo general de
5 a 15 mm [0.2 a 0.6 pulgadas]—puede convertirse en una preocupación, incluso a bajas frecuencias de CA. Cuando la frecuencia de operación es
demasiado alta, la corriente inyectada se concentra en la parte interna del revestimiento y volverá
directamente a la superficie durante la etapa de
medición, sin descender primero. En estas circunstancias, no habrá corriente de formación y,
por consiguiente, no habrá medición.
La medición de dos etapas de la herramienta
CHFR requiere tres niveles de electrodos para obtener un punto de resistividad. Puesto que la sonda CHFR tiene cuatro niveles, la duplicación del
canal de adquisición principal hace posible obtener dos mediciones de resistividad, a 2 pies de
distancia entre sí en cada estación de profundidad. La medición se efectúa con la herramienta
estacionaria, por dos motivos. Primero, la magnitud de las cantidades medidas es muy pequeña y,
por lo tanto, muy sensible al error. Segundo, el
movimiento de los electrodos a lo largo del revestimiento introduce un nivel de ruido significativo;
hasta 104 veces mayor que el de la señal de la
formación. En el mejor de los casos, esto lleva a
gruesos errores en el cálculo de la resistividad de
la formación; en el peor de los casos, hace que
sea imposible obtener mediciones confiables. Los
tiempos de cada estación, incluida la calibración
en el fondo del pozo, varían de dos a cinco minutos, dependiendo de la resistividad de la formación estimada, la precisión deseada y las
propiedades del revestimiento. Las estaciones
de dos minutos proporcionan una velocidad de
adquisición de registros equivalente a 120
pies/hr [37 m/hr]. Una carrera de registros típica,
a lo largo de un intervalo de 1500 pies [457 m],
demora 12 horas. Al igual que con las herramientas nucleares, los mayores tiempos de estación
de la herramienta CHFR mejoran la precisión y
amplían el rango de las resistividades medibles.
Modelado de la respuesta
de la herramienta
Para herramientas de pozo abierto, la profundidad de investigación (DOI, por sus siglas en
inglés) para una capa infinitamente espesa, se
define como el punto en que la mitad de la señal
proviene de la zona invadida y la otra mitad de la
zona virgen. Con esta definición, la DOI de la
herramienta CHFR tiene un rango de 7 a 37 pies
[2 a 11 m], dependiendo de los parámetros de la
formación (arriba).
2. Brondel D, Edwards R, Hayman A, Hill D, Mehta S y
Semerad T: “Corrosion in the Oil Industry,” Oilfield
Review 6, no. 2 (Abril de 1994):4-18.
Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A
y King G: “La lucha contra las incrustaciones—
Remoción y prevención”, Oilfield Review 11, no. 3
(Otoño de 1999): 30-49.
7
Modelado de mediciones de CHFR
Resistividad, ohm-m
102
Rt
Rxo
RCHFR
RCHFR/C
101
100
9050
9100
9150
9200
9250
9300
9350
9400
9450
9500
9550
Modelado de mediciones de HRLA
Resistividad, ohm-m
102
RHRLA1
RHRLA2
RHRLA3
RHRLA4
RHRLA5
101
100
9050
9100
9150
9200
9250
9300
9350
9400
9450
9500
9550
Modelado de mediciones de HALS
102
Resistividad, ohm-m
Los modelos de la respuesta de resistividad
de la sonda CHFR demuestran que concuerda
bastante bien con las respuestas de otras herramientas de resistividad que poseen características similares, tales como la curva de lectura
profunda de la Sonda de Lateroperfil de Alta
Resolución HRLA y las curvas de lecturas
profundas de la Sonda de Lateroperfil Azimutal
de Alta Resolución (HALS) (derecha).
De manera similar a los lateroperfiles de pozo
abierto, la herramienta CHFR mide las resistencias en series; por el contrario, las herramientas
de inducción las miden en paralelo. En consecuencia, la medición de la corriente que se fuga
del revestimiento debe atravesar, y se ve afectada, por cualquier elemento que se encuentre entre el revestimiento y la formación (página
siguiente, arriba).
En la medición de CHFR de pozo entubado, la
capa de cemento cumple la misma función que la
zona invadida en el pozo abierto. Por ello, los parámetros cruciales son el contraste entre las resistividades del cemento y la formación (Rt/Rcem)
y los espesores del cemento. Los resultados del
modelado en 2D indican que el efecto del cemento en la medición de CHFR es insignificante en el
caso de un cemento conductivo (Rt/Rcem mayor
que 1), pero se hace significativo cuando se trata
de un cemento de gran espesor o resistivo
(Rt/Rcem menor que 1) (abajo).
El modelado mostró que el cemento resistivo
o el cemento de gran espesor puede generar lecturas demasiado altas de la resistividad aparente
de CHFR en formaciones de baja resistividad
(página siguiente, abajo a la izquierda). Esto
influyó en la decisión de fijar el límite más bajo
del rango de resistividad de CHFR en 1 ohm-m.
La medición en sitio de la resistividad del cemento no es posible, pero los estudios de laboratorio demuestran que la resistividad del cemento
RHRLS
RHRLD
RHLLS
RHLLD
101
100
9050
9100
9150
9200
9250
9300
9350
9400
9450
9500
9550
Profundidad, pies
> Comparación de las respuestas computadas de las herramientas CHFR, HRLA y HALS para
una formación sintética. El intervalo de profundidad entre 9280 y 9500 pies es representativo
de una zona petrolífera, con una serie de capas resistivas invadidas (Rt = 40 ohm-m, Rxo = 4
ohm-m, radio de invasión de 20 pulgadas) de espesor variable y capas conductivas (1.5 a 2
ohm-m). El intervalo superior (9080 a 9250 pies) es característico de una zona de agua con
capas conductivas e invasión resistiva (Rt entre 1.5 y 3 ohm-m, Rxo = 10 ohm-m, radio de invasión de 20 pulgadas) en un ambiente resistivo (20 ohm-m). En la “zona de agua,” el factor K
del registro CHFR se desplaza levemente. Obsérvese el efecto insignificante (arriba) de la
presencia de una capa de cemento (resistividad = 3.5 ohm-m, espesor = 0.75 pulgadas) que
se agrega a la respuesta computada de CHFR RCHFR/C (púrpura), en comparación con el
registro calculado sin la presencia de cemento (curva en rojo sólido).
< Modelos que muestran el efecto de la resistividad del cemento u otro material entre el
revestimiento y la formación, en la respuesta de resistividad aparente de CHFR. El cemento
de baja resistividad (izquierda) casi no tiene efecto en la medición de una formación de alta
resistividad. La capa resistiva está a 500 pies [152 m] por sobre la zapata de un revestimiento
de unos 10,000 pies [3048 m] de longitud y 51⁄2 pulgadas de diámetro. En la situación inversa
(derecha), la medición de la resistividad se ve afectada significativamente donde hay
cemento de alta resistividad frente a una formación de baja resistividad.
Resistividad, ohm-m
101
Resistividad, ohm-m
101
Rt teórica
Sin cemento
0.75 pulg Rcem = 1 ohm-m
1.5 pulg Rcem = 1 ohm-m
3 pulg Rcem = 1 ohm-m
0.75 pulg Rcem = 10 ohm-m
1.5 pulg Rcem = 10 ohm-m
3 pulg Rcem = 10 ohm-m
Rt teórica
Sin cemento
0.75 pulg Rcem = 0.1 ohm-m
1.5 pulg Rcem = 0.1 ohm-m
3 pulg Rcem = 0.1 ohm-m
100
9450
9460
9470
9480
9490
Profundidad, pies
8
9500
9510
9520
100
9450
9460
9470
9480
9490
9500
9510
9520
Profundidad, pies
Oilfield Review
Herramienta de registros
Zona invadida
o cemento
varía por lo general entre 1 y 10 ohm-m.3
Además, el cemento tiene una microporosidad
de cerca de 35% que permite que el agua del
cemento intercambie iones con el agua de la
formación. El agua de alta salinidad de la
formación puede reducir la resistividad del
cemento y minimizar su efecto.
Los resultados del modelado se han utilizado
para desarrollar gráficas de sensitividad del cemento para revestimientos de 41⁄2, 7 y 95⁄8 pulgadas de diámetro externo (abajo a la derecha).
Para los valores típicos de espesor y resistividad
del cemento (por ejemplo, 0.75 pulgadas, y entre
1 y 5 ohm-m respectivamente) y dentro del rango
de medición de resistividad de CHFR (1 a 100
ohm-m), el error debido al cemento es de menos
del 10%. En más de un 95% de los trabajos de
adquisición de registros de CHFR no se ha
requerido corrección por cemento.
Hay dos factores adicionales relacionados
con el cemento, cuyos efectos en la resistividad
de formación aparente de CHFR son inciertos. Un
factor es el posible cambio de la resistividad del
cemento a lo largo del tiempo. Esto no se puede
determinar, ya que la medición en sitio de la resistividad del cemento actualmente no es posible. El segundo factor es el efecto de la calidad
del trabajo de cementación. En este caso, se re-
Agujero o
revestimiento
Rm
Rxo
Rt
Respuesta de
las herramie
ntas
de lateroperf
il
y CHFR; en se
rie
Zona virgen
Rm
Rxo
Rt
s
mienta
s herra
la
e
d
lelo
esta
Respu ción; en para
uc
de ind
3. Klein JD, Martin PR y Miller AE: “Cement Resistivity and
Implications for Measurement of Formation Resistivity
Through Casing,” artículo de la SPE 26453, presentado
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1993.
Klein JD y Martin PR: “The Electrical Resistivity of
Cement, Final Report,” Gas Research Institute Report
GRI-94/0273 (1994).
> Diferencia entre las respuestas de las herramientas CHFR o de lateroperfil y las herramientas de
inducción. Los dispositivos de lateroperfil, incluida la herramienta CHFR, miden las resistencias del
pozo y la formación en serie, mientras que los de inducción miden estas resistencias en paralelo.
