La inducción triaxial: Un nuevo ángulo para una

La inducción triaxial: Un nuevo
ángulo para una vieja medición
Bárbara Anderson
Consultora
Cambridge, Massachusetts, EUA
Tom Barber
Rob Leveridge
Sugar Land, Texas, EUA
Una nueva herramienta de adquisición de registros de inducción provee información 3D
sobre las formaciones que se encuentran lejos de la pared del pozo. Posee la ventaja
de mejorar la precisión de las mediciones de resistividad en pozos desviados y en
capas inclinadas, y puede medir la magnitud y la dirección del echado o buzamiento
de las formaciones sin tener que estar en contacto con el pozo. Las mediciones de
Rabi Bastia
Kamlesh Raj Saxena
Anil Kumar Tyagi
Reliance Industries Limited
Mumbai, India
resistividad triaxial de alta precisión, obtenidas con esta herramienta, implican un
Jean-Baptiste Clavaud
Chevron Energy Technology Company
Houston, Texas
Hoy en día, la obtención de la resistividad triaxial
mediante registros de inducción está rejuveneciendo una vieja medición. La resistividad de la
formación, propiedad fundamental utilizada por
los analistas de registros para evaluar pozos de petróleo y gas, fue la primera medición efectuada
con las herramientas de adquisición de registros
(perfilaje) operadas con cable. Con la evolución
de los dispositivos para medir la resistividad, los
registros de inducción se convirtieron en la técnica de medición estándar. No obstante, la precisión de la respuesta de la herramienta frente a
altas resistividades, pozos desviados o yacimientos inclinados estaba limitada por la física de la
medición. Más tarde se difundió una nueva herramienta que superó muchas de las limitaciones de
las técnicas previas de los registros de inducción.
Esta medición de inducción triaxial 3D permitió
que los petrofísicos comprendieran y evaluaran
mejor los diversos tipos de yacimientos en los que,
antes de la nueva tecnología, los hidrocarburos
podrían haber sido fácilmente subvalorados o pasados por alto.
La historia de la medición de la resistividad comenzó hace un siglo, cuando Conrad Schlumberger
desarrolló una técnica para medirla en las capas
del subsuelo. Sus experimentos demostraron una
aplicación práctica con posibilidades comerciales. El concepto era lo suficientemente promisorio
como para que este investigador decidiera crear
un emprendimiento comercial destinado a poner
en práctica la técnica.1 El 5 de septiembre de 1927,
Brian Coffin
HighMount Exploration & Production LLC
Houston, Texas
Madhumita Das
Universidad de Utkal
Bhubaneswar, Orissa, India
Ron Hayden
Houston, Texas
Theodore Klimentos
Mumbai, India
Chanh Cao Minh
Luanda, Angola
Stephen Williams
StatoilHydro
Stavanger, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a Frank Shray, Lagos, Nigeria; y a Badarinadh
Vissapragada, Stavanger.
AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo),
ECS (Sonda de Espectroscopía de Captura Elemental),
ELANPlus, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de
Cobertura Total), MR Scanner, OBMI (generador de Imágenes
Microeléctricas en Lodos a Base de Aceite), OBMI2
(generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Dual
en Lodos a Base de Aceite) y Rt Scanner son marcas de
Schlumberger.
Excel es una marca de Microsoft Corporation.
Westcott es una marca de Acme United Corporation.
64
mayor aprovechamiento de oportunidades y un mejor conocimiento del yacimiento.
con el instrumento diseñado y construido por
Henri-Georges Doll, se llevó a cabo el primer experimento de adquisición de registros eléctricos;
una medición de la resistividad de la formación en
un pozo de la región petrolera de Pechelbronn, el
único campo petrolero grande de Francia (próxima página, abajo).2
La inexperta industria del petróleo y el gas
adoptó esta medición de la resistividad basada en
electrodos y, con modificaciones, la utilizó para
identificar la presencia de depósitos de hidrocarburos. Las zonas permeables y porosas con alta resistividad indicaban la existencia de potencial
para la producción de petróleo o gas; los valores
de resistividad bajos sugerían la presencia de
agua salada. Luego, en la década de 1940, Doll introdujo en la industria los principios de los registros de inducción.3 Esta técnica permitía medir la
resistividad de las formaciones en pozos sin un
trayecto conductivo, notablemente en el lodo a
base de aceite, superando una importante limitación de las mediciones basadas en electrodos.
1. Gruner Schlumberger A: The Schlumberger Adventure.
Ciudad de Nueva York: Arco Publishing, Inc., 1982.
2. Oristaglio M y Dorozynski A: A Sixth Sense: The Life and
Science of Henri-Georges Doll Oilfield Pioneer and Inventor.
Parsippany, Nueva Jersey, EUA: The Hammer Company, 2007.
3. Doll HG: “Introduction to Induction Logging and
Application to Logging of Wells Drilled with Oil-Based
Muds,” Petroleum Transactions, AIME 1, no. 6 (Junio
de 1949): 148–162.
4. Para obtener más información sobre la respuesta de
la herramienta de inducción, consulte: Gianzero S y
Anderson B: “A New Look at Skin Effect,” The Log Analyst
23, no. 1 (Enero-Febrero de 1982): 20–34.
Oilfield Review
Z
Y
Transmisor
X
Rv
Rv
z
y
Rh
Rh
Receptor
x
El proceso de medición de la resistividad de
las formaciones no es tan simple como obtener
una lectura directa de una herramienta o una medición entre el Punto A y el Punto B; sin embargo,
en la segunda mitad del siglo pasado, se lograron
grandes avances en las mediciones precisas de
este parámetro crítico. Dado que las herramientas
de adquisición de registros de inducción proveen
la resistividad aparente de la formación mediante
la medición dentro un considerable volumen de
material que trasciende las paredes del pozo,
todos los componentes de esa región afectada por
la medición inciden en la lectura final. Algunas de
estas interacciones pueden impactar negativamente la calidad y la precisión del valor de resistividad medido.4 Esto resulta particularmente
cierto cuando las capas no son perpendiculares al
eje del dispositivo de medición, como sucede con
aquellas capas que son inclinadas y con los pozos
desviados. Debido a los efectos de las capas con-
ductivas adyacentes, la resistividad medida con
dicha herramienta en capas inclinadas puede ser
considerablemente más baja que la resistividad
verdadera, lo que conduce a una subvaloración de
los hidrocarburos en sitio. La heterogeneidad
entre los estratos del subsuelo, e incluso dentro
de las capas individuales, también afecta la respuesta de la citada herramienta.
Para dar cuenta de éstos y otros efectos, los
analistas de registros utilizaron primero correc-
Alta resistividad
> El primer registro de resistividad. La primera operación de registración de núcleos eléctricos (carottage électrique), efectuada en un pozo del campo
petrolero Pechelbronn de Francia, fue llevada a cabo el 5 de septiembre de 1927. El dispositivo para proveer este registro de resistividad se basó en las
herramientas utilizadas para la construcción de mapas de superficie. La escala del registro se indica en ohm.m, al igual que en la actualidad. El intervalo
de alta resistividad se correlacionó con una arena petrolífera conocida de un pozo cercano, lo que convalidó el empleo de los datos de registros para la
evaluación de pozos.
Otoño de 2008
65
Z= distancia del centro “O” del
sistema solenoide por debajo
del circuito de masa
Alojamiento del
amplificador y
del oscilador
Z= radio del circuito de masa
A = ángulo a través del cual
se ven los dos solenoides
desde el circuito
de masa
Amplificador
Bobina del receptor
R
A
L
P 2
P
A
Z
Área en sección transversal
del circuito de masa de
la unidad
r
O
O
L
2
Oscilador
T
Bobina del transmisor
Diagrama esquemático del dispositivo utilizado
para obtener registros de inducción
> La resistividad derivada de los registros de inducción. La física básica de la
medición de la resistividad usando registros de inducción está representada
por un arreglo de dos bobinas. Una distribución continua de las corrientes,
generadas por el campo electromagnético alterno del transmisor (T), fluye
en la formación más allá del pozo. Estos circuitos de masa de corriente
generan campos electromagnéticos que son captados por la bobina del
receptor (R). Un circuito de detección sensible a la fase, desarrollado
originalmente para la detección de campos minados en la Segunda Guerra
Mundial, separa la señal de la formación (señal R) de la señal de acople
directo proveniente del transmisor (señal X). La señal R es convertida en
conductividad y la misma se transforma luego en resistividad. (Adaptado
con la autorización de Doll, referencia 3.)
ciones manuales y luego desarrollaron técnicas
computarizadas de modelado directo e inversión
para aproximar de manera más estrecha la resistividad verdadera de la formación. Sin embargo,
no pudieron resolver todas las incógnitas; particularmente el echado de la formación. A pesar de
estos irresueltos errores de medición, la industria
ha descubierto exitosamente gran parte de los recursos de hidrocarburos del mundo haciendo uso
de las herramientas de inducción. Lamentable-
66
mente, algunos yacimientos fueron pasados por
alto o subvalorados debido a las limitaciones mencionadas.
Otra propiedad compleja de las formaciones
con la que tienen que lidiar las herramientas de
inducción es la anisotropía eléctrica; las variaciones de las propiedades que cambian con la dirección de las mediciones.5 La anisotropía prevalece
en las lutitas y además en los planos de estratificación paralelos de las secuencias laminadas de
arenas y lutitas. Cuando las capas son más delgadas que la resolución vertical de la herramienta
de inducción, la medición se convierte en un promedio ponderado de las propiedades de las capas
individuales, dominadas por los elementos con las
resistividades más bajas. Este fenómeno puede
enmascarar la presencia de hidrocarburos.
Los efectos de la anisotropía sobre este tipo de
medición se conocen desde la década de 1950; sin
embargo, hasta hace poco no existía una forma de
resolver las componentes horizontales y verticales.6 Mediante la obtención de una medición 3D—
en esencia un enfoque de tipo tensorial más que
escalar—estas clases de ambigüedades y errores
se pueden resolver completamente. No obstante,
los sensores con capacidad para medir la inducción en tres dimensiones y en forma tensorial superaban los límites del hardware existente. De un
modo similar, el procesamiento requerido para
modelar e invertir las mediciones era extremadamente lento aunque se utilizaran supercomputadoras o redes distribuidas.7
Muchas de las limitaciones propias de la obtención de registros de inducción han sido superados ahora con el servicio de inducción triaxial
Rt Scanner. La capacidad de procesamiento computacional disponible actualmente se ha combinado con un nuevo diseño del dispositivo para
generar un cambio sustancial en la evolución del
proceso de dicho registro. Esta nueva herramienta
está resolviendo problemas y brindando a la industria las respuestas a los interrogantes que acosan a los analistas de registros y los geólogos
desde la introducción de la técnica de registros
de pozos o perfilaje eléctrico.