Efecto del cemento en las mediciones de CHFR
Gráfica de sensibilidad de lecturas de CHFR al cemento (revestimiento de 7 pulgadas)
120
1.6
1.4
Rcem’ ohm-m
0.1
1
2
5
10
20
80
60
1.2
1.0
Rt /RCHFR
Error relativo en las lecturas de CHFR, %
100
0.8
40
Sin cemento
0.5 pulgadas
0.75 pulgadas
1.5 pulgadas
3 pulgadas
5 pulgadas
0.6
20
0.4
0
-20
10-1
0.2
100
101
102
Resistividad de la formación, ohm-m
> Error relativo en la medición de la resistividad de la formación debido a la
resistividad del cemento. Para un revestimiento de 7 pulgadas de diámetro,
una capa de cemento de resistividad igual a 0.75 ohm-m y formación cuya
resistividad es menor a 1 ohm-m, el efecto del cemento es cada vez mayor.
Por esta razón, se recomienda aplicar la herramienta CHFR en formaciones
cuyas resistividades excedan 1.0 ohm-m.
Verano de 2001
0
10-2
10-1
100
101
102
RCHFR /Rcem
> Gráfica de sensibilidad de las mediciones de CHFR al cemento para
un revestimiento de 7 pulgadas de diámetro externo. De manera similar a las gráficas de corrección para registros de lateroperfil de pozo
abierto, esta gráfica muestra el coeficiente de corrección como una
función del contraste de resistividad aparente RCHFR /Rcem, para valores
típicos de espesor de cemento.
9
Lateroperfil profundo de pozo abierto
Resistencia del revestimiento, Carrera 1
µohm
Resistencia del revestimiento, Carrera 2
0
µohm
100
Espesor del revestimiento
0
pulgadas
1
100
Profundidad, m
0
1000
Resistividad de CHFR, Carrera 1
1
ohm-m
Resistividad de CHFR, Carrera 2
1
0.5
ohm-m
ohm-m
1000
Imagen
USI del
Cemento
1000
1100
1125
1150
> Registro de CHFR en un pozo con cemento de baja calidad. Si bien la imagen USI del cemento
(extremo derecho) muestra baja calidad (celeste) en algunos lugares, la coincidencia entre las
dos carreras de la herramienta CHFR (Carril 2) y el registro de pozo abierto en el pozo de prueba
de Schlumberger en Villejust, Francia, es bastante alta. También es visible en la imagen de
cemento un canal en el revestimiento producido por el cable eléctrico.
10
Oilfield Review
Resistencia del
segmento del revestimiento
ohm
0.0001
Rayos gamma
0
API
100
CCL
-19
Densidad
Resistividad aparente de CHFR
Profundidad, m
0
1
ohm-m
g/cm3
1000 1.95
Lateroperfil profundo de Platform Express
1
1
ohm-m
2.95
Porosidad de neutrones
1000 0.45
m3/m3
-0.15
1450
1500
> Gran coincidencia entre el registro CHFR y las mediciones de lateroperfil profundo de la sonda
Platform Express obtenidas a pozo abierto (Carril 2), en la sección inferior de un pozo de gas en
Austria. La coincidencia entre ambos registros es bastante alta. En el Carril 3, la densidad de la
formación y la porosidad de neutrones muestra el cruce típico observado frente a las zonas de
gas (sombreado).
comienda que la calidad del cemento se evalúe
utilizando la herramienta de Adherencia del
Cemento CBT, la herramienta de Evaluación de la
Cementación CET, o la herramienta de Imágenes
Ultrasónicas USI. El espesor del cemento se
puede calcular de manera aproximada a partir
del calibre de pozo abierto y el tamaño del
revestimiento. En un ejemplo tomado en el pozo
de prueba de Schlumberger en Villejust, Francia,
se comparan dos carreras de la herramienta
CHFR efectuadas con dos años de separación,
con los registros de lateroperfil originales de
pozo abierto adquiridos 30 años antes (página
anterior). Los resultados de campo, tanto en los
pozos viejos (30 años) como en los nuevos (9
días), no mostraron efectos notables causados
por el cemento.
Repetibilidad, confiabilidad
y límites de la medición
Los registros de campo de la herramienta CHFR
han demostrado que la medición es repetible y
comparable con la resistividad de la formación de
pozo abierto registrada en el momento de la
perforación. Los datos CHFR han identificado con
claridad zonas vírgenes, agotadas y no barridas.
Debido a problemas en el pozo, no se pudo
obtener un registro de resistividad de pozo abier-
to en una sección intermedia de un pozo de gas
en Austria, perforado por Rohoel Aufsuchungs
AG (RAG), antes de asentar un revestimiento de
7 pulgadas. La perforación continuó en la zona
más profunda y, después que se obtuvieron los
registros de resistividad, se bajó una cañería de
revestimiento de 41⁄2 pulgadas de diámetro. Tras
ello, la herramienta CHFR se corrió en ambas
secciones (arriba). La coincidencia entre el lateroperfil profundo de la sonda Platform Express y
la resistividad de CHFR en la sección inferior
proporcionó un alto grado de confianza en la medición de CHFR, lo que permitió a RAG evaluar la
sección intermedia sin realizar otras pruebas.
(continuación en la página 14)
Verano de 2001
11
Historia de la medición de la resistividad en pozos entubados
Medir la resistividad detrás del revestimiento ha
sido por mucho tiempo un sueño en el campo petrolero. En la década de 1930, poco después de
que Conrad y Marcel Schlumberger introdujeran
los primeros registros eléctricos de pozo abierto,
la industria reconoció la necesidad de una medición equivalente en pozos entubados para evaluar zonas productivas previamente inadvertidas
y monitorear la producción en los miles de pozos
completados antes de la llegada de la adquisición de registros. Para obtener la resistividad
detrás del revestimiento, es necesario medir la
corriente que se fuga a través del revestimiento
de acero hacia la formación adyacente. Aunque
en teoría esto es relativamente simple, resulta
extremadamente difícil en la práctica debido al
enorme contraste entre las propiedades electromagnéticas del acero y las formaciones geológicas. El revestimiento de acero tiene de 107 a 1010
más conductividad que las formaciones del subsuelo y posee una permeabilidad magnética 10 a
200 veces mayor. El efecto neto de este amplio
rango dinámico es que la señal débil de la formación queda enmascarada por la señal del
revestimiento que es mucho mayor.
Durante los últimos 60 años, se han emitido
numerosas patentes para teorías, métodos y aparatos diseñados para medir y obtener la resistividad de la formación para pozos entubados. Entre
estas patentes se encuentran propuestas de
métodos galvánicos—electrodos o lateloperfiles—así como también métodos de inducción.1
Muchos de los métodos propuestos no logran
reconocer y contrapesar una cantidad de factores que afectan la medición. Entre ellos se incluyen el espaciado óptimo de los electrodos, las
variaciones en la resistencia de contacto del
electrodo y las variaciones en el espesor del
revestimiento, la resistencia y el efecto skin; la
cantidad de corriente que realmente se fuga
hacia la formación es una pequeña fracción de
la corriente que se introduce en el revestimiento. Las variaciones en la resistencia del
revestimiento pueden ser el resultado de diferencias en las tolerancias de fabricación, composición química, corrosión y fracturas. En
teoría, algunos de los métodos propuestos
podrían producir datos válidos. Sin embargo, la
extremadamente baja relación señal-ruido y la
limitación de la tecnología disponible en el
momento en que se otorgaron estas patentes
hacía prácticamente imposible medir de manera
precisa la casi imperceptible señal de nanovoltios de la formación.
Hasta la fecha, sólo los métodos con electrodos
han demostrado ser factibles. Los principios básicos de la medición se propusieron independientemente en una patente otorgada por la URSS a
Alpin en 1939 y una patente otorgada a Stewart
por los EUA en 1949.2 En 1972, una patente otorgada por Francia propuso un diseño de seis electrodos, utilizando una medición de dos etapas
que se aproxima mucho a la utilizada por la primera herramienta de demostración, desarrollada
por Vail, casi 20 años después.3 No fue sino hasta
principios de la década de 1990 que los avances
en la tecnología de dispositivos electrónicos permitió el desarrollo de esta herramienta operada a
cable eléctrico.
A fines de la década de 1980, ParaMagnetic
Logging (PML) diseñó el montaje y los métodos
de adquisición que tuvieron como resultado su
primera herramienta de demostración.4 Durante
el mismo período, Alexander Kaufman, trabajando
independientemente, logró una solución similar a
la de Vail.5 Los estudios iniciales de factibilidad, el
desarrollo de la herramienta y la evaluación del
cemento estuvieron respaldados y financiados por
un grupo diverso que incluía empresas operadoras, empresas de servicios, el departamento de
Energía de los Estados Unidos de Norteamérica
(DOE, por sus siglas en inglés), la Agencia de
Protección del Ambiente de los EUA y el Instituto
de Investigación del Gas (GRI, por sus siglas en
inglés, ahora conocido como Instituto de
Tecnología del Gas, GTI).6
Los primeros registros experimentales de la
herramienta PML obtenidos en 1992 probaron
el concepto de medición y demostraron varios
puntos de importancia.7 En primer lugar, las
mediciones confirmaron la teoría de operación y
los datos obtenidos, por lo general, reproducían
las características del lateroperfil de pozo
abierto. En segundo lugar, las mediciones eran
repetibles y operaban en el rango de los 7 a los
100 ohm-m. En tercer lugar, el cemento del
revestimiento no parecía afectar la medición.
Finalmente, la resolución vertical era de varios
espaciamientos entre electrodos. La primera
prueba exitosa en un campo petrolífero tuvo
lugar en el pozo de investigación MWX-2 del
DOE en Rifle, Colorado, EUA, en 1994. En esta
prueba se utilizó un diseño perfeccionado de la
herramienta PML.8 En 1995, Western Atlas
comenzó el desarrollo de una herramienta
comercial en conjunto con el GRI y, dos años
más tarde, adquirió PML y su tecnología.9 La
herramienta de Resistividad a través del
Revestimiento (TCRT, por sus siglas en inglés)
de Baker Atlas es en la actualidad un prototipo
en etapa de pruebas de campo.10
El interés de Schlumberger en los registros de
resistividad de pozos entubados fue una consecuencia natural del desarrollo de la herramienta
de Evaluación de la Corrosión CPET. Esta herramienta aplica cuatro niveles de electrodos al
revestimiento para medir su resistencia y
corriente. La investigación comenzó a fines de la
década de 1980 en Schlumberger-Doll Research
(SDR), Ridgefield, Connecticut, EUA, y en 1992 se
inició un proyecto sobre medición de la resistividad de la formación en pozos entubados, en el
Centro de Productos Riboud de Schlumberger
1. Entre los ejemplos de métodos galvánicos propuestos se
incluyen los siguientes:
Stewart WH: “Electrical Logging Method and Apparatus,”
patente de los EUA No. 2,459,196 (Enero 18, 1949).
Fearon RE: “Method and Apparatus for Electric Well
Logging,” patente de los EUA No. 2,729,784 (Enero 3, 1956).
Fearon RE: “Method and Apparatus for Electric Well
Logging,” patente de los EUA No. 2,891,215
(Junio 16, 1959).
Desbrandes R y Mengez P: “Method and Apparatus for
Measuring the Formation Electrical Resistivity in Wells
Having Metal Casing,” patente francesa No. 72 41218
(2,207,278) (Noviembre 20, 1972).
Gard MF, Kingman JEE y Klein JD: “Method and Apparatus
for Measuring the Electrical Resistivity of Geologic
Formations Through Metal Drill Pipe or Casing,” patente
de los EUA No. 4,837,518 (Junio 6, 1989).
Kaufman AA: “Conductivity Determination in a Formation
Having a Cased Well,” patente de los EUA No. 4,796,186
(Enero 3, 1989).
Vail WB III: “Methods and Apparatus for Measurement of
the Resistivity of Geological Formations from Within
Cased Boreholes,” patente de los EUA No. 4,820,989
(Abril 11, 1989).
Vail WB III: “Methods and Apparatus for Measurement of
Electronic Properties of Geological Formations Through
Borehole Casing,” patente de los EUA No. 4,882,542
(Noviembre 21, 1989).
Vail WB III: “Methods and Apparatus for Measurement of
Electronic Properties of Geological Formations Through
Borehole Casing,” patente de los EUA No. 5,043,668
(Agosto 27, 1991).
Vail WB III: “Measurement of In-Phase and Out-Of-Phase
Components of Low Frequency A.C. Magnetic Fields
Within Cased Boreholes to Measure Geophysical
Properties of Geological Formations,” patente de los EUA
No. 5,065,100 (Noviembre 12, 1991).
Vail WB III: “Electronic Measurement Apparatus Movable
in a Cased Borehole and Compensating for Casing
Resistance Differences,” patente de los EUA No. 5,075,626
(Diciembre 24, 1991).
Entre los ejemplos de métodos de inducción propuestos
se encuentran los siguientes:
Vail WB III: “Methods and Appraratus For Induction
Logging in Cased Boreholes”, patente de los EUA No.
4,748,415 (Mayo 31, 1988).
Gianzero SC, Chemali RE, Sinclair P y Su SM: “Method
and Apparatus for Making Induction Measurements
Through Casing,” patente de los EUA No. 5,038,107
(Agosto 6, 1991).
2. Alpin LM: “The method of the electric logging in the
borehole with casing,” patente de la URSS No. 56,026
(Noviembre 30, 1939).
Stewart, referencia 1.
3. Desbrandes y Mengez, referencia 1.
Mamedov NB: “Performance of Electrical Logging of the
Cased Wells with a Six-Electrode Sonde.” Izvestiya
Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy, Neft I Gaz, (Noticias de
las Instituciones Académicas Superiores, Petróleo y Gas)
no. 7 (1987): 11-15 (en Ruso).
12
Oilfield Review
(SRPC, por sus siglas en inglés) en Clamart,
Francia. En 1995, el equipo del proyecto de SRPC
evaluó la tecnología de PML en relación con sus
propias iniciativas de diseño y escogió continuar el
desarrollo de la tecnología para medir la
Resistividad de la Formación en Pozo Entubado
CHFR de Schlumberger. A través de un intenso
esfuerzo de investigación e ingeniería se desarrollaron nuevos dispositivos electrónicos y métodos
de procesamiento de señales, así como también
métodos para suministrar energía al fondo del
pozo y mantener el contacto de los electrodos. El
primer registro se obtuvo con una herramienta
experimental de un solo canal en 1996. En 1998,
se introdujo una herramienta experimental de
segunda generación, utilizando un diseño de dos
canales. Los prototipos de ingeniería y herramientas comerciales creados posteriormente emplean
este diseño de dos canales.11 Con el servicio CHFR,
se han obtenido con éxito registros en más de 100
pozos en todo el mundo, y la producción de esta
herramienta está incrementándose para satisfacer
la creciente demanda mundial (izquierda).
La herramienta CHFR proporciona una medición que investiga una mayor profundidad con
respecto a lo que se logra con el monitoreo convencional de saturación de pozos entubados con
herramientas nucleares. Mientras las mediciones
de CHFR leen hasta unos 2 m [6.6 pies] dentro
de la formación, las mediciones nucleares penetran sólo unos 25 cm [10 pulgadas]. A diferencia
de las mediciones nucleares, la medición de la
resistividad de la herramienta CHFR puede efectuarse en zonas de baja porosidad de la formación o baja salinidad del fluido de formación, y
permite una comparación fácil y directa con los
registros de resistividad de pozo abierto.
> Primer plano de los electrodos de medición de la herramienta CHFR.
4. Vail, referencia 1.
5. Kaufman, referencia 1.
Kaufman AA: “The Electrical Field in a Borehole with a
Casing,” Geophysics 55, no. 1 (1990): 29-38.
Kaufman AA y Wightman WE: “A Transmission-Line Model
for Electrical Logging Through Casing,” Geophysics 58, no.
12 (1993): 1739-1747.
6. Schenkel CJ y Morrison HF: “Effects of Well Casing on
Potential Field Measurements Using Downhole Current
Sources,” Geophysical Prospecting 38 (1990): 663-686.
Schenkel CJ: “The Electrical Resistivity Method in Cased
Boreholes,” University of California, Berkeley, EUA, Tesis
de doctorado (1991). Publicado como informe LBL-31139:
Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley,
California (1991).
Schenkel C y Morrison HF: “Electrical Resistivity
Measurement Through Metal Casing,” Geophysics 59,
no. 10 (1994): 1072-1082.
Klein et al, referencia 3, texto principal.
Klein y Martin, referencia 3, texto principal.
Vail WB y Momii ST: “Proof of Feasibility of the Through
Casing Resistivity Technology, Final Report,” Gas Research
Institute Report GRl-96/033 (1996).
Zhang X, Singer B y Shen LC: “Quick Look Inversion of
Through-Casing Resistivity Measurement, Final Report,”
Gas Research Institute Report GRl-96/0001 (1996).
Verano de 2001
7. Vail WB, Momii ST, Woodhouse R, Alberty M, Peveraro
Singer BS, Fanini 0, Strack K-M, Tabarovsky LA y Zhang
RCA y Klein JD: “Formation Resistivity Measurements
X: “Measurement of Formation Resistivity Through Steel
Through Metal Casing,” Transcripciones del 34 Simposio
Casing,” artículo de la SPE 30628, presentado en la
Anual sobre Registros de la SPWLA, Calgary, Alberta,
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Canadá. Junio 13-16, 1993, artículo F.
Dallas, Texas, EUA. Octubre 22-25, 1995.
8. Vail WB, Momii ST y Dewan JT: “Through Casing Resistivity
Maurer H-M, Fanini 0 y Strack K-M: “GRI Pursues Goal of
Measurements and Their Interpretation for Hydrocarbon
Commercial Through-Casing Resistivity Measurement,”
Saturations,” artículo de la SPE 30582, presentado en la
Gas Research Institute Gas Tips 2, no. 2 (1996): 10-13.
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas,
Singer BS y Strack K-M: “New Aspects of ThroughTexas, EUA. Octubre 22-25, 1995.
Casing Resistivity Theory,” Geophysics 63, no. 1 (1998):
Vail WB, Momii ST, Haines H, Gould JF Jr y Kennedy WD:
52-63.
“Formation Resistivity Measurements Through Metal
10. Maurer HM y Hunziker J: “Early Results of Through
Casing at the MWX-2 Well in Rifle, Colorado,”
Casing Resistivity Field Tests,” Petrophysics 41, no. 4
Transcripciones del 36 Simposio Anual sobre Registros de
(2000): 309-314.
la SPWLA, París, Francia. Junio 26-29, 1995, artículo 00.
11. Wu X y Habashy TM: “Influence of the Steel Casings on
9. Tabarovsky LA, Cram ME, Tamarchenko TV, Strack K-M y
Electromagnetic Signals,” Geophysics 59, no. 2 (1994):
Singer BS: “Through-Casing Resistivity (TCR —Physics,
378-390.
Resolution and 3-D Effects,” Transcripciones del 35
Béguin P, Benimeli D, Boyd A, Dubourg I, Ferreira A,
Simposio Anual sobre Registros de la SPWLA, Tulsa,
McDougall A, Rouault G y VanderWal P: “Recent
Oklahoma, EUA. Junio 19-22, 1994, artículo TT.
Progress on Formation Resistivity Measurement Through
Singer BS, Fanini 0, Strack K-M, Tabarovsky LA y Zhang X:
Casing,” Transcripciones del 41 Simposio Anual sobre
“Through-Casing Resistivity: 2-D and 3-D Distortions and
Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA.
Correction Techniques,” Transcripciones del 36
Junio 4-7, 2000, artículo CC.
Simposio Anual sobre Registros de la SPWLA, París,
Francia. Junio 26-29, 1995, artículo PP.