Las tres aplicaciones principales de las herramientas de inducción triaxial son las mediciones
precisas de la resistividad en formaciones inclinadas, la identificación y la cuantificación de los intervalos productivos laminados, y una nueva
medición del echado estructural que no requiere
el contacto del patín de la herramienta con la
pared del pozo. Este artículo describe cómo se obtienen estas mediciones y demuestra sus aplicaciones. Además se incluyen algunos estudios de
casos de África, India y América del Norte.
Obtención de la resistividad a partir
de mediciones de inducción
Un arreglo de dos bobinas demuestra la física de
una tradicional medición de inducción uniaxial.
La corriente alterna excita una bobina de
transmisión, que luego crea un campo electromagnético alterno en la formación (arriba a la izquierda).8 Este campo hace que las corrientes
parásitas fluyan describiendo un trayecto circular
alrededor de la herramienta. Los circuitos de
masa (de tierra) de la corriente son perpendicu-
Oilfield Review
lares al eje de la herramienta y concéntricos con
el pozo. Poseen una diferencia de fase mínima de
90º con respecto a la corriente del transmisor, y
su magnitud y fase dependen de la conductividad
de la formación.
La corriente que fluye en el circuito de masa
genera su propio campo electromagnético, que
luego induce un voltaje alterno en la bobina del
receptor. El voltaje recibido tiene una diferencia
de fase con respecto al circuito de masa de al
menos 90° y de más de 180° con respecto a la corriente del transmisor. La resistividad de la formación se obtiene de este voltaje, aludido como
señal R. El acoplamiento directo del campo de
transmisión primario de la herramienta en la bobina del receptor, la señal X, se combina con la
señal R de la formación; sin embargo, la señal de
acople directo se encuentra fuera de fase con respecto a la contribución de la formación. Esta diferencia de fase, detectada con el circuito sensible
a la fase, permite el rechazo de la señal X y la medición de la señal R.
La conversión del voltaje de la señal R en conductividad se efectuó por primera vez mediante el
empleo de las ecuaciones basadas en la ley de
Biot-Savart, que asume que la contribución principal de un circuito de masa simple tendrá un
valor máximo en el punto medio de las bobinas del
transmisor y del receptor.9 Los matemáticos de
Schlumberger posteriormente desarrollaron ecuaciones—basadas en la solución completa de las
ecuaciones de Maxwell—que proveían mediciones más precisas.10 Esta solución puede visualizarse utilizando una versión simplificada de las
ecuaciones de Maxwell—la aproximación de
Born—que es un método aceptado de determinación de la fuente y la localización de la señal de la
formación. Para el arreglo axial de dos bobinas, la
respuesta es básicamente una forma toroidal que
rodea a la herramienta y es perpendicular a su
eje, con valores máximos cerca del punto medio
del transmisor y el receptor (arriba, a la derecha).11
En los pozos verticales con capas horizontales
homogéneas de gran espesor, las herramientas estándar de adquisición de registros de resistividad,
tales como el generador de Imágenes de Inducción de Arreglo AIT, funcionan razonablemente
bien. Estos dispositivos uniaxiales miden la resistividad aparente, Ra en un plano horizontal, que
es equivalente a la resistividad medida horizontalmente, Rh. Cabe mencionar que, en un pozo
vertical, no es posible medir la resistividad en el
plano vertical, Rv, con herramientas de inducción
uniaxial.
Dado que los circuitos de masa de los dispositivos de inducción intersectan un gran volumen
de la formación, puede suceder que atraviesen un
trayecto que incluya diversas capas diferentes con
Otoño de 2008
T
R
> Aproximación de Born para una herramienta de adquisición de registros de
inducción uniaxial. La región de influencia de las herramientas de inducción
uniaxial corresponde a una forma toroidal (rojo), perpendicular a la herramienta. Los valores máximos se ubican cerca del punto medio entre el
transmisor (T) y el receptor (R). Esta renderización muestra la aproximación
de Born de la solución completa de las ecuaciones de Maxwell. La forma es
válida para las capas de gran espesor y para las formaciones isotrópicas
homogéneas. Esta región muestreada por la herramienta de inducción
uniaxial corresponde sólo a uno de los nueve modos medidos por la sonda
de inducción triaxial Rt Scanner.
El ímpetu para las mediciones triaxiales
Si bien los conceptos que subyacen a las mediciones de inducción triaxial aparecieron por primera
vez en la literatura a mediados de la década de
1960, las herramientas para obtenerlas no estaban desarrolladas. La demora obedecía a tres ra-
zones principales: la tecnología existente no alcanzaba para construir un dispositivo triaxial, el
procesamiento de datos requerido superaba la capacidad disponible en ese momento, y la respuesta de la herramienta a los fluidos conductivos
presentes en el pozo podía ser mucho más grande
que la señal proveniente de la formación.
El interés en la inducción triaxial se renovó
fundamentalmente debido a las limitaciones reconocidas de las mediciones uniaxiales de la
resistividad en dos áreas: los yacimientos anisotrópicos y los planos de estratificación que no son
5. Para obtener más información sobre la anisotropía,
consulte: Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y
Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical
Characteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de
1994): 48–56.
Tittman J: “Formation Anisotropy: Reckoning with Its
Effects,” Oilfield Review 2, no. 1 (Enero de 1990): 16–23.
6. Kunz KS y Gianzero S: “Some Effects of Formation
Anisotropy on Resistivity Measurements in Boreholes,”
Geophysics 23, no. 4 (Octubre de 1958): 770–794.
Moran JH y Gianzero S: “Effects of Formation Anisotropy
on Resistivity-Logging Measurements,” Geophysics 44,
no. 7 (Julio de 1979): 1266–1286.
7. Anderson B, Druskin V, Habashy T, Lee P, Lüling M,
Barber T, Grove G, Lovell J, Rosthal R, Tabanou J,
Kennedy D y Shen L: “New Dimensions in Modeling
Resistivity,” Oilfield Review 9, no. 1 (Primavera de
1997): 40–56.
8. Para ver una explicación detallada de la teoría de la
inducción, consulte: Moran JH y Kunz KS: “Basic Theory
of Induction Logging and Application to Study of Two-Coil
Sondes,” Geophysics 27, no. 6, Primera Parte (Diciembre
de 1962): 829–858.
9. La ley de Biot-Savart describe el campo magnético
generado por una corriente eléctrica.
10. Las ecuaciones de Maxwell, que deben su nombre al
físico James Clerk Maxwell, son un conjunto de cuatro
ecuaciones diferenciales parciales que explican los
fundamentos de las relaciones de los campos eléctrico
y magnético.
11. Habashy T y Anderson B: “Reconciling Differences in
Depth of Investigation Between 2-MHz Phase Shift and
Attenuation Resistivity Measurements,” Transcripciones
del 32o Simposio Anual de Adquisición de Registros de
la SPWLA, Midland, Texas, 16 al 19 de junio de 1991,
artículo E.
propiedades eléctricas variables. La anisotropía
se traduce en una medición de la resistividad que
cambia según la dirección de la medición. Dicha
limitación fue uno de los factores que condujeron
al desarrollo de la herramienta Rt Scanner.
67
perpendiculares al eje del instrumento de medición.12 Si bien estas dos limitaciones se identificaron en la década de 1950, en ese momento no
existía ningún método directo de medición de la
anisotropía con una herramienta de inducción y
la solución para los efectos negativos de las capas
inclinadas, reales o relativas, sobre las herramientas de inducción no era trivial.13 Con el avance de
la tecnología, la comprensión de las mediciones,
el incremento en la capacidad de procesamiento
y el mejor diseño de las herramientas desempeñaron roles clave en la resolución de estos efectos, lo que finalmente condujo a la creación de la
sonda de inducción triaxial (abajo).
Alojamiento de los
componentes electrónicos
Transmisor triaxial
Tres receptores uniaxiales
con espaciamientos cortos
para la corrección por los
efectos del pozo
Seis receptores triaxiales
Mandril de metal
Camisa con electrodos
cortos
Sensor RMI
Transmisor triaxial
Receptor triaxial
Receptor axial
Electrodo
> RServicio de inducción triaxial Rt Scanner. La
herramienta comprende un transmisor triaxial,
tres receptores axiales con espaciamientos
cortos para las correcciones por los efectos del
pozo y seis receptores triaxiales. Los electrodos
de la herramienta y el sensor RMI, en la nariz
inferior que mide la resistividad del lodo, también
se utilizan para las correcciones por los efectos
del pozo. Un mandril interno de metal (no visible
en la gráfica) provee un trayecto conductivo para
que las corrientes del pozo retornen a través de
los electrodos del exterior de la herramienta.
68
El desarrollo de dicha herramienta implicó el
conocimiento de los efectos del pozo sobre la medición.14 Existe una gran sensibilidad a la excentricidad en el pozo: cuanto más conductivo es el
lodo, más grande es el efecto. La sensibilidad hace
que la señal de la formación sea superada por la
señal del pozo. Esta situación, cuyos efectos pueden ser dos órdenes de magnitud mayores para las
herramientas de inducción triaxial que para las
de medición uniaxial, habría constituido un obstáculo insuperable sin las técnicas de modelado intensivo por computadora.
El modelado iterativo permitió comprobar diversos diseños de herramientas triaxiales sin tener
que construir y probar las herramientas físicamente. El diseño final de la herramienta incluyó
una camisa con electrodos conectados a un mandril de cobre conductivo. Esta configuración posibilitó que las corrientes del pozo se hicieran retornar
por la herramienta, reduciendo las grandes señales causadas por la excentricidad transversal hasta
un nivel equivalente al de la herramienta AIT. De
ese modo, la corrección por los efectos del pozo
pudo manipularse en forma similar a la efectuada
en las mediciones AIT.15
Después de que los ingenieros resolvieron los
efectos del pozo, se investigó la respuesta de la
herramienta en diversos escenarios geométricos.