13
Rayos gamma
API
100
Resistencia del segmento del revestimiento
0
ohm
0.0001
Repetición de la resistencia
del segmento del revestimiento
0
ohm
Profundidad, m
0
0.0001
Resistividad aparente de CHFR
1
ohm-m
1000
Repetición de la resistividad aparente de CHFR
1
ohm-m
1000
1200
1250
> Excelente repetibilidad de la medición de CHFR (Carril 2) en una sección
más somera del mismo pozo de Austria.
Una segunda carrera efectuada sobre el intervalo
entre 1220 y 1250 m ilustra la excelente repetibilidad de la medición (arriba).
Debido a la física de la medición y a la
profundidad de investigación, la resistividad de
CHFR no se ve afectada por los derrumbes del
pozo. Un ejemplo tomado de Medio Oriente
muestra cómo la herramienta CHFR lee de
manera confiable las resistividades, incluso en
los pozos agrandados (página siguiente).
14
La herramienta CHFR mide un rango de resistividad de 1 a 100 ohm-m con un ±10% de precisión. El límite inferior de 1 ohm-m está fijado por
la influencia del cemento. El límite superior de
100 ohm-m está fijado por la relación señal-ruido
y el tiempo aceptable por estación. Dependiendo
del diámetro, el espesor y el peso del revestimiento, y de la distancia a la zapata del revesti-
miento, el límite superior real puede ser mayor a
100 ohm-m. La planificación previa al trabajo
puede determinar si las propiedades del yacimiento son adecuadas para la utilización de la
herramienta CHFR, así como la relación entre la
máxima resistividad medible de la formación y el
tiempo de adquisición de la estación requeridos
para lograr la precisión y exactitud deseadas.
Oilfield Review
Resistividad de CHFR
0.2
ohm-m
0.2
ohm-m
2000
Calibre
6
pulgadas
16
Rayos gamma
0
API
Profundidad, pies
Rxo
150
2000
Lateroperfil somero de Platform Express
0.2
ohm-m
2000
Porosidad de neutrones
0.6
Lateroperfil profundo de Platform Express
0.2
ohm-m
2000
pies3/pies3
0
Tiempo de tránsito
140
µseg/pies
40
X400
X450
X500
X550
Derrumbe
X600
> Comparación de los efectos de derrumbe del pozo (washout) en mediciones nucleares y de
CHFR. En este pozo de Medio Oriente, a una profundidad de X600 pies, el calibre (Carril 1) indica un
derrumbe con un diámetro del pozo cercano a las 16 pulgadas [41 cm]. En el Carril 2, la resistividad
de CHFR (círculos abiertos de trazo negro) se superpone al lateroperfil profundo de pozo abierto
de la sonda Platform Express (rojo) y parece no estar afectada por el derrumbe del pozo. En cambio, a la misma profundidad, los registros de porosidad del pozo abierto presentados en el Carril 3
(azul, porosidad de neutrones; verde, tiempo de tránsito) se ven afectados de manera significativa.
Verano de 2001
15
Resistividad de CHFR recalculada utilizando voltaje
Rayos gamma
0
API
150
0.1
100
0.1
Corriente de la formación
µA/cm2
0.015
µohm/m
Voltaje
0.005
Corriente total
7
µA/cm2
100
Resistividad de CHFR corregida por cemento
Profundidad en m
0
ohm-m
8
ohm-m
100
Resistividad de CHFR
0.1
ohm-m
100
Resistividad del pozo abierto
0.1
ohm-m
100
Revestidor
de 7 pulgadas
XX30
XX50
Cañería de
revestimiento
de 41/2
pulgadas
XX70
> Comparación del procesamiento de las lecturas de CHFR con y sin medición de voltaje y
corrección por cemento en un pozo marino de Medio Oriente. La corrección por cemento se
vuelve muy pequeña por encima de los 1.5 ohm-m e insignificante sobre los 3.0 ohm-m, como lo
indica la superposición de las líneas amarillas y rojas (Carril 2). El recuadro muestra la menor
corriente por encima de la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas, debido al contacto eléctrico
insuficiente entre las tuberías de 41⁄2 pulgadas y la de 7 pulgadas.
Los resultados obtenidos en un pozo de TOTAL
ABK en la zona marina de Abu Dhabi, EAU, muestran la importancia de una adquisición completa
de datos y la corrección por la presencia del cemento para ampliar los límites de operación de la
herramienta CHFR (arriba). La observación de otros
datos del campo indicó que la distribución de la
corriente aplicada al revestimiento en este pozo,
varió significativamente respecto del modelado de
las mediciones CHFR: el componente descendente
de la corriente aplicada fue mucho mayor que el
componente ascendente. Esta situación podía atribuirse al contacto eléctrico insuficiente entre la
tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas y el
revestidor de 7 pulgadas, por encima del punto de
inyección, lo que impedía que la corriente fluyera
hacia abajo por el trayecto esperado para un
revestimiento homogéneo. Un contacto eléctrico
insuficiente entre las secciones del revestimiento
puede provocar un error significativo en el cálculo
16
de la resistividad de CHFR, particularmente
cuando el voltaje se estima en lugar de medirse.
En este caso, la medición de voltaje de CC se
había obtenido en la misma carrera de la herramienta y se pudo incluir en el nuevo cálculo de la
resistividad de CHFR. Los resultados del nuevo
cálculo están más cercanos a los datos del pozo
abierto, pero aún son altos.
En la zona acuífera, entre XX45 y XX70 m, la resistividad del pozo abierto está en el rango de 0.2 a
0.3 ohm-m, bastante por debajo del rango normal
de funcionamiento de la herramienta CHFR. Se sabe que la resistividad del cemento está dentro del
rango aceptable. Sin embargo, frente a estas bajas
resistividades de formación, no se puede ignorar la
influencia del cemento en las mediciones de CHFR.
Se calculó una corrección por cemento (resistividad
y espesor del cemento de 5 ohm-m y 0.75 pulgadas,
respectivamente), la cual fue aplicada a los datos
recalculados de la herramienta CHFR. Las resistivi-
dades de CHFR resultantes ahora coinciden con los
datos del pozo abierto sobre este intervalo, el que
inicialmente se había pensado que estaba fuera
del rango operativo de la herramienta CHFR.
Además de las restricciones respecto de la
resistividad de la formación y del cemento, la
resolución vertical de las mediciones de CHFR
tiene algunas limitaciones. La resolución vertical
es una función del espaciamiento de los electrodos de voltaje. El valor de 4 pies [1.2 m] representa el espesor mínimo de la capa para que la
lectura sea correcta en la mitad de ella. Se puede
localizar un contacto agua-petróleo (CAP) a ±1
pies, incluso con un espaciamiento de estación de
2 pies. La profundidad de investigación es de 7 a
37 pies [2 a 11 m], prácticamente ilimitada en
comparación con los estándares de la mayoría de
las herramientas de registros operadas a cable.
Varía levemente con el contraste entre la resistividad de la formación y del cemento.
Oilfield Review
Verano de 2001
Lateroperfil profundo de pozo abierto
0.2
ohm-m
200
Lateroperfil somero de pozo abierto
0.2
Rayos gamma
0
API
200
Profundidad, m
Aplicaciones
Las aplicaciones básicas para las mediciones de
resistividad en pozos entubados fueron reconocidas en la década de 1930, y abarcan: la adquisición de registros primarios, la adquisición de
registros de contingencia, la identificación de
zonas productivas previamente inadvertidas y el
monitoreo del yacimiento.
Registros primarios—La adquisición de registros primarios es una decisión planificada de
reemplazar todos o la mayor parte de los servicios
de pozo abierto con mediciones de pozo entubado.
Esta decisión se origina en un deseo de reducir
riesgos asociados con la inestabilidad del pozo o
malas condiciones para la adquisición de registros, o quizás para mejorar los aspectos económicos. Por ejemplo, en un campo en explotación
donde la geología ya ha sido bien caracterizada a
través de pozos existentes, una combinación de
registros de CHFR con mediciones nucleares de
pozo entubado, tales como los registros de Tiempo
de Decaimiento Termal TDT o los de la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST
para estimar la porosidad, pueden proporcionar un
análisis completo de la saturación de la formación.
Registros de contingencia—Este tipo de
registros es apropiado para situaciones no planificadas en las cuales las condiciones del pozo
abierto, tales como la inestabilidad del hueco o
la falla de la herramienta impiden la adquisición
exitosa de registros. Ahora, con el servicio CHFR,
las herramientas para pozo entubado pueden
proporcionar todos los datos necesarios. En un
pozo reciente del Mar del Norte, las herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) fallaron y
no había otros registros de pozo abierto disponibles. Sin la evaluación proporcionada por la
herramienta CHFR, el operador podría haber
abandonado el pozo. En otro caso, las condiciones del pozo impedían la adquisición de registros
de pozo abierto; sin la evaluación del pozo entubado proporcionada por la herramienta CHFR, el
operador habría tenido que perforar otro pozo
para realizar una evaluación adecuada del yacimiento. La experiencia de campo hoy indica que
los registros de contingencia comprenden una
parte sustancial del mercado total para las mediciones de resistividad detrás del revestimiento.
Identificación de zonas productivas previamente inadvertidas—Estas zonas constituyen un
porcentaje significativo de las reservas potenciales en muchos campos petrolíferos. Esta categoría incluye no sólo zonas que fueron inadvertidas
o que fueron mal identificadas, sino las que fueron deliberadamente inadvertidas y otras que han
ohm-m
200
Resistividad de MSFL
0.2
Densidad volumétrica
1.65
g/cm3
2.65
ohm-m
200
Resistividad de CHFR
0.2
ohm-m
200
X750
X800
X850
X900
> Zona productiva previamente inadvertida. En este pozo de Indonesia, el
lateroperfil del pozo abierto subestimó la resistividad debido a una invasión
profunda en el intervalo comprendido entre los X725 y X950 pies y, por lo
tanto, este intervalo no fue completado. La herramienta CHFR, corrida varios
meses después de la perforación, sugirió que esta misma zona contenía
hidrocarburos. Tras ello, el intervalo fue completado y puesto en producción.
experimentado resaturación después de años de
producción. En estos casos, los pozos pueden haber sido perforados antes de la disponibilidad de
herramientas de adquisición de registros de pozos
o herramientas modernas. La evaluación del pozo
entubado facilita la identificación de estas zonas
y permite la estimación de reservas adicionales.