Durante gran parte de su historia, las mediciones
de inducción han tenido que lidiar con la geometría, tanto en el pozo como en la formación. Los
intérpretes consideraban que la geometría representaba una dificultad importante, o en el mejor
de los casos, algo que se debía abordar.16 No obstante, después de modelar la respuesta AIT, los
responsables del diseño de las herramientas descubrieron que los efectos de la geometría de la
formación son los que más contribuyen a la señal
de inducción. Resuelta y modelada correctamente, la geometría proporcionaba una clave para
el cálculo preciso de la resistividad de la formación. Además, las capas inclinadas—las que no
son perpendiculares al eje de la herramienta—
pudieron medirse correctamente.
Las capas inclinadas son el resultado de la modificación de la posición original de las formaciones geológicas, de la desviación de la trayectoria
del pozo con respecto a la vertical, o de la combinación de ambos elementos. Los códigos analíticos rápidos, desarrollados en la década de 1980,
estiman la resistividad en las capas inclinadas a
partir de los datos provistos por las herramientas
de inducción uniaxial; sin embargo, para el procesamiento se utiliza información proveniente de
otras fuentes.17 Lamentablemente, la medición
uniaxial puede volverse poco confiable o proveer
soluciones parciales si se utilizan fuentes externas de datos.
Todos estos temas planteaban problemas para
las herramientas de inducción uniaxial. En la mayoría de los casos, no se disponía de información
suficiente para corregir completamente los datos.
Tz
Ty
Tx
Rz
Ry
Rx
=
xx
xy
xz
yx
yy
yz
zx
zy
zz
> Arreglos tridimensionales. El servicio Rt Scanner
produce un arreglo de nueve elementos para
cada par de transmisor y receptor. Las mediciones de inducción tradicionales se obtienen haciendo pasar corriente a través de las bobinas
enrolladas alrededor del eje de la herramienta,
también denominado eje z (azul), lo que induce a
la corriente a fluir en la formación de manera
concéntrica alrededor de la herramienta. Las herramientas de inducción triaxial incluyen además
bobinas enrolladas alrededor del eje x (rojo) y del
eje y (verde), que crean las corrientes que fluyen
en los planos, a lo largo de los ejes x e y de la herramienta. Los componentes x, y, y z del transmisor se acoplan con los receptores x, y, y z. En los
pozos verticales con capas horizontales, sólo los
acoplamientos xx, yy, y zz responden a la conductividad (σ) de la formación. En los pozos desviados o con capas inclinadas, se necesitan los
nueve componentes del arreglo para resolver
completamente la medición de resistividad. Los
pares múltiples de transmisores y receptores triaxiales generan 234 mediciones de conductividad
para cada marco de profundidad.
Oilfield Review
xx
xy
0
–50
100
50
Eje y
0
–50
–100
–100
–50
0
50
Eje y
Eje x
yx
0
–50
–100
–100
–50
0
50
50
100
Eje y
Eje x
yy
0
–50
100
50
0
–50
–100
–100
–50
0
50
Eje y
zx
0
–50
–100
–100
–50
0
50
50
100
Eje y
Eje x
0
–50
100
50
Eje y
0
–50
–100
–100
–50
0
50
Eje x
100
100
Eje x
0
–50
–100
–100
–50
0
50
100
Eje x
50
Eje z
Eje z
0
50
zz
50
–50
100
0
0
zy
50
–100
–50
0
–50
100
50
Eje y
0
–50
–100
–100
–50
0
50
Eje x
100
50
Eje y
0
–50
–100
–100
–50
0
50
100
Eje x
> Aproximación de Born para un arreglo triaxial de voltaje tensorial de inducción. La función de respuesta de Born para una herramienta de inducción triaxial, es mucho más compleja que para una de
inducción uniaxial. Existen nueve elementos, uno para cada componente del arreglo de voltaje tensorial. Cada par transmisor-receptor posee respuestas positivas (rojo) y negativas (azul). Las superficies representan las regiones donde se origina el 90% de la señal medida por la bobina del receptor.
Cada uno de los nueve componentes se superpone en el punto de medición de la herramienta. Los
elementos xx, yy, y zz se obtienen del acoplamiento directo de un transmisor triaxial y su receptor
triaxial asociado. Los otros seis elementos representan las respuestas de las bobinas cruzadas. La
respuesta zz (extremo inferior derecho) es la única medida con la herramienta más simple de inducción uniaxial.
Pero afortunadamente, en la actualidad las herramientas de inducción triaxial permiten obtener las
mediciones necesarias para resolver las ambigüedades y medir adecuadamente la resistividad de los yacimientos anisotrópicos, efectuar correcciones por
la invasión no uniforme del filtrado, realizar ajustes
por los efectos de las capas inclinadas y encarar los
efectos geométricos sobre las mediciones.18
Teoría de la resistividad triaxial
Las herramientas previas de registros de inducción, tales como las de la familia AIT, miden la resistividad horizontal (en forma uniaxial). La
herramienta Rt Scanner mide en tres dimensiones (en forma triaxial). Si bien la física de las mediciones es similar, las triaxiales son mucho más
complejas (página anterior, a la derecha).
El servicio Rt Scanner consta de un arreglo de
transmisores triaxiales “colocados,” tres receptores axiales de espaciamiento corto y tres arreglos
de receptores triaxiales colocados.19 La bobina del
transmisor triaxial genera tres momentos magnéticos direccionales en las direcciones x, y, y z. Cada
arreglo de receptores triaxiales posee un término
acoplado en forma directa y dos términos acoplados en forma cruzada con las bobinas de los transmisores en las otras direcciones. Esta disposición
provee nueve términos en un arreglo de tensores
de voltaje de 3x3, para cualquier medición dada.
Los nueve acoplamientos se miden simultánea-
Otoño de 2008
resolver el echado relativo de la formación. El
cambio de un sistema de coordenadas a otro también se simplifica significativamente porque implica una transformación sencilla y todas las
mediciones se obtienen con el mismo sistema de
coordenadas y en idéntica profundidad. La colocación es especialmente importante cuando los
planos de estratificación son perpendiculares a la
posición relativa de la herramienta.
–50
100
50
100
Eje x
–50
–100
50
Eje z
Eje z
0
–50
100
0
yz
50
Eje y
0
–50
100
50
100
50
Eje z
50
Eje z
0
–50
100
Eje z
xz
50
Eje z
Eje z
50
mente. Una técnica de inversión de avanzada extrae, de la matriz de voltaje tensorial, la anisotropía
resistiva, las posiciones de los límites entre capas
y el echado relativo. Los arreglos de receptores se
ubican con diferentes espaciamientos para proveer
múltiples profundidades de investigación.
La aproximación de Born para la respuesta de
la sonda de inducción triaxial provee una representación gráfica para la solución de las ecuaciones
que representan la región que influencia las mediciones (arriba). Previamente se demostró que la
respuesta de la herramienta de inducción uniaxial
posee una sola forma toroidal; la triaxial arroja nueve
respuestas superpuestas entre sí. El término zz,
obtenido con la herramienta Rt Scanner, es en
esencia el mismo resultado que el logrado con la
herramienta de inducción uniaxial.
La colocación de las bobinas constituye una
característica importante de la herramienta
Rt Scanner: cuando el transmisor o los receptores
no están en la misma posición, los espaciamientos para los términos cruzados serán diferentes
que los de los términos directos. Dado que todo el
conjunto de mediciones se elabora dentro de un
solo marco de profundidades, no es necesario desplazar en profundidad ninguna medición para formar los tensores de medición. Cuando la totalidad
de los nueve componentes posee el mismo espaciamiento y se encuentra en la misma posición, la
matriz puede ser rotada matemáticamente para
La capacidad en el procesamiento
Los pares de transmisores y receptores ortogonales colocados posibilitaron la medición triaxial de
la resistividad, pero el avance registrado en términos de capacidad de procesamiento fue el facilitador que estimuló el desarrollo de la herramienta.
Incluso a fines de la década de 1990, a la inducción triaxial se aludía como un concepto teórico,
fundamentalmente porque no se disponía fácilmente de la capacidad computacional necesaria
para modelar y desarrollar códigos de procesamiento rápidos.20 La ley de Moore que dice que la
capacidad computacional se duplica cada dos
años, quedó comprobada con la evolución que tuvieron los registros de inducción.
12. Moran y Gianzero, referencia 6.
13. Para ver la solución teórica de las ecuaciones de
Maxwell aplicadas a la adquisición de registros de
inducción, consulte: Moran y Kunz, referencia 8.
Anderson B, Safinya KA y Habashy T: “Effects of Dipping
Beds on the Response of Induction Tools,” artículo SPE
15488, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 5 al 8 de
octubre de 1986.
14. Rosthal R, Barber T, Bonner S, Chen K-C, Davydycheva
S, Hazen G, Homan D, Kibbe C, Minerbo G, Schlein R,
Villegas L, Wang H y Zhou F: “Field Test Results of an
Experimental Fully-Triaxial Induction Tool,”
Transcripciones del 17o Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Galveston,
Texas, 22 al 25 de junio de 2003, artículo QQ.
15. Para obtener más detalles sobre el diseño y el modelado
de la herramienta Rt Scanner, consulte: Barber T,
Anderson B, Abubakar A, Broussard T, Chen K-C,
Davydycheva S, Druskin V, Habashy T, Homan D,
Minerbo G, Rosthal R, Schlein R y Wang H: “Determining
Formation Resistivity Anisotropy in the Presence of
Invasion,” artículo SPE 90526, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston,
26 al 29 de septiembre de 2004.
16. Moran y Gianzero, referencia 6.
17. Barber TD, Broussard T, Minerbo G, Sijercic Z y
Murgatroyd D: “Interpretation of Multiarray Logs in
Invaded Formations at High Relative Dip Angles,” The
Log Analyst 40, no. 3 (Mayo–Junio de 1999): 202–217.
18. Durante el proceso de perforación, los fluidos del lodo de
perforación salen del pozo e ingresan en las formaciones
permeables. El filtrado del lodo modifica las características
eléctricas de la formación presente alrededor del pozo.
La profundidad de la invasión de filtrado y su geometría
asociada pueden ser impredecibles.