La invasión profunda a veces oculta zonas
productivas. El registro lateroperfil de un pozo de
Indonesia fue intensamente afectado por la invasión y se subestimó la resistividad (arriba).
Puesto que la separación de las curvas entre los
X725 y X950 pies sugería una zona húmeda, ésta
no fue perforada. Poco tiempo después de terminar el pozo, éste producía cerca de un 100% de
agua de las zonas más profundas y el pozo fue
cerrado. Unos cuantos meses después, una vez
que el lodo filtrado tuvo tiempo de dispersarse,
un registro de CHFR indicó que esta zona en realidad sí contenía hidrocarburos. La zona fue completada en base a la interpretación del registro
de CHFR y quedó produciendo petróleo a una
tasa de 200 bppd [32 m3/d].
Monitoreo del yacimiento—El monitoreo del
yacimiento consiste en la adquisición de registros por lapsos de tiempo—adquisición de registros en distintos momentos—para hacer un
seguimiento de los cambios en la saturación de
los fluidos y monitorear la posición de los contactos de los mismos durante la producción y los
proyectos de inyección de agua. Esta técnica ha
sido exitosa en otro pozo de Indonesia, en donde
el registro de CHFR mostró un contacto aguapetróleo inesperado a 12 pies [3.5 m] por debajo
17
del CAP original, determinado a partir de los registros de pozo abierto (próxima página, arriba).
Se perforó la zona inferior y tres semanas después estaba produciendo a razón de 2150 bppd
[342 m3 /d] sin corte de agua, confirmando los
resultados de las mediciones de CHFR. La explicación más plausible es que el proyecto de inyección de agua en el campo había barrido un banco
de petróleo hacia las cercanías de este pozo, pero
no se podía producir petróleo a través de los disparos (perforaciones, punzados) más altos a
causa de una barrera de permeabilidad vertical.
Si bien la herramienta CHFR puede
proporcionar mediciones de resistividad detrás
del revestimiento, es posible obtener resultados
más completos al combinarlas con las
mediciones nucleares. La herramienta de
resistividad CHFR proporciona mediciones de
saturación provenientes de una profundidad de
investigación bastante superior a la de las
herramientas de registros nucleares utilizadas
actualmente para la evaluación de las
formaciones detrás del revestimiento. El rango
dinámico de la medición de CHFR es tal, que la
evaluación también es posible en yacimientos
con baja porosidad y baja salinidad en la
formación, condiciones que por lo general son
desfavorables para una evaluación precisa con
las herramientas nucleares. En las situaciones en
que el pozo y las condiciones no son favorables
para la mediciones de CHFR, entonces se recurre
a los registros nucleares para obtener los datos
necesarios (derecha).
Para comprender mejor el comportamiento del
yacimiento, las mediciones de porosidad y
resistividad de CHFR a partir de herramientas
nucleares tales como la herramienta RST, pueden
combinarse para proporcionar una evaluación
cuantitativa de la saturación, equivalente a una
interpretación de registros de pozo abierto. La
herramienta RST proporciona dos importantes
mediciones para determinar la saturación de
hidrocarburos y la porosidad de la formación. La
relación de la abundancia relativa de carbono y
oxígeno en una formación puede predecir las
saturaciones de hidrocarburos y agua,
independientemente de la salinidad del agua.
La medición del parámetro Sigma, a partir del
decaimiento térmico, se utiliza para estimar la
porosidad y la saturación de hidrocarburos en
formaciones salinas.4
4. Adolph B, Stoller C, Brady J, Flaum C, Melchor C, Roscoe B,
Vittachi A y Schnorr D: “Saturation Monitoring with the RST
Reservoir Saturation Tool,” Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de
1994):29-39.
Albertin I, Darling H, Mahdavi M, Plasek R, Cedeño I,
Hemingway J, Richter P, Markley M, Olesen J-R, Roscoe B
y Zeng W: “The Many Facets of Pulsed Neutron Cased-Hole
Logging,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996): 28-41
18
Formación
Relación
Carbono/
Oxígeno
Sigma
Herramienta
CHFR
Comentarios
Baja porosidad (<15 p.u.)
Limitación del máximo Rt medible
Moderada porosidad
y baja salinidad (< 20 ppk)
Limitación del máximo Rt medible
Moderada porosidad
y moderada salinidad
Alta porosidad (>30 p.u.) y
alta salinidad (Golfo de México)
La herramienta CHFR pudo trabajar con cemento,
pero el efecto es importante a baja Rt /Rcem.
Variable (inundación)
La herramienta CHFR puede identificar el cambio de
saturación respecto de la original del yacimiento, pero
no de manera cuantitativa.
Muy baja saturación de agua
Limitación del máximo Rt medible.
Terminación
Collares del revestidor
Comentarios
La herramienta CHFR puede perder datos entre los
4 a 6 pies. La herramienta RST en modo C/O proveerá
buenos resultados después de cuantificar el contenido
de hierro mediante el procesamiento SpectroLith.
Corrida a través de una tubería de
producción de pequeño diámetro
Registro dentro de la
tubería de producción
La herramienta RST proveerá resultados, siempre y cuando
se pueda corregir el efecto del fluido entre la tubería de
producción y el revestimiento.
Revestimiento pesado
Límite de 40 lbm/pies para la relación señal-ruido de CHFR
Revestimiento doble
La herramienta RST proveerá resultados, siempre y cuando
se pueda corregir el efecto de fluido/formación/cemento
entre la tubería de producción y el revestimiento. En modo
C/O, puede ser necesaria una caracterización.
Revestimiento de aleación o cromo
Las raspaduras ocasionadas por los electrodos
puede inducir a corrosión.
Revestimiento de fibra de vidrio
Los registros por inducción constituyen otra opción.
Pozo
Comentarios
Microanillo seco
Gas canalizado en el cemento
Pozos con derrumbes
Los valores de Sigma serán válidos frente a derrumbes de
hasta el doble de tamaño respecto al tolerable en modo
C/O. Si el derrumbe es comparable a la profundidad de
investigación, entonces el valor de Sigma se verá afectado.
Pozos fluyendo
Contactos de fluidos en el pozo
Efectos de los alrededores del pozo
Los valores de Sigma son sólidos respecto de los obtenidos
en el modo C/O, debido a la profundidad de investigación.
Pozos desviados
Efectos del ácido
Disparos
Litología
Incrustaciones
> Cuadro comparativo de los datos de resistividad de CHFR con las mediciones de Sigma y la
relación carbono/oxígeno del RST para diferentes
condiciones de formación. En muchas condiciones de pozo y yacimiento, las mediciones de las
herramientas son complementarias.
La herramienta CHFR debe contar con buen contacto
eléctrico entre los electrodos y el revestimiento.
El revestimiento debe estar limpio.
No se recomienda sin la asesoría de expertos.
Utilizar según lo recomendado en los comentarios.
Se recomienda su aplicación.
Oilfield Review
Potencial
espontáneo
-80
mV
20
ohm-m
200
2
Lateroperfil profundo de pozo abierto
ohm-m
200
2
Resistividad de CHFR
ohm-m
Decaimiento
SW2 /SW1
200 3
0
Monitoreo de yacimiento en Indonesia. En este pozo, el CAP
de CHFR a X656 pies (Carril 2, negro) está a 12 pies [3.5 m] por
debajo del CAP original indicado en el lateroperfil profundo de
pozo abierto a X644 pies (Carril 2, rojo). Este intervalo fue perforado y puesto a producir a una tasa de 2150 bppd [342 m3/d].
>
Rayos gamma
0
API 200
Profundidad, pies
Lateroperfil somero de pozo abierto
2
X630
X640
CAP de pozo abierto
X650
CAP de CHFR
X660
X670
Porosidad, pozo abierto
0.5
pies3/pies3
0
0.5
0.5
0
Volumen de agua en la
zona invadida, pozo abierto
0.5
pies3/pies3
0
pies3/pies3
0.5
pies3/pies3
Porosidad, pozo abierto
0 0.5
Volumen de agua en la zona
virgen, CHFR, Carrera 1
Volumen de agua en la zona
virgen, CHFR, Carrera 1
Hidrocarburo desplazado
pies3/pies3
0
Hidrocarburo (OH)
Hidrocarburo, pozo abierto (OH)
Volumen de agua en la
zona virgen, pozo abierto
pies3/pies3
0.5
0
pies3/pies3
Hidrocarburo, CHFR (1)
pies3/pies3
0
Hidrocarburo, CHFR (2)
Hidrocarburo, CHFR (3)
0
Volumen de agua en la
zona virgen, CHFR, Carrera 2
pies3/pies3
Filtrado o Decaimiento
Hidrocarburo, CHFR (2)
Hidrocarburo de CHFR (1)
Filtrado o Decaimiento
Filtrado o Decaimiento
Volumen de agua en
la zona virgen, pozo abierto
Volumen de agua en la zona
virgen, CHFR, Carrera 2
Volumen de agua en la zona
virgen, CHFR, Carrera 3
0.5
pies3/pies3
0
0.5
pies3/pies3
0.5
0 0.5
pies3/pies3
0
0
X0950
X1000
>
Cálculos de volumen de fluidos basados en
mediciones de CHFR en un pozo de Medio
Oriente. El registro ilustra la resaturación gradual de hidrocarburos en esta zona del yacimiento. Al momento de la Carrera 1 en el pozo
entubado (Carril 2), la mayor parte del filtrado ha
sido reemplazado o diluido, y en la Carrera 2 en
el pozo entubado (Carril 3), la saturación de
hidrocarburos ha vuelto a los niveles previos a
la invasión. Cuando se efectúo la Carrera 3
(Carril 4), la herramienta CHFR comenzó a
detectar la influencia de un nuevo pozo inyector
perforado a unos 100 m [330 pies] de distancia.
Porosidad, pozo abierto
Porosidad, pozo abierto
0.5
Profundidad, pies
En un pozo de monitoreo de un yacimiento
petrolífero carbonatado de Medio Oriente puede
verse una interpretación combinada de la resistividad de pozo entubado y las mediciones nucleares (derecha). Después de adquirir los registros de
pozo abierto en este pozo de monitoreo, se asentó
el revestimiento y durante los siguientes 15
meses se corrieron varias sondas de registros de
pozos entubados, incluidas las herramientas
CHFR y RST.
Durante este período, y antes de que un pozo
inyector se activara en esta área, la serie de registros mostraron un aumento progresivo en la resistividad aparente de CHFR, indicando la
resaturación de hidrocarburos en la zona petrolera
principal, entre los X0995 y X1085 pies. Después
de obtenerse el segundo registro, comenzó la
inyección de agua en un pozo ubicado a unos 100
m de distancia. Al momento de correr el tercer
registro de pozo entubado, el frente de inundación
se estaba aproximando al pozo de monitoreo y
comenzaba a influenciar la medición de CHFR de
lectura profunda. Esto permitió detectar y cuantificar los efectos de la inyección de agua.
Verano de 2001
X1050
X1100
19
Contrariamente a los datos de CHFR, los análisis
basados en lecturas someras de la herramienta
RST no indicaron cambios durante este período
con respecto a los datos de pozo abierto (abajo).
La diferencia entre las evaluaciones de resistividad y las mediciones nucleares indica que posiblemente se ha creado una zona dañada alrededor del
pozo, en la cual el filtrado ha invadido al menos hasta la profundidad de investigación de la herramienta RST. Una interpretación combinada de los datos
provenientes de las herramientas CHFR y RST proporcionó un completo entendimiento del proceso de
resaturación, el progreso del frente de inyección y
el daño de la formación alrededor del pozo.
Otra manera de detectar cambios en la saturación de hidrocarburos con el paso del tiempo es
con la evaluación rápida del índice de decaimiento (agotamiento, depleción). Este índice se
basa en la ecuación de saturación de agua de
Archie, Sw = 1/ø (Rw/Rt)1/2, y relaciona la resistividad de pozo entubado y la saturación derivada de
los datos de CHFR con los valores de referencia
de pozo abierto, mediante la relación:
(RCHFR/ROH)1/2 = SW0H/SWCHFR, donde RCHFR es la resistividad aparente de la formación de CHFR, ROH
es la resistividad de la formación de referencia de
pozo abierto, SW0H es la saturación de agua de
Archie de pozo abierto, calculada utilizando ROH; y
SWCHFR es la saturación de agua de Archie de pozo
entubado, calculada utilizando RCHFR.
Las ventajas de este enfoque son que es relativamente inmune al factor geométrico de CHFR,
no requiere el conocimiento de la resistividad del
agua de formación—aunque se parte del supuesto de que no ha cambiado entre los registros de
pozo abierto y de pozo entubado—y no requiere
conocer la porosidad. Si se utiliza un factor K incorrecto, se desplazará la línea base de la curva, que
debiera ser 1.0 en formaciones acuíferas limpias.
Incluso en este caso, sin embargo, todavía debería
ser posible identificar la posición de la línea base
y detectar zonas agotadas, mediante el mo-
Hidrocarburo (OH)
Porosidad, pozo abierto
0.5
pies3/pies3
Hidrocarburo, Sigma de RST (1)
0
Porosidad, pozo abierto
Hidrocarburo (OH)
0.5
pies3/pies3
Volumen de agua en la
zona invadida, RST, Carrera 1
Hidrocarburo, Sigma de RST (2)
pies3/pies3
Hidrocarburo, Sigma de RST (3)
0.5
0
Hidrocarburo, Sigma de RST (1)
0
Porosidad, pozo abierto
Filtrado o Decaimiento
Volumen de agua en la
zona invadida, pozo abierto
0.5
pies3/pies3
0
Volumen de agua en la
zona virgen, pozo abierto
0.5
pies3/pies3
Profundidad,pies
Hidrocarburo desplazado
X0950
X1000
X1050
X1100
20
Volumen de agua en la zona
invadida, RST, Carrera 1
0.5
pies3/pies3
pies3/pies3
pies3/pies3
0.5
0
Volumen de agua en la zona
invadida, RST, Carrera 2
0
Volumen de agua en la
zona virgen, pozo abierto
0.5
0
0.5
0.5
pies3/pies3
Volumen de agua en la zona
invadida, RST, Carrera 2
Filtrado o Decaimiento
0
Filtrado o Decaimiento
Volumen de agua en la zona
invadida, RST, Carrera 3
0
0.5
Hidrocarburo, Sigma de RST (2)
0
pies3/pies3
pies3/pies3
0
Porosidad, pozo abierto
0.5
pies3/pies3
0
vimiento de la curva hacia la derecha de su línea
base. Al mismo tiempo, este enfoque conserva
las limitaciones inherentes al enfoque de Archie,
tales como el supuesto de una arena limpia.
En un pozo productor, de 27 años de antigüedad, del talud norte de Alaska, EUA, el índice de
decaimiento proporcionó una medición cuantitativa de la extensión del agotamiento del yacimiento (página siguiente, arriba). Las curvas de
resistencia del revestimiento para cada canal de
medición para dos carreras separadas se superponen, lo que indica un buen contacto de electrodos. La menor resistividad de CHFR con respecto
a la resistividad de pozo abierto indica el agotamiento de las dos zonas petroleras selladas
mediante cementación forzada, X720 a X740 pies
y X820 a X955 pies.
Un campo maduro de Indonesia proporciona
otro ejemplo de monitoreo. El yacimiento está
formado por una serie de canales de arenas, con
un amplio rango de permeabilidad. La producción
de estas arenas a menudo está entremezclada y,
debido a las bajas presiones de la formación, se
requieren bombas en el fondo del pozo. Por lo general, las zonas de alta permeabilidad son las
que contribuyen de manera principal a la producción; se agotan primero y luego producen grandes cantidades de agua. Los registros nucleares
de carbono/oxígeno (C/O) se utilizan rutinariamente para monitorear la producción y el decaimiento del yacimiento.
La interpretación de los registros de C/O se ve
complicada por dos factores. En primer lugar, debido a la baja presión del yacimiento, una vez que
las bombas se detienen para intervenir el pozo, el
fluido del pozo invade el yacimiento. Esta nueva
zona invadida hace que los registros de C/O de lectura somera subestimen la saturación de petróleo.
Además, las diferencias de presión entre las zonas
pueden generar un flujo transversal de los fluidos.
< Cálculos de volumen de fluidos basados en las
mediciones nucleares de pozo entubado para el
mismo pozo de Medio Oriente de la página anterior. Los registros nucleares fueron adquiridos al
mismo tiempo que se corrió la herramienta CHFR.
Contrariamente a los registros de CHFR, los registros nucleares no indican cambios significativos en
la saturación con el paso del tiempo debido a su
reducida profundidad de investigación. Esto es que
dada su baja profundidad de investigación, continúan midiendo principalmente filtrado. Los volúmenes de hidrocarburo continúan siendo prácticamente los mismos que cuando se obtuvieron los
registros de pozo abierto. La diferencia entre las
evaluaciones de los registros nucleares y de resistividad indica que se ha creado un anillo o zona
dañada alrededor del pozo. En consecuencia, no
es posible monitorear el efecto de los pozos inyectores cercanos utilizando sólo la herramienta RST;
se necesita una interpretación combinada.
Oilfield Review
Rayos gamma
Una solución sería cementar todos los disparos
y dejar el pozo quieto por dos o tres semanas para
permitir que la región que rodea al pozo vuelva a
las condiciones del yacimiento antes de correr el
registro de C/O y perforar nuevos intervalos. Sin
embargo, este enfoque es costoso y tiene como
resultado una significativa pérdida de producción.
Más aún, el proceso mismo de cementación
forzada, en el cual se inyecta un gran volumen de
agua a la formación a alta presión antes de
cementar, en realidad puede causar un cambio en
la saturación de la formación alrededor del pozo
de largo plazo. Los registros de C/O a menudo
muestran saturaciones de hidrocarburos debajo
de la saturación de petróleo residual; esto puede
deberse al permanente lavado de petróleo residual hacia fuera de la región que rodea al pozo,
debido a la alta presión de la cementación forzada. Estas prácticas, combinadas con una calidad variable del cemento en los pozos viejos,
hacen que la interpretación precisa de los registros de C/O sea un verdadero desafío.
El servicio de CHFR no se ve afectado por ninguna de estas limitaciones y ofrece al operador
una alternativa más precisa y rentable con respecto a los registros de C/O, para la identificación
de zonas agotadas (abajo). Antes de ejecutar una
tarea de cementación forzada en el pozo de
Indonesia, se corrió la herramienta CHFR, y tres
semanas después se hicieron dos carreras más
de la herramienta CHFR y una adquisición de
registro de C/O. La profundidad de investigación
de las mediciones de CHFR permitió efectuar la
primera carrera inmediatamente después de
extraer el equipamiento de terminación, antes de
30
API
180
Resistencia del
segmento del revestimiento
ohm
5x10-5
Inducción profunda, pozo abierto
0.2
ohm-m
Resistividad aparente, CHFR
Abierto
0.2
ohm-m
200
Sw de Archie, Relación de decaimiento
2
200 0
Prof., pies
0
Cementación
forzada
X700
X750
X800
X850
X900
X950
Carrera 2, Canal 2
Carrera 1, Canal 2
Carrera 1, Canal 1
Carrera 1, Canal 1
> Monitoreo del decaimiento de hidrocarburos en el pozo del talud norte de Alaska, EUA. La
separación entre las curvas de resistividad del registro de CHFR y el registro de inducción
original de pozo abierto indica claramente que las zonas petrolíferas entre X820 y X955 pies,
y entre X720 y X740 pies están agotadas.