19. Sensores colocados es una expresión acuñada para
indicar que las señales emitidas y captadas por los
distintos sensores que se encuentran físicamente
desplazados entre sí en la herramienta, se relacionan
con la misma profundidad y el mismo desplazamiento
entre transmisor y receptor mediante procesamiento
matemático.
20. Anderson BI: Modeling and Inversion Methods for the
Interpretation of Resistivity Logging Tool Response. Delft,
Países Bajos: Delft University Press, 2001.
69
Las primeras herramientas de obtención de
este tipo de registros convertían la conductividad
medida en el fondo del pozo en un voltaje analógico que se registraba en la superficie. El analista
leía la resistividad de los registros y aplicaba las
correcciones en base a diagramas que daban
cuenta de los efectos de las capas adyacentes y de
la invasión del filtrado, ignorando en general los
efectos del pozo. Luego se desarrollaron diagramas
de corrección por los efectos del pozo en base a las
curvas de factor geométrico derivadas de las mediciones de laboratorio realizadas en tuberías plásticas sumergidas en agua de salinidad variable.21 A
mediados de la década de 1980, estos diagramas
Conductividad, mS/m
Conductividad, mS/m
–2,500 –2,000 –1,500 –1,000 500
0
500 1,000 1,500 2,000 –2,500–2,000 –1,500 –1,000 500
0
500 1,000 1,500 2,000
0
10
Profundidad, pies
20
30
40
50
xx
xy
xz
yx
yy
yz
zx
zy
zz
σh
σv
60
70
80
Conductividad, mS/m
–2,500 –2,000 –1,500 –1,000 500
0
500 1,000 1,500 2,000
0
1
Resistividad, ohm.m
10
100
10
Profundidad, pies
20
30
40
50
60
70
desarrollados empíricamente se reprodujeron utilizando técnicas de modelado por computación.
El proceso manual de corrección de los registros de inducción se llevaba a cabo en forma secuencial: se aplicaban las correcciones por los
efectos del pozo, las correcciones por los efectos
de las capas ubicadas por encima y por debajo del
yacimiento, y las correcciones por la invasión. Con
el surgimiento de los registradores digitales de
datos, fue posible procesar la información de los
registros usando computadoras. Se desarrollaron
códigos para efectuar correcciones 1D en forma
automática, primero en centros de procesamiento
de datos que disponían de una computadora central y luego, a medida que la capacidad de procesamiento continuó creciendo, se incorporaron
unidades de adquisición de registros equipadas
con computadoras en la localización del pozo.
Los avances acaecidos en la tecnología de la
información tornaron obsoletas las correcciones
manuales, pero existía un problema con la metodología. Los códigos fueron desarrollados asumiendo
la presencia de capas homogéneas horizontales y
las correcciones se aplicaban con el mismo enfoque lineal usado por los analistas de registros. No
obstante, los circuitos de masa producidos por las
herramientas de inducción intersectaban e interactuaban con todos los medios con los que se
Rh
Rv
Rh de inversión
Rv de inversión
Φ
Θ
80
> Modelado de la respuesta de la herramienta de inducción triaxial. Se
utilizó un modelo 1D transversalmente isotrópico (TI) y horizontalmente
estratificado para convalidar la respuesta de la herramienta de inducción
triaxial a las condiciones conocidas (derecha). Las cinco capas empleadas en el modelo comprenden dos homogéneas de baja resistividad, una
homogénea de alta resistividad y dos anisotrópicas con capas de alto y
bajo contraste. La primera medición se obtiene con una herramienta
vertical en las capas horizontales (extremo superior izquierdo). Los componentes zz (azul) e yy (verde) reaccionan a la resistividad de las capas,
pero los componentes xx y cruzados equivalen a cero. Antes de la inversión, ninguna de las curvas indica la conductividad horizontal (guiones
rosas) y vertical (guiones negros) correctas. A continuación, el pozo del
modelo se desvía 75° (Θ) y la herramienta se hace rotar 30° (Φ) con respecto a su lado alto. La totalidad de los nueve componentes (extremo
superior derecho) se vuelven activos y ninguno exhibe la misma lectura
que la del modelo vertical. El componente zz (azul) corresponde a una
medición de inducción uniaxial y, si bien es similar a la curva del modelo
de respuesta vertical, la forma y la amplitud de la curva han cambiado.
Los datos se rotan luego matemáticamente (extremo inferior izquierdo)
para llevar a cero las contribuciones de las bobinas cruzadas yx e yz
(guiones verdes). El ángulo de rotación requerido para llevar a cero
estos componentes corresponde al echado relativo de las capas. Finalmente, los datos se invierten, efectuando correcciones por el espesor de
las capas y la desviación y se convierten de conductividad a resistividad
(extremo inferior derecho). En las tres capas inferiores, que son homogéneas, Rv (azul) y Rh (rojo) son iguales y se ajustan a la resistividad de
entrada. En las capas laminadas, las curvas se separan como resultado
de la anisotropía.
70
0 pies
Rh = 1 ohm.m
Rv = 2 ohm.m
20 pies
Rh = 1.9 ohm.m
Rv = 11.0 ohm.m
30 pies
R h = Rv = 50 ohm.m
40 pies
Rh = Rv = 0.5 ohm.m
50 pies
Rh = Rv = 1 ohm.m
80 pies
Oilfield Review
Perfil R t del modelo
Perfil Rt del modelo
Perfil Rh-Rv del modelo
Resistividad horizontal, Rh
Prof.,
pies
Inducción profunda computada
0.2
ohm.m
1,800
2,000
Prof.,
pies
Inducción profunda computada
0.2
ohm.m
2,000
Resistividad vertical, Rv
0.2
ohm.m
2,000
1,800
Rlutita
Rarena
1,810
1,810
Rarena
1,820
Rarena
Rh
1,820
Rv
Rlutita
1,830
1,830
1,840
1,840
Rarena
Rlutita
> La dirección importa. Bajo las condiciones adecuadas, la respuesta de inducción profunda a una capa isotrópica homogénea (izquierda) es la misma
que la de una capa laminada anisotrópica (centro). Esto sucede cuando las capas son más delgadas que la resolución vertical de la medición. Para el
arreglo de inducción profunda de 90 pulgadas, la resolución vertical oscila entre 0.3 y 1.2 m [1 y 4 pies]. Las mediciones de resistividad horizontal (Rh) son
análogas a los circuitos de resistores en paralelo, de manera que en el valor de resistividad de la capa laminada incide fundamentalmente la que tiene la
resistividad más baja, Rlutita. Con las herramientas de inducción estándar, es fácil pasar por alto las capas arenosas con hidrocarburos. La resistividad
vertical (Rv) es análoga a un circuito de resistores en serie (derecha) y su valor es dominado por la capa con la resistividad más alta. Una diferencia
grande entre Rv y Rh indica anisotropía.
contactaban en forma no lineal y compleja.22 El
enfoque secuencial, empleado durante varias décadas, se había vuelto inadecuado.
Esta situación mejoró con los códigos rápidos
de modelado directo asimétrico 2D, desarrollados
a mediados de la década de 1980. Estos códigos
revelaron justamente cuán imprecisas eran las correcciones secuenciales basadas en tablas para la
determinación de la resistividad verdadera, Rt; especialmente en las capas delgadas invadidas por el filtrado del lodo. El desarrollo de la herramienta AIT
fue el resultado de las lecciones aprendidas de
esos modelos. Desde entonces, se han aplicado diversas técnicas para obtener Rt, incluyendo las de
modelado directo iterativo y de inversión.23 Se han
desarrollado modelos que incluyen correcciones
1D además de otras por la invasión, por la estratificación no horizontal (2D), y por la invasión no
lineal en yacimientos inclinados (3D). Recién en
los últimos tiempos, la capacidad avanzada de
procesamiento computacional ha posibilitado la
implementación de códigos de inversión que corrigen completamente las mediciones. Estos códigos redujeron el tiempo de ejecución de las
simulaciones de semanas a horas. Si se cumple la
ley de Moore, las horas insumidas en el procesamiento de las mediciones de inducción, con el
tiempo se reducirán a segundos.
Los datos de los registros de resistividad obtenidos con herramientas de inducción triaxial pudieron procesarse entonces en un marco temporal
razonable. Todas las piezas del acertijo estaban
disponibles; el paso siguiente consistía en poner a
prueba la herramienta triaxial.
Otoño de 2008
Comprobación del código
Para comprobar la validez del algoritmo de adquisición e inversión para los datos de inducción triaxial, se construyó un modelo 1D transversalmente
isotrópico (TI) y horizontalmente estratificado
(página anterior). Se simuló un yacimiento complejo compuesto por cinco capas: dos arenas de
baja resistividad, una arena de alta resistividad,
una lutita anisotrópica de baja resistividad, y una
secuencia de arenas y lutitas laminadas.
Este yacimiento simulado poseía rasgos que
planteaban limitaciones para las herramientas de
adquisición de registros de resistividad uniaxial.
La comprobación demostró que una medición de
resistividad triaxial sirve para superar estas dificultades y provee valores de resistividad precisos
en ambientes desafiantes.
Los productos del procesamiento son la resistividad verdadera corregida por el echado en las
capas no laminadas y una resistividad afectada por
la presencia de lutitas en las capas laminadas. El
valor de Rv es obtenido por procesamiento, aunque
es equivalente a Rh en los intervalos isotrópicos.
Para las dos capas laminadas, Rv y Rh no son
iguales y las curvas poseen una separación acorde
con el grado de anisotropía. Ni Rv ni Rh proveen
la resistividad verdadera del yacimiento modelado
en el caso de las secciones laminadas; sin embargo, se han desarrollado técnicas para proveer
la resistividad de las capas de arena.
La resistividad verdadera
La resistividad verdadera de una formación, Rt, es
una característica de una región no perturbada o
virgen. En su mayor parte, las actividades de estudio e investigación se llevaron a cabo en aras de
obtener esta medición evasiva. La medición de la
resistividad con herramientas de inducción en
una zona virgen se basa en la existencia de cierto
grado de homogeneidad, capas perpendiculares
compactas y yacimientos isotrópicos. En la naturaleza, esto rara vez sucede.
El concepto de resistividad vertical y resistividad horizontal evolucionó en las primeras etapas
del desarrollo de la técnica de adquisición de registros eléctricos. La resistividad aparente medida, Ra, de las capas rocosas apiladas difiere con
los cambios producidos en la dirección de la medición. Si la medición se obtiene en sentido paralelo a las capas, el resultado es similar a la
medición de los resistores en paralelo; predominan las resistencias más bajas (arriba). Para un
circuito de resistores en paralelo, fluye más corriente a través de los más pequeños y cada resistor divide la corriente de acuerdo con la inversa
de su resistencia.
Cuando la medición se obtiene a través del
apilamiento, la resistencia calculada es similar a
los resistores de medición en serie. En un circuito
eléctrico en serie, los valores de resistencia se
suman. La resistencia más alta es predominante;
éste es el caso para las capas que contienen hidrocarburos.
21. Moran y Kunz, referencia 8.
22. Anderson, referencia 19.
23. Howard AQ: “A New Invasion Model for Resistivity Log
Interpretation,” The Log Analyst 33, no. 2 (Marzo–Abril
de 1992): 96–110.
71
1
Rh
=
Farena
Rarena
+
Flutita
Rlutita-h
Rv = Farena x Rarena + Fshale x Rshale-v
Rlutita-v
Rlutita-h
Rarena
Rv = 12.8 ohm.m
Rarena
Rh = 2.3 ohm.m
Rlutita-v
Rlutita-h
Rarena
Rarena
Flutita = 40%
Farena = 60%
Rarena = 20 ohm.m
Rlutita-v
Rlutita–v = 2 ohm.m
Rlutita-h
Rlutita–h = 1 ohm.m
Rarena
Rarena
> Saturación oculta. Las resistividades Rh y Rv provienen de la herramienta Rt Scanner. La resistividad
de las capas de arena puede ser resuelta a partir de estas mediciones, en combinación con los volúmenes fraccionales de arena y lutita. Para este ejemplo, la herramienta de inducción convencional habría
medido un valor de Rh = 2.3 ohm.m. El valor de Rv, obtenido a partir de la medición de inducción triaxial,
es de 12.8 ohm.m. Las fracciones volumétricas, Flutita y Farena, podrían derivarse con una herramienta
de Espectroscopía de Captura Elemental ECS. Dado que las lutitas a menudo exhiben anisotropía sin
la presencia de laminaciones arenosas, en este ejemplo se usan dos valores diferentes para la lutita:
Rlutita-v vertical es 2 ohm.m y Rlutita-v horizontal es 1 ohm.m. Estos valores deberían determinarse dentro
de un intervalo arcilloso anisotrópico. Este método arroja una relación Rv /Rh de 2 en la lutita, en comparación con la relación equivalente a 5.6 de toda la secuencia de arenas y lutitas. La resolución de
las ecuaciones (derecha) para Rarena provee un valor de 20 ohm.m. El valor de 2.3 ohm.m, medido con
una herramienta de inducción convencional, constituiría una subvaloración considerable del volumen
de hidrocarburos.
El concepto de que la resistencia medida depende de la dirección en la que se obtiene, se conoce como “anisotropía eléctrica.” Dado que la
adquisición de registros de pozos comenzó en
pozos verticales con apilamientos de capas más o
menos horizontales, la resistividad paralela a las
capas se denominaba resistividad horizontal, Rh, y
la resistividad medida en las capas recibía el nombre de resistividad vertical, o Rv. En una arena isotrópica de gran espesor, Rh = Ra = Rv. No obstante,
si el espesor de las capas de estratificación es
menor que la resolución vertical de la herramienta, la medición de Rh es análoga al circuito
eléctrico en paralelo.
La mayor parte de la tecnología para determinar la resistividad de las formaciones registraba
la componente horizontal, lo que generaba difi-
72
cultades a la hora de evaluar las capas delgadas
compuestas por lutitas y arenas con hidrocarburos. En una medición de inducción uniaxial, las
corrientes de la formación fluyen en bucles horizontales y la sensibilidad resultante lo es con respecto a la resistividad horizontal. En la mayoría
de los yacimientos laminados, Rh ≠ Rv. En base a la
analogía del circuito en paralelo, Ra será similar en
valor al de la capa con la resistividad más baja, normalmente la lutita. En eso radica el problema con
la interpretación de la resistividad derivada de mediciones de inducción en los yacimientos laminados: la naturaleza dominante de las capas menos
resistivas enmascara a las capas más resistivas que
pueden poseer potencial de contener hidrocarburos. El resultado es que las zonas productivas pueden ser pasadas por alto o subvaloradas.24 La
relación Rv /Rh es una medición de utilidad para
determinar el nivel de anisotropía y, cuando es
mayor que 5, alerta al analista de registros para
que investigue yacimientos potenciales con espesores productivos laminados.
En una secuencia de arenas y lutitas laminadas, la porción del yacimiento que resulta de interés es la arena. Si bien Rv no provee la resistividad
real de la capa de arena con hidrocarburos, puede
combinarse Rarena con otras mediciones para obtenerla. Los efectos de la lutita deben removerse
de la medición volumétrica para obtener la resistividad de las capas de arena (izquierda). El cálculo de Rarena a partir de Rh y Rv requiere una
fuente secundaria de información para determinar el volumen de lutita y de ese modo eliminar
sus efectos. El volumen de lutita se obtiene de diversas fuentes, incluyendo la sonda de Espectroscopía de Captura Elemental ECS. Una vez
determinado, el valor de Rarena puede emplearse
para calcular la saturación de agua, Sw, utilizando
la ecuación de Archie. La obtención completa de
la fórmula para determinar el valor de Rarena y Sw
en un medio anisotrópico se halla explicada en la
bibliografía referida a esta temática específica.25
El cálculo de Rarena y Sw en la fracción de
arena se efectúa habitualmente usando un software de análisis petrofísico. No obstante, se han
desarrollado hojas de cálculo Excel para convertir
Rv y Rh manualmente en el valor de saturación de
agua, Sw.26
Las dos limitaciones principales de las herramientas de inducción uniaxial, la resistividad incorrecta en las capas inclinadas y los efectos de
la anisotropía, han sido superadas con las mediciones de inducción triaxial. La obtención de un
valor de resistividad más exacto se traduce en un
valor de Sw más preciso, lo que permite que los petrofísicos evalúen correctamente los yacimientos
con hidrocarburos. La caracterización adecuada de
las arenas laminadas significa un menor número
de yacimientos de baja resistividad pasados por
alto. La resistividad verdadera en los pozos desviados y en las capas inclinadas implica un análisis volumétrico más exacto. En última instancia, se
puede descubrir y producir más petróleo y más gas
en los yacimientos. Los siguientes estudios de casos
demuestran cómo se emplearon las mediciones de
resistividad triaxial para evaluar los pozos de petróleo y gas, difíciles de interpretar.
La resistividad verdadera
en los pozos desviados
En el área marina de Angola se corrió una herramienta AIT en un pozo desviado 60°. Las formaciones
penetradas incluyeron dos arenas de 10 m [30 pies]
con alta resistividad. Un intervalo de 30 pies, en
Oilfield Review
general, se encuentra dentro de la resolución
vertical de esta herramienta uniaxial y, por consiguiente, debería proveer una lectura de Rt razonable a partir de la medición de inducción más
profunda; es decir, el arreglo de 90 pulgadas. Pero
debido a los efectos de la desviación del pozo
sobre la medición, dicha lectura fue inferior al
valor real de Rt.
Luego se corrió una herramienta Rt Scanner
a través del mismo intervalo. La inversión de los
datos y la corrección por los efectos del echado
proporcionaron valores de resistividad que fueron
más precisos que los de la herramienta AIT (derecha). La resistividad corregida, obtenida con la
herramienta Rt Scanner, fue cinco veces mayor
que la resistividad profunda medida con la herramienta AIT.
Si bien los cálculos de la saturación de agua
usando la resistividad obtenida con cualquiera de
las dos herramientas indicaría la presencia de hidrocarburos, los cómputos de las reservas serían
sustancialmente diferentes. Las saturaciones y los
volúmenes de hidrocarburos superiores, computados con los datos de la herramienta Rt Scanner,
afectarían el diseño de las instalaciones de producción, la planeación de la infraestructura a
largo plazo, y las decisiones relacionadas con la
implementación de programas de recuperación
secundaria y terciaria. El hecho de obtener un
valor de Rt preciso posee enormes implicancias,
especialmente para los yacimientos marginales,
donde las decisiones críticas de tipo proceder/no
proceder, basadas en datos menos exactos, generarían una subvaloración del volumen de hidrocarburos en sitio.
Una consideración adicional es que el costo de
las operaciones de perforación de áreas prospectivas en aguas profundas ha limitado el número
de pozos que pueden perforarse para evaluar un
yacimiento prospectivo. Los petrofísicos y los geólogos deben construir modelos de yacimientos con
datos adquiridos en la superficie, convalidados
con menos pozos reales. Es absolutamente crucial
que estos modelos sean calibrados con los datos
más exactos disponibles, puesto que perforar
pozos de delineación (o avanzada) y pozos de relleno para refinar el modelo resulta prohibitivo
por su alto costo. Es económicamente más efectivo utilizar datos de resistividad precisos obteni24. Boyd A, Darling H, Tabanou J, Davis B, Lyon B, Flaum C,
Klein J, Sneider RM, Sibbit A y Singer J: “The Lowdown
on Low-Resistivity Pay,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño
de 1995): 4–18.