Extracción del
equipamiento de terminación
Tiempo de espera hasta que
se disipe el fluido de invasión
Cementación de todas las zonas
Re-perforación de
las zonas de interés
Adquisición del registro de la
relación carbono/oxígeno
Producción
0
5
10
Producción
Cementación selectiva de
las zonas agotadas
Corrida del
raspador
Corrida de la
herramienta CHFR
Extracción del
equipamiento de terminación
Verano de 2001
Tiempo en días
15
< Línea de tiempo de monitoreo del yacimiento para un pozo de Indonesia. La cantidad de pasos y días necesarios para el monitoreo con el
registro de la relación carbono/oxígeno (C/O) (arriba) se contrasta con
la que se requiere para el monitoreo con registros de CHFR (abajo). Los
registros de CHFR permitieron que el pozo comenzara a producir 14 días
antes, además de los ahorros generados por la eliminación de las innecesarias cementación forzada de todos los intervalos abiertos y la reperforación de las zonas de interés.
21
Agua desplazada
Hidrocarburos desplazados
Agua
Decaimiento
Decaimiento
Petróleo, pozo abierto
pies3/pies3
0.5
Calcita
Porosidad
Porosidad
pies3/pies3
0.5
Petróleo
0 0.5
pies3/pies3
0
Ortoclasa
Petróleo, pozo abierto
0 0.5
pies3/pies3
Cuarzo
0
Agua ligada
Resistividad, pozo abierto
0.2
ohm-m
200
Volumen de petróleo, RST Volumen de petróleo, CHFR
pies3/pies3
0.5
Rayos gamma
0
API
200
0 0.5
pies3/pies3
Ilita
0
Resistividad, CHFR
0.2
ohm-m
200
Volúmenes de ELAN
Petróleo remanente
Petróleo remanente
1
vol/vol
0
Disparos 2
Disparos 3
> Interpretación según el Análisis Elemental de Registros ELAN de los registros de monitoreo del yacimiento de CHFR y RST. En este pozo de Indonesia, los resultados de la relación C/O están afectados
por los efectos de la zona circundante al pozo. Esto ocasiona la subestimación del petróleo remanente
debido a la invasión. La mayor profundidad de investigación de las mediciones de CHFR ayuda a efectuar una mejor estimación del petróleo remanente.
la cementación forzada y de tener que esperar
que la zona invadida volviera a las condiciones
residuales (arriba).
La primera carrera de la herramienta CHFR
fue la más precisa, ya que se efectuó antes de la
cementación forzada, durante la cual se inyectó
una gran cantidad de agua a la formación. La
segunda y tercera carrera mostraron menores
resistividades, debido al gran volumen de agua
22
inyectada a la formación. El registro de la relación C/O obtenido al mismo tiempo que la tercera
carrera del registro CHFR subestima, en gran
medida, la saturación del petróleo remanente,
debido a su incapacidad para investigar más allá
de la zona invadida. La primer carrera de la herramienta CHFR muestra que más allá de la invasión, este intervalo ha conservado casi la
saturación original de petróleo. En comparación
con el registro de la relación C/O, la herramienta
CHFR proporcionó un registro más preciso y una
lectura más profunda de la formación, así como
también considerables ahorros en el tiempo y los
gastos de producción.
En la mayoría de los yacimientos de Medio
Oriente se utilizan métodos para mejorar la recuperación de petróleo en los yacimientos carbonatados. Los proyectos de inyección de agua
utilizan la inyección de agua, gas o ambos para
desplazar el petróleo hacia los pozos en explotación. Los registros de los pozos de monitoreo
generalmente indican un buen drenaje en los carbonatos de alta permeabilidad y soportados por
los granos, pero con frecuencia indican un drenaje inconsistente en las zonas carbonatadas de
permeabilidades más bajas y mixtas, soportadas
por el lodo. Las unidades de flujo individuales de
estas zonas de permeabilidad más baja, a
menudo están cubiertas por capas delgadas de
alta permeabilidad que facilitan la penetración
del agua o el gas durante las inundaciones e
impiden una buena recuperación.5
Históricamente, el progreso de estas inundaciones ha sido evaluado a través de pozos dedicados exclusivamente al monitoreo, utilizando
mediciones de Sigma a partir de registros nucleares de decaimiento termal o de la relación C/O
obtenidos en pozos entubados con acero, o registros de inducción en pozos entubados con fibra de
vidrio. Cada uno de estos métodos tiene sus limitaciones. Las herramientas nucleares funcionan
mejor en revestimientos de acero y en formaciones de porosidad mediana a alta. La medición
nuclear de Sigma requiere agua de formación
salina. El filtrado de lodo y los ácidos utilizados
para estimular el yacimiento pueden dañar la
región que rodea al pozo, a menudo por meses o
años. Los dispositivos nucleares, que tienen una
baja profundidad de investigación—menos de 12
pulgadas [30 cm]—pueden no ver más allá de la
zona invadida por el filtrado. El revestimiento de
fibra de vidrio se deteriora con el tiempo y desarrolla fugas; los registros de inducción obtenidos
en tales circunstancias pueden ser poco confiables. Por lo general, cuando ocurre una fuga la
fibra de vidrio es reemplazada por revestimiento
de acero. Bajo estas condiciones, la adquisición
de registros de CHFR puede ser más adecuada y
proporcionar mejores respuestas que las mediciones nucleares tradicionales.
5. Para obtener más información acerca de la producción
a partir de carbonatos, véase: Akbar M, Vissapragada B,
Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D,
Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D,
Netherwood R, Russell SD y Saxena K: “Evaluación de
yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 12, no. 4
(Primavera de 2001): 20-43.
Oilfield Review
Carrera 3 de CHFR (16 de dic)
Carrera 2 de CHFR (28 de sept)
API
150
Collares del revestimiento
-9
1
ohm-m
100
0.2
100
0.2
ohm-m
Calibre
Resistividad de LWD
0.2
ohm-m
ohm-m
100
Carrera 2 de CHFR (20 de oct)
Carrera 1 de CHFR (30 de mayo)
0.2
100
4
pulgadas
14
Rayos gamma
0
API
150
Profundidad, pies
Rayos gamma
0
Profundidad, pies
0.2
ohm-m
100
Carrera 1 de CHFR (26 de jul)
0.2
ohm-m
100
Lateroperfil profundo, pozo abierto
0.2
ohm-m
100
X800
X1000
X1050
X900
X1100
> Ejemplo de un registro de un pozo de monitoreo en Abu Dhabi, en un yacimiento petrolífero carbonatado. El Carril 2 muestra dos carreras de la herramienta CHFR efectuadas con cuatro meses de diferencia (Carrera 1, rojo;
Carrera 2, azul) y la curva de resistividad de LWD obtenida a pozo abierto
(negro). No se detectó cambio alguno entre las dos carreras de la herramienta CHFR. Sin embargo, en comparación con el registro de pozo abierto,
la mayor resistividad de CHFR en la zona entre los X850 y X890 pies es el
resultado de la detección de un evento ocurrido lejos del pozo (una pata de
petróleo o un frente de inyección de gas). La resistividad de LWD responde
a la zona inundada por agua en las cercanías del pozo.
La profundidad de investigación de la herramienta CHFR permite no sólo monitorear la zona
no invadida sino también, bajo ciertas condiciones, proporcionar una indicación oportuna de
frentes de inundación que se estén acercando. En
un pozo de monitoreo de Medio Oriente, se obtuvieron dos registros de CHFR en un período de
cuatro meses (arriba a la izquierda). No se
detectó cambio alguno en el yacimiento entre los
dos registros. Además, con excepción de una
zona, la coincidencia general entre la resistividad
profunda del registro LWD y la resistividad aparente del registro CHFR es excelente, tanto para
Verano de 2001
> Ejemplos de registros de monitoreo en un yacimiento petrolífero carbonatado de Abu Dhabi. El Carril 2 muestra tres carreras de la herramienta
CHFR y el lateroperfil de pozo abierto. La Carrera 1 (rojo) fue efectuada tres
meses después de entubar el pozo. La Carrera 2 (azul), seis meses después, y la Carrera 3 (verde), ocho meses después. La medición de CHFR es
la misma, con excepción del intervalo entre X0970 y X1020 pies, donde es
claro que la resistividad aumenta con el tiempo. La mayor resistividad
entre las Carreras 1 y 2 ayuda a confirmar los resultados de una simulación
del yacimiento que indica que el agua inyectada en un pozo cercano
podría haber desplazado un banco de petróleo más allá de este pozo.
las bajas como las altas resistividades. El modelado indica que la mayor resistividad de CHFR en
el intervalo entre X850 y X890 pies se debe a un
evento ocurrido lejos del pozo, posiblemente una
pata de petróleo o el frente de inyección de gas.
Se estima que este evento ocurre a una distancia
del pozo de entre 50 a 100 pies [15 a 30 m]. La
resistividad de LWD responde a la zona inundada
de agua en las cercanías del pozo.
En otro pozo, la herramienta CHFR se corrió
tres veces: a los tres, seis y ocho meses de haber
entubado el pozo, a los efectos de monitorear el
movimiento de fluidos durante una inyección de
agua (arriba a la derecha). Las tres carreras se
repiten y coinciden con el lateroperfil profundo
de pozo abierto, excepto en el intervalo comprendido entre los X0970 y X1020 pies, en el que
la resistividad aparente de CHFR aumenta progresivamente con el tiempo. El aumento en la
resistividad del pozo entubado entre la primera y
la segunda carrera validó los resultados de una
simulación del yacimiento que predice que la
inyección de agua hacia esta zona de alta permeabilidad empujaría un banco de petróleo más
allá de este pozo. Este ejemplo demuestra la
repetibilidad de las mediciones de CHFR y la
23
capacidad de la herramienta CHFR de lectura profunda para detectar cambios remotos mucho
antes de que los métodos nucleares que investigan las cercanías del pozo puedan detectar cambios en los fluidos del yacimiento.