25. Clavaud JB, Nelson R, Guru UK y Wang H: “Field Example
of Enhanced Hydrocarbon Estimation in Thinly Laminated
Formation with a Triaxial Array Induction Tool: A
Laminated Sand-Shale Analysis with Anisotropic Shale,”
Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición
Otoño de 2008
Calibrador
6
pulgadas 16
Prof.,
Rayos gamma
pies
0
ºAPI 150
X,900
Resistividad AIT
ohm.m
1
10
100
Resistividad Rt Scanner
ohm.m
1,000
1
10
100
1,000
Y,000
Y,100
Y,200
Arreglo de 10 pulgadas
Arreglo de 20 pulgadas
Arreglo de 30 pulgadas
Arreglo de 60 pulgadas
Arreglo de 90 pulgadas
Arreglo de 90 pulgadas
Rh
Rv
> Corrección de la resistividad derivada de registros de inducción por los efectos de la desviación. La
resistividad correcta es un parámetro crítico para el cálculo exacto de los hidrocarburos en sitio. Este
pozo desviado 60° posee dos zonas con hidrocarburos de alta resistividad. La resistividad AIT (Carril 2,
guiones verdes), obtenida con el arreglo de inducción de 90 pulgadas, mide 100 ohm.m en el lóbulo
superior (entre X,940 y X,990) y tan sólo 20 ohm.m en el lóbulo inferior (entre Y,000 e Y,050). Después
de la corrección por el echado, los valores de resistividad obtenidos con la herramienta Rt Scanner
(Carril 3, rojo) son más altos: cercanos a 500 ohm.m en la arena superior y 100 ohm.m en la sección
inferior. En los 100 pies inferiores (entre Y,100 e Y,200), Rh (Carril 3, azul) es significativamente menor
que Rv (rojo), lo que indica anisotropía. Esta anisotropía (sombras de amarillo) sugiere una secuencia
potencial de arenas y lutitas laminadas; el análisis posterior de este intervalo puede revelar la
potencial existencia de hidrocarburo adicional.
dos con herramientas de inducción triaxial y corregidos por el echado de las capas y la desviación
del pozo, para mejorar el conocimiento del yacimiento desde la perforación del primer pozo.
La anisotropía en las
turbiditas de aguas profundas
Las compañías de E&P no pueden permitirse subvalorar las reservas o perder oportunidades. Desafortunadamente, las secuencias de arenas y
lutitas laminadas han sido pasadas por alto debido a los efectos de la anisotropía.
de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de
junio de 2005, artículo WW.
26. Clavaud et al, referencia 24.
27. Saxena K, Tyagi A, Klimentos T, Morriss C y Mathew A:
“Evaluating Deepwater Thin-Bedded Reservoirs with
Rt Scanner,” presentado en la 4a Conferencia de Aguas
Profundas y Áreas Submarinas de PetroMin, Kuala
Lumpur, 20 al 21 de junio de 2006.
Como ejemplos de yacimientos laminados se
pueden mencionar las turbiditas y los sedimentos
fluviales deltaicos. El término “espesor productivo
de baja resistividad” ha sido aplicado a estos tipos
de ambientes.
La supresión de los valores de resistividad medidos con las tradicionales herramientas de inducción, asociada con la anisotropía, es la razón
fundamental de la baja resistividad. Pero aunque
sean identificados correctamente, estos yacimientos son difíciles de evaluar. En términos prácticos,
el empleo de las mediciones de resistividad convencionales para calcular las reservas de hidrocarburos puede conducir a subestimaciones
superiores al 60% en comparación con el análisis
que utiliza los valores de Rv y Rh.27 La Cuenca
Krishna-Godavari, frente a la costa este de India,
constituye un ejemplo de aguas profundas de una
secuencia turbidítica de arenas y lutitas delgadas
73
Resistividad
Arreglo de
10 pulgadas
0.2
ohm.m 100
Agua
Arreglo de
20 pulgadas
Calibrador
CHINA
AFGANISTÁN
6
pulgadas 16
Rayos gamma
PAKISTÁN
0
°API
150
Parámetro sigma
INDIA
0
u.c.
50
Prof.,
m
X,X45
ohm.m 100 Densidad volumétrica
Arreglo de
1.65
g/cm3
2.65
30 pulgadas
Porosidad-neutrón
0.2 ohm.m 100
60
%
0
Arreglo de
60 pulgadas
Porosidad según gráfica
de interrelación
0.2 ohm.m 100
60
%
0
Arreglo de
90 pulgadas
Sw
Cruce densidad-neutrón
0.2 ohm.m 100
100 %
Gas
0.2
Cuarzo
Agua ligada
Porosidad
efectiva
50
0
%
Hidrocarburo
Montmorillonita
0
Litología
100
%
0
KG-DWN-98/3
SRI LANKA
X,X50
X,X55
Zona
anisotrópica
X,X60
X,X65
X,X70
> La Cuenca Krishna-Godavari, frente a la costa
este de India. El Pozo KG-1 se encuentra ubicado
en el Bloque KG-DWN-98/3. En este ejemplo, las
laminaciones de un núcleo (arriba) poseen un
espesor cercano a un milímetro [0.04 pulgada];
típico de las secuencias turbidíticas presentes en
la Cuenca Krishna-Godavari. La resolución vertical
mínima para las herramientas de inducción es de
0.3 m. La evaluación y el cálculo de los hidrocarburos recuperables son complejos debido a la
naturaleza anisotrópica y de baja resistividad del
yacimiento.
(arriba). Reliance Industries tuvo una etapa de
éxito inicial en el área, pero la evaluación del potencial del yacimiento en un medio anisotrópico
dificultó la cuantificación del volumen de hidrocarburos en sitio.
Por definición, las capas delgadas son capas
prospectivas cuyo espesor es menor que la resolución vertical de la herramienta. Los espesores
de las secuencias de arena-lutita-limo de la
Cuenca Krishna-Godavari se encontraban en el
rango milimétrico, bien por debajo de la resolución mínima de 0.3 m [1 pie] disponible con las
74
X,X75
X,X80
> Reservas subestimadas. El análisis ELANPlus—típico de los registros corridos en el campo—computa los hidrocarburos (Carril 5, rojo) presentes en las arenas (Carril 6, amarillo), pero los volúmenes
son escasos considerando el espesor neto. Por encima de X,X65 m, la saturación de agua y los volúmenes de hidrocarburos indican que la producción de petróleo o gas sería escasa. Pero se sabe que
esta zona corresponde a una secuencia turbidítica de arenas y lutitas laminadas. Una herramienta
de inducción triaxial puede ayudar a determinar el grado de anisotropía y las posibilidades de
encontrar hidrocarburos.
herramientas de inducción, e incluso menores
que la resolución vertical de 3 cm [1.2 pulgada]
de los dispositivos de porosidad. Los registros adquiridos con las herramientas convencionales no
proveían información suficiente para evaluar las
zonas anisotrópicas (arriba). El intervalo que se
encuentra por encima de X,X65 m, donde termi-
nan las secciones de arenas productivas más limpias, posee valores de resistividad que oscilan
entre 1 y 2 ohm.m. Con niveles de resistividad tan
bajos, no era esperable que existiera producción
de hidrocarburos.
Para su Pozo KG-1, Reliance obtuvo conjuntos
de registros de alta resolución y datos con el gene-
Oilfield Review
rador de Imágenes Microeléctricas en Lodos a Base
de Aceite (OBMI) (abajo). Las imágenes OBMI revelaron la existencia de laminaciones delgadas, corroboradas por el núcleo. Se generó un registro de
resistividad sintético a partir de los datos OBMI de
alta resolución, que indicó la existencia de anisotropía. La medición de resistividad AIT osciló entre
1 y 2 ohm.m. Debido a los bajos valores de las
mediciones de resistividad AIT registradas en el yacimiento laminado, se agregó la sonda Rt Scanner
al programa de adquisición de registros.
Los registros de la herramienta Rt Scanner
señalaron la existencia de un alto grado de anisotropía en el yacimiento y proporcionaron una medi-
ción precisa de la resistividad de la arena. Varias
zonas promisorias, denotadas con una relación
Rv /Rh mayor que 5, fueron identificadas como áreas
que requerían una evaluación más exhaustiva. En el
Pozo KG-1, las zonas donde la relación Rv /Rh es
menor que 5 carecen de laminaciones. La corroboración con los datos de núcleos convalidó la
Resistividad
Arreglo de 10 pulgadas
0.2
ohm.m 200
Arreglo de 20 pulgadas
0.2
Rayos gamma
0
°API
150
0.2
Parámetro sigma
de la formación
0
6
u.c.
ohm.m 200
Arreglo de 30 pulgadas
ohm.m 200
Arreglo de 60 pulgadas Densidad volumétrica
50
0.2
ohm.m 200
1.65 g/cm3 2.65
Calibrador
Arreglo de 90 pulgadas
Porosidad neutrón
pulgadas 16
0.2
60
Tamaño de la barrena Prof.,
m
6 pulgadas 16
ohm.m 200
Datos OBMI
0.2
ohm.m 200
%
0
0°
120° 240° 360°
Imagen OBMI
Cruce
densidad-neutrón
Conductiva
Resistiva
73
74
75
76
77
78
79
> Registros y núcleo del Pozo KG-1. El núcleo de la derecha muestra laminaciones delgadas, que pueden observarse en la imagen OBMI
(Carril 4). Las cinco curvas AIT (Carril 2) se superponen, pero la naturaleza en forma de pico de la resistividad reconstruida a partir de
los datos OBMI (verde) indica la existencia de laminaciones. Esto se debe a que la herramienta OBMI posee mejor resolución vertical.
Las curvas obtenidas con las herramientas de densidad- neutrón (Carril 3) se encuentran separadas sobre la mayor parte del intervalo,
lo que indica un alto contenido de lutita. Existen algunos lugares en los que las curvas de densidad y neutrón se cruzan (sombras de
amarillo), lo que señala la posibilidad de que exista petróleo liviano o gas, pero estas zonas poseen un espesor de menos de un metro
[3 pies]. Las mediciones de baja resistividad de la herramienta AIT y el escaso contenido de arena se traducirían en una evaluación
pesimista de los hidrocarburos en dicho intervalo.
Otoño de 2008
75
Resistividad
Arreglo de
10 pulgadas
0.2 ohm.m 200
Arreglo de
20 pulgadas
Condiciones de
pozo deficientes
Densidadneutrón
0.2 ohm.m 200
Rayos gamma
0
°API
100
Calibrador
8
pulgadas
18
Tamaño de la barrena
8
pulgadas
0
Profundidad,
20
m
1.65 g/cm3 2.65
0.2 ohm.m 200
Rh
Arreglo de
60 pulgadas
0.2 ohm.m 200
0.2 ohm.m 200
18
Relación Rv /Rh
Densidad
volumétrica
Arreglo de
30 pulgadas
Arreglo de
90 pulgadas
Rv
0.2 ohm.m 200
R arena
Porosidad
neutrón
60
%
0
Porosidad
según gráfica
de interrelación
0.2 ohm.m 200 0.2 ohm.m 200 60
%
0
No se observan
capas delgadas
en el núcleo
80
Se observan capas
delgadas en el núcleo
Según la herramienta
Rt Scanner, la relación
Rv /Rh = 9. Esta zona
posee un grado
importante de
anisotropía eléctrica
90
100
La relación Rv /Rh
es baja. Esta zona
posee una anisotropía
eléctrica insignificante
110
120
> Determinación de la anisotropía utilizando la relación Rv /Rh. El servicio Rt Scanner provee una relación Rv /Rh (Carril 1,
negro) mayor que 5 en diversos intervalos (flecha roja). Estas zonas corresponden a las laminaciones presentes en el
núcleo (izquierda). En los intervalos en los que la relación Rv /Rh es baja (flecha negra), el núcleo contiene laminaciones
escasas o inexistentes (derecha). A lo largo de toda esta sección, Rh (Carril 3, azul) raramente excede 2 ohm.m, si bien
las curvas de Rv (rojo) y Rarena (negro) alcanzan un valor mucho mayor. Los registros de densidad-neutrón (Carril 4)
muestran la presencia de hidrocarburos (sombras de rojo) por debajo de 100 m, pero no proporcionan demasiada
ayuda a la evaluación del yacimiento por encima de 100 m. Si bien los valores de Rh sugieren escaso potencial
productivo, los valores más altos de Rarena indican la presencia de hidrocarburos.
medición obtenida con la herramienta Rt Scanner
(arriba).
El servicio de análisis avanzado de registros
multiminerales ELANPlus, permitió identificar
aproximadamente 8 m [26.2 pies] de yacimiento
de calidad utilizando las técnicas de interpretación convencionales. Después de incorporar los
datos de inducción triaxial en el análisis del in-
76
tervalo que contaba con un conjunto completo de
registros, el espesor de la zona productiva neta,
empleando valores de corte del 7% para la porosidad y del 80% para el agua, se incrementó en un
35%. Los valores de las reservas calculadas fueron
55.5% superiores a los obtenidos previamente con
los registros y programas de evaluación petrofísica tradicionales (próxima página).
Resolución de la anisotropía
en África Occidental
La interpretación de los yacimientos eléctricamente anisotrópicos ha sido difícil con las técnicas
de análisis petrofísico tradicionales. Klein et al fueron los primeros en proponer un marco de referencia para utilizar las gráficas de interrelación con el
Oilfield Review
Resistividad
Arreglo de
10 pulgadas
0.2
Agua
ohm.m 200
Arreglo de
20 pulgadas
0.2
Arreglo de
30 pulgadas
Condiciones de
pozo deficientes
0.2
Calibrador
8
pulgadas
pulgadas
0.2
18
Relación Rv /Rh
0
20
ohm.m 200
Arreglo de
60 pulgadas
18
Tamaño de la barrena
8
ohm.m 200
Profundidad,
m
Gas
Densidad
volumétrica
Cuarzo
1.65 g/cm3 2.65
0.2
ohm.m 200 Porosidad neutrón
60
%
0
R
0.2
ohm.m 200 Porosidad según
gráfica de
Rarena
interrelación
v
ohm.m 200
Arreglo de
90 pulgadas
0.2
Rh
Densidadneutrón
ohm.m 200 0.2
ohm.m 200 60
%
Sw obtenida con
la herramienta
Rt Scanner
100
%
Agua ligada
0
Sw obtenida con
la herramienta AIT
0 100
%
Montmorillonita
Litología
0 100
%
0
30
40
50
60
70
> Incorporación de los datos Rt Scanner. Las curvas AIT (Carril 2) leen aproximadamente 1 ohm.m, con algunas secciones
de 2 ohm.m. El valor de Rh (Carril 3, azul) es equivalente a la curva del arreglo de 90 pulgadas AIT. La resistividad Rv (rojo)
registra más de 10 ohm.m en varios intervalos. El valor de Rarena (negro), proveniente de la herramienta Rt Scanner, se utiliza
como dato de entrada para el cálculo de la saturación de agua, Sw. La saturación de agua, resultante de la herramienta
Rt Scanner (Carril 5, rojo), es menor que el valor de Sw derivado de los datos AIT (azul). Esto indica que el volumen de
hidrocarburos del yacimiento es mayor que el que se computó originalmente.
Otoño de 2008
77
Flutita
3
10
6
5
Co
mp
act
4
2
1
0
0
10
20
30
Porosidad, %
hidrocarburos, eliminando al mismo tiempo del
análisis, las secuencias de lutitas laminadas.
Los diagramas de Klein modificados son similares a las gráficas de interrelación densidad- neutrón
y a partir de ellos se puede determinar gráficamente una zona arcillosa anisotrópica (abajo).
Flutita
1
10
Rlutita-v = 1
Rlutita-h = 1
Lutita
3
2
10
Rlutita-v = 10
Rlutita-h = 1
Lutita
Rarena
0
0
Agua
–1
Agua
–1
10
0
10
1
10
Rh , ohm.m
2
10
10
3
Ausencia de zona productiva
Con lutitas
anisotrópicas
–1
10
–1
Zona productiva
10
Ausencia de lutitas
anisotrópicas
10
Lutita
1
10
10
Agua
60
Debido a su forma característica, estas gráficas de
interrelación modificadas se conocen como “diagramas tipo mariposa.” A partir de ellos, los analistas
de registros seleccionan gráficamente parámetros,
efectúan controles de calidad y evalúan el potencial
de producción de los yacimientos laminados.
Rv , ohm.m
10
50
10
2
1
40
> La anisotropía en las arenas y en las lutitas. A medida que la compactación
(rojo) se incrementa—el caso típico de los ambientes depositacionales más
profundos—la porosidad de la arcilla se reduce y la relación Rv /Rh de la lutita
aumenta. Las herramientas de inducción triaxial por sí solas no pueden distinguir entre la anisotropía de las lutitas, inducida por la compactación, y la
medida en una secuencia de arenas y lutitas laminadas. Y, si bien la herramienta de RMN es útil para la identificación de zonas con fluidos móviles y
para la diferenciación de las lutitas anisotrópicas de las secuencias de arenas y lutitas laminadas, el volumen de arena y lutita debe ser determinado en
base a otras fuentes, tales como la herramienta ECS.
10
Rarena
ació
n
3
Rv , ohm.m
Rv , ohm.m
7
3
2
0
8
10
10
10
9
Rv /Rh
fin de evaluar estos yacimientos.28 La técnica fue
adaptada posteriormente para incorporar datos
de registros adicionales, incluyendo los de resonancia magnética nuclear (RMN) y los de inducción triaxial.29 Los diagramas de Klein originales
asumen la existencia de una estratificación de
material macro- y micro-poroso isotrópico y una
estratificación de arenas espesas y delgadas; condición que no ocurre comúnmente en las secuencias de arenas y lutitas laminadas rodeadas de
lutitas anisotrópicas. Se ha demostrado empíricamente que la compactación, que habitualmente
se incrementa con la profundidad, aumenta el
nivel de anisotropía de las lutitas (derecha).
Para dar cuenta del escenario más realista de
las lutitas anisotrópicas, se desarrolló un diagrama de Klein modificado que resuelve gráficamente Rv y Rh a la vez que se ajusta por la
anisotropía de la lutita.30 Dado que las lutitas anisotrópicas pueden crear expectativas falsas con
respecto a la existencia de una zona productiva
de baja resistividad si no se consideran adecuadamente, también se usan datos de RMN para diferenciar las lutitas laminadas de las secuencias de
arenas y lutitas. Las herramientas de RMN miden
el volumen de fluido libre, o la porosidad, presente en el yacimiento. Las lutitas usualmente poseen grandes volúmenes de fluidos, pero los
mismos están ligados a las arcillas que las componen. Mediante la incorporación de la porosidad
obtenida por el método de RMN, que ignora los
fluidos presentes en las lutitas, los analistas de registros pueden identificar las secuencias de arenas y lutitas laminadas con potencial de contener
10
10
–1
0
10
1
10
Rh, ohm.m
10
2
10
3
–1
10
0
10
1
10
2
10
3
10
Rh , ohm.m
> Diagramas de Klein. El diagrama de Klein tradicional (izquierda) no toma en cuenta la anisotropía de las lutitas. El diagrama tipo mariposa modificado
(centro) incluye esta anisotropía y puede ser dividido en regiones productivas y no productivas, rotando en la zona arcillosa. Los valores de Rv y Rh de la
gráfica de interrelación corresponden a regiones específicas que pueden analizarse rápidamente (derecha). La zona de agua (círculo azul) muestra una
saturación de agua del 100%. La zona arcillosa indica un 100% de lutita.
78
Oilfield Review
Flutita
500
0
0.5
Neutrón Densidad
1.0
Rh, Rv, Rarena, Rsh
40 30 20 10
0
10
10
1
Anisotropía
2
10
0
5
10 15
Saturación de agua
100
50
Sw Rarena
Sw Rh
0
10
3
10
2
Flutita
700
Profundidad, m
800
900
Rv, ohm.m
600
10
Rarena
1
Rlutita-v = 3.27
Rlutita-h = 0.51
Lutita
10
0
10
–1
–1
10
0
10
1
10
2
10
10
3
Rh, ohm.m
1,000
1,100
1,200
1,300
> Diagrama de Klein modificado en acción. La gráfica de interrelación de los valores de Rv y Rh se muestra en el diagrama tipo
mariposa (derecha). El analista de registros selecciona los puntos de medición que caen en la región con hidrocarburos (magenta)
en las regiones productoras de agua (azul) y en la zona de lutita (verde). La codificación en color a lo largo del carril de resistividad
(Carril 3) del registro ELANPlus, corresponde a los puntos de medición seleccionados manualmente por el analista de registros.
Los puntos no seleccionados (negro) no se presentan. Los valores de saturación de agua cambian (Carril 5, sombras de amarillo)
cuando se utiliza Rarena (rojo) en lugar de la resistividad uniaxial, Rh (negro). El intervalo por encima de 700 m posee un grado significativo de anisotropía (Carril 4, verde) pero poco hidrocarburo. Una de las ventajas de los diagramas de Klein modificados es la
capacidad para identificar rápidamente estas zonas no productivas.
Los registros de un pozo del área marina de
África Occidental demuestran la técnica de los
diagramas de Klein modificados.31 La incorporación de los datos de RMN mejoró aún más la evaluación. El operador optó por correr la herramienta
Rt Scanner, el servicio experto de resonancia magnética MR Scanner, y las herramientas de densidad-neutrón y OBMI. En una zona, la medición
obtenida con la herramienta de inducción triaxial
indicó un incremento del 80% en el cálculo de la
relación neto-total para el espesor productivo y un
incremento del intervalo neto calculado de casi 5 m
[15 pies]; de 7 a 11.6 m [23 a 38 pies], respecto de
los cálculos derivados de registros convencionales
y técnicas petrofísicas tradicionales (arriba).
Los diagramas tipo mariposa permitieron detectar la zona arcillosa y facilitaron las distinción
de las lutitas anisotrópicas de las secuencias anisotrópicas de arenas-lutitas-limos. En base a su
Otoño de 2008
relación Rv /Rh, los intervalos arcillosos no productivos exhibían una anisotropía similar a la de
las secuencias laminadas de arenas y lutitas. Este
caso demuestra cómo los datos de RMN pueden
ser utilizados con los registros de inducción triaxial para diferenciar las lutitas no productivas de
las laminaciones arenosas potencialmente productivas.
Otro ejemplo de África Occidental corresponde a dos tipos de lutitas muy disímiles, en los
que los diagramas de Klein modificados permitieron distinguir la roca de calidad yacimiento de las
28. Klein JD, Martin PR y Allen DF: “The Petrophysics of
Electrically Anisotropic Reservoirs,” The Log Analyst 38,
no. 3 (Mayo–Junio de 2007): 25–36.
29. Fanini ON, Kriegshäuser BF, Mollison RA, Schön JH y Yu
L: “Enhanced, Low-Resistivity Pay, Reservoir Exploration
and Delineation with the Latest Multicomponent
Induction Technology Integrated with NMR, Nuclear,
and Borehole Image Measurements,” artículo SPE
69447, presentado en la Conferencia de Ingeniería
Petrolera de América Latina y el Caribe de la SPE,
Buenos Aires, 25 al 28 de marzo de 2001.
30. Para obtener más información sobre los diagramas de
Klein modificados, consulte: Cao Minh C, Clavaud J-B,
Sundararaman P, Froment S, Caroli E, Billon O, Davis G
y Faribairn R: “Graphical Analysis of Laminated
Sand-Shale Formations in the Presence of Anisotropic
Shales,” World Oil 228, no. 9 (Septiembre de 2007): 37–44.
31. Cao Minh C, Joao I, Clavaud J-B y Sundararaman P:
“Formation Evaluation in Thin Sand/Shale Laminations,”
artículo SPE 109848, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California,
EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.
Este artículo integra una serie de tres partes. Véase
además: Cao Minh C y Sundararaman P: “NMR
Petrophysics in Thin Sand/Shale Laminations,” artículo
SPE 102435, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27
de septiembre de 2006.
Cao Minh C, Clavaud JB, Sundararaman P, Froment S,
Caroli E, Billon O, Davis G y Fairbairn R: “Graphical
Analysis of Laminated Sand-Shale Formations in the
Presence of Anisotropic Shales,” Transcripciones del
21o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Austin, Texas, 3 al 6 de junio de 2007, artículo MM.
79
lutitas. Dos intervalos productores de hidrocarburos estaban separados por una sección arcillosa
no productiva, pero una zona con características
similares poseía potencial de producción (abajo).
Los datos obtenidos con las herramientas de in-
Phiarena
Phiarena NMR
0
0.5
Neutrón Densidad
1
0.4
0.2
R v , Rh
0
0
10 100
ducción triaxial resultaron esenciales para la evaluación correcta del pozo. En el intervalo superior,
el recuento de arena se incrementó en un 54% y la
relación neto-total para el espesor aumentó un
70%, con respecto a los valores derivados del uso
Anisotropía
0
5
10 15
OBMI
10 100 1,000
Rt Scanner Rarena
NMR Rarena
Farena
Farena NMR
T2
0
0
0.5
1
0
10
100
Fluidos RMN
0
Valor de
corte
GR
0.2
0.4
de las técnicas convencionales. En el intervalo inferior, el incremento no fue tan pronunciado porque las arenas no estaban tan intensamente
laminadas. No obstante, la relación neto-total
para el espesor fue aproximadamente 20% mayor
Volumen HC
0
0.2
0.4
Petróleo
10
OBM
X,620
Datos
Rt Scanner
Datos AIT
Datos RMN
Agua
10
Flutita
3
2
Rv, ohm.m
Rarena
10
1
Rlutita-v = 1.24
Rlutita-h = 0.52
X,660
Lutita
0
40 m
Profundidad, m
10
Zonas productivas
Lutita
X,700
Arena
10
–1
–1
0
10
1
10
10
Rh, ohm.m
2
10
10
3
X,740
Phiarena
Phiarena NMR
0.5
GR
R v , Rh
Neutrón Densidad
1
0.4
OBMI
Y,750
0.2
0
0
Zonas productivas
0
10 100
Anisotropía
0
5
10 15
10 100 1,000
Rt Scanner Rarena
NMR Rarena
Farena
Farena NMR
T2
0
0
0.5
1
0
10
100
Fluidos RMN
0
0.2
0.4
Volumen HC
0
0.2
0.4
Valor de
corte
10
10
OBM
Datos
Rt Scanner
Datos AIT
Datos RMN
2
Rarena
Rv, ohm.m
Petróleo
Flutita
3
10
1
Rlutita-v = 2.54
Rlutita-h = 0.58
Agua
Lutita
Profundidad, m
10 m
Y,800
10
10
Lutita
Y,850
0
–1
–1
10
0
10
1
10
Rh, ohm.m
2
10
10
3
Y,900
Zonas productivas
Arena
> Anisotropía variable de las lutitas. Estos ejemplos corresponden a intervalos con dos tipos de lutitas diferentes, que se registraron con las herramientas
Rt Scanner, densidad-neutrón, OBMI y MR Scanner. Aquí se utilizaron la herramienta de RMN y las herramientas de densidad-neutrón como indicadores
de arena y lutita (Carril 1). La separación entre Rv y Rh (Carril 3) y la curva correspondiente a la relación Rv /Rh (Carril 4, sombras de verde) indican
anisotropía. El valor de Rh oscila entre 1 y 2 ohm.m, mientras que el valor de Rarena (Carril 7, rojo) es sistemáticamente mayor que 10 ohm.m en el intervalo
superior. Dado que la resistividad más alta corresponde a un volumen mayor de hidrocarburos, el volumen calculado de hidrocarburos (HC) (Carril 9) es
mayor cuando se calcula utilizando Rarena (rojo) que cuando se usa la resistividad derivada de los registros de inducción uniaxial (negro). En el registro
superior, los valores de anisotropía (Carril 4, verde) observados entre X,680 y X,720 parecen similares a los del intervalo Y,760 – Y,820 en el registro inferior.
Si bien la anisotropía es alta en ambos intervalos, es el resultado de la presencia de lutitas anisotrópicas en el registro inferior, no de hidrocarburos. Las
gráficas tipo mariposa permiten aislar e identificar rápidamente estas zonas no productivas, distinguiéndolas de la zona productiva (magenta) como se
muestra en las gráficas ELANPlus.
80
Oilfield Review
Resumen de los resultados
Intervalo—143 m (tope)
Herramienta AIT
Herramienta Rt Scanner
Herramienta de RMN
Hidrocarburo (HC), m
8.2
12.6
12.5
Relación entre espesor neto y total (NTG)
0.26
0.44
54%/70%
Cambio neto, HC/NTG
Intervalo—163 m (base)
Herramienta AIT
Herramienta Rt Scanner
Herramienta de RMN
Hidrocarburo (HC), m
18.0
20.6
21.3
Relación entre espesor neto y total
0.47
0.57
Cambio neto, HC/NTG
después de incorporar los datos provistos por las
herramientas de inducción triaxial (arriba). La lutita anisotrópica no productiva fue identificada y
eliminada del análisis posterior. La herramienta
MR Scanner proporcionó una verificación independiente del espesor neto con hidrocarburos.
En el análisis final, el espesor neto con hidrocarburos y la relación neto-total para el espesor fueron cuantificados con mayor precisión usando los
datos provistos por la herramienta Rt Scanner y la
información del servicio MR Scanner. En comparación con los resultados tradicionales de inducción
AIT, hubo incrementos significativos de las reservas calculadas. Los diagramas de Klein modificados
también demostraron ser un instrumento efectivo
de vista rápida para el analista de registros.
Echados provenientes de
mediciones de inducción
Los últimos dos estudios de casos demuestran la
utilidad de los datos de echados, proporcionados
por el servicio Rt Scanner. El uso de las mediciones de inducción para proveer los echados de las
formaciones no es nueva—el concepto fue patentado por primera vez en la década de 1960—pero
no había tenido aplicación práctica. Las herramientas de inducción triaxial brindan los datos de
echados como un subproducto natural del procesamiento de datos estándar.
Las herramientas tradicionales de medición de
echados están provistas de numerosos patines que
registran los cambios de resistividad pequeños que
se producen a lo largo de la pared del pozo. Los
programas de software correlacionan las lecturas
similares de los sensores y patines adyacentes para
computar la magnitud del echado y la dirección de
los planos de estratificación de la formación. Los
datos de los sensores de los patines generan una
imagen eléctrica del pozo a partir de la cual se
pueden visualizar e identificar manualmente el
echado estructural, los rasgos estratigráficos y las
fracturas empleando aplicaciones de software.
Las herramientas de medición de echados poseen una resolución vertical menor que 1.3 cm
[0.5 pulgada], mientras que una de inducción tria-
Otoño de 2008
14%21%
xial posee una resolución vertical medida en pies.
Si bien los detalles finos no pueden resolverse con
la precisión de los generadores de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total (FMI), o de Imágenes Microeléctricas en Lodos a Base de Aceite
(OBMI) y de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Dual en Lodos a Base de Aceite (OBMI2), el
servicio Rt Scanner puede suministrar el echado
estructural.
Las herramientas de generación de imágenes
de echados requieren un sistema de lodo conductivo para adquirir las lecturas, que luego se convierten en imágenes. Debido a que las propiedades
de aislamiento eléctrico de los sistemas de perforación con lodo a base de aceite presentan dificultades a la hora de adquirir