Elk Hills, California
Mejoramiento de la
eficiencia de producción
El campo petrolífero Elk Hills, ubicado cerca de
Bakersfield, California, EUA, es uno de los mayores campos de EUA, con una producción acumulada que supera los 1200 millones de barriles de
petróleo equivalente (BOE, por sus siglas en
inglés) [190 millones de m3] y reservas remanentes de 250 millones de BOE [39 millones de m3].
Antes de su privatización en 1998, Elk Hills era
parte de las Reservas Navales de Petróleo de los
Estados Unidos de Norteamérica. Hoy, explotado
por Occidental Oil and Gas (OXY), el campo ha
servido recientemente como una base de pruebas
para servicios de resistividad de pozo entubado.
OXY está tratando de desarrollar confiabilidad en
la medición y está probando sus aplicaciones
potenciales. Las herramienta CHFR de
Schlumberger y TCRT de Baker Atlas han sido
corridas en más de 25 pozos del campo. Las principales aplicaciones son el monitoreo del yacimiento y el mejoramiento de la eficiencia en la
producción del mismo, básicamente a través de
la reducción en la producción de agua o gas indeseados. La ubicación de zonas productivas previamente inadvertidas, incluidas zonas de
resaturación, es una aplicación secundaria.
40
00
450
0
5500
0
km
5
0
millas
3
135
Muchos de los 900 pozos de producción de
este campo, descubierto en 1911, datan de la
década de 1940. El campo consiste de capas de
lutitas silíceas, y yacimientos delgados y con
lechos entrecruzados de turbidita, principalmente
dentro de la formación Monterrey del Mioceno.
200
Rayos gamma, API
Resistividad de CHFR, ohm-m
10
1
1
10
20
Inducción profunda del AIT, ohm-m
> Gráfica de interrelación entre los registros de inducción profunda de pozo abierto
(eje horizontal) y de resistividad CHFR. (eje vertical) de un pozo de Elk Hills. La gráfica muestra una buena correlación a pesar del ruido que se observa en los datos.
En este pozo, el ruido se debe a las diferencias de la resolución vertical entre estas
dos medidas de resistividad, a la falta de un control preciso de profundidad y al
error asociado con la baja relación señal-ruido en las mediciones de CHFR.
24
Acuñamiento de la arena MBB
Frente de inyección de agua
aproximado de la arena MBB
> Mapa estructural de la arena Cuerpo Principal “B” (MBB, por sus siglas en inglés) Stevens, en la
estructura 31S. La ubicación actual aproximada del frente de inyección se indica con la línea azul.
OXY está perforando pozos horizontales más adelante del frente de inyección de agua en avance, con
el fin de mejorar la eficacia de la recuperación de petróleo.
20
70
Pozo horizontal
Pozo inyector
6000
Los registros de resistividad de pozo abierto son
registros normales antiguos o lateroperfiles,
cuya respuesta debe convertirse a los registros
modernos equivalentes antes de que puedan servir como registros de referencia para la resistividad de pozo entubado. Los entornos de
adquisición de registros y producción plantean
desafíos a la evaluación convencional de la formación a través del pozo entubado. Las arenas
contienen agua dulce y frecuentemente tienen
bajas porosidades. Raramente se obtienen registros de neutrones y de la relación C/O, debido a
las terminaciones de los pozos ya existentes.
Una baja profundidad de investigación hace que
las herramientas nucleares para el pozo entubado detecten el fluido de cegado del pozo que
ha invadido los intervalos perforados.
Para poder correr aquí las herramientas de
resistividad de pozo entubado, las prácticas de
operación estándar son, entre otras, extraer el
equipamiento de terminación y preparar el revestidor utilizando un raspador y un cepillo para asegurar un buen contacto eléctrico. Para generar
confiabilidad en la medición de pozo entubado,
se corrió la herramienta CHFR con alta densidad
de muestreo; un espaciamiento de 1 pie [0.3-m].
Esto redujo la incertidumbre en las estadísticas
de la medición, al incrementar la relación señalruido y mejorar la resolución vertical (izquierda).
Oilfield Review
Verano de 2001
Rayos gamma, pozo entubado
0.7
API
70
Rayos gamma, pozo abierto
0.7
API
Registro del pozo
315A-34S de Elk Hills.
El sombreado en verde
(Carril 1) indica zonas
de mayor radioactividad debidas a los depósitos de incrustaciones de bario causados
por la entrada de agua.
El sombreado en azul
entre la inducción profunda del pozo abierto
(negro) y la resistividad
de CHFR (azul) en la
Carril 2 indica la resistividad en zonas petrolíferas barridas por el
agua. Las marcas amarillas al lado derecho
del carril azul indican
las perforaciones originales y las marcas púrpura indican irrupciones de agua.
>
Incrustaciones
Profundidad, pies
Un registro promedio de CHFR en este campo
cubre un intervalo de 1000 pies [300 m], incluido un
corto intervalo no perforado, que se utiliza para
verificar la calibración del registro CHFR con los
registros de pozo abierto. A pesar de que se utiliza
un intervalo de muestreo de 1 pie, puesto que la
herramienta CHFR hace dos mediciones por estación, el tiempo requerido para obtener registros de
un pozo promedio fue sólo de 12 horas.
En 1978, se implementó un proyecto de inyección de agua en la periferia de la arena Cuerpo Principal “B” (MBB, por sus siglas en inglés) Stevens, en
la estructura 31S. La estructura 31S es la más grande y prolífica de las estructuras Stevens de Elk Hills
y contiene los yacimientos de turbidita 26R y MBB.
El agua ha subido a ritmo constante hacia la
parte alta de la estructura durante los últimos 20
años de inyección (página anterior, arriba). El pozo
315A-34S fue perforado en 1982 como pozo productor vertical de la MBB y produjo más de 300
bapd [48 m3 /d]. Se propuso un programa de registros que consiste en medir rayos gamma y CHFR de
pozo entubado, con el fin de identificar el agua y la
ubicación de su entrada. En el intervalo superior
permeable, las diferencias entre el registro de
rayos gamma de pozo abierto y pozo entubado se
atribuyen a las incrustaciones de bario y se utilizan
para identificar la entrada del agua (derecha).
Antes de correr la herramienta CHFR, se limpió
el revestidor. En las zonas de petróleo agotadas por
la producción y barridas por la inyección de agua, la
resistividad de CHFR es menor que la resistividad
de pozo abierto. El sombreado azul oscuro muestra
los intervalos en que la resistividad de CHFR y el
registro de rayos gamma indican la irrupción de
agua. Los intervalos inferiores de menor permeabilidad indican menos efectos de la irrupción.
Se instaló un parche en el revestimiento frente a las
perforaciones originales (sombreado amarillo) y
luego el pozo fue reperforado en el intervalo más
profundo. Se intentó probar esta zona, pero las dificultades operacionales no lo permitieron.
La experiencia de Occidental con la resistividad de pozo entubado y la herramienta CHFR ha
sido extremadamente positiva. Los petrofísicos e
ingenieros de OXY ahora prefieren la resistividad
de pozo entubado a las mediciones nucleares tradicionales, ya que encuentran que la interpretación de resistividad es más simple y directa, y
menos incierta que la interpretación de las mediciones de Sigma obtenidas del decaimiento termal, o que las mediciones de la relación C/O. Para
la resistividad de pozo entubado, la alta resistividad indica zonas productivas y la menor resistividad con respecto a los registros de pozo abierto
indica zonas producidas o barridas. En las capas
laminadas se recomienda obtener los registros
Resistividad de CHFR
2
ohm-m
Inducción profunda, pozo abierto
2
70
20
6800
6900
7000
ohm-m
20
7100
7200
7300
con una alta densidad de muestreo; un intervalo
de 1 pie. Ahora, los petrofísicos de Occidental tienen la suficiente confiabilidad en la medición
como para recomendarla en pozos problemáticos
como alternativa a los registros nucleares.
Futuro de la evaluación de
formaciones en pozos entubados
Con la enorme base de pozos existentes, tanto en
campos viejos como campos en producción, y el
gran potencial de futuros pozos, es clara la necesidad de evaluar formaciones en pozos entubados. Los registros de pozo entubado no sólo
proporcionan información acerca de zonas productivas previamente inadvertidas y el cambio de
los contactos de los fluidos, sino que también
reducen el riesgo al permitir la evaluación de formaciones cuando no es práctico tomar registros
de resistividad de pozo abierto. Asimismo, los
beneficios son claros: mayores ingresos, menores
costos y una producción más rápida de las reservas. La resistividad de pozo entubado permite a
los operadores optimizar mejor sus operaciones,
al mismo tiempo que les permite obtener los
datos para la evaluación y la planificación.
Durante los últimos 10 años, el conjunto de herramientas para pozos entubados que proporcionan evaluación de formaciones detrás del
revestimiento se ha ampliado para satisfacer la
creciente demanda. Como un agregado a las tradicionales mediciones acústicas y nucleares, la nueva herramienta CHFR proporciona una medición
familiar que soluciona importantes necesidades
de la industria en cuanto a evaluación de formaciones, tanto en pozos viejos como nuevos. La resistividad de pozo entubado permite el monitoreo
del yacimiento en condiciones desfavorables para
los registros nucleares tradicionales y una mejor
evaluación cuando se la combina con las mediciones nucleares en condiciones favorables.
Nadie puede predecir los avances por venir en
los próximos 60 años, pero el futuro cercano es fácil
de avizorar. A medida que más operadores acumulen experiencia con la herramienta CHFR y empujen
los actuales límites de la tecnología, se crearán
aplicaciones innovadoras y se superarán otros obstáculos de la evaluación de formaciones en pozos
entubados. El premio será encontrar mayores cantidades de petróleo y gas.
—SP, LS
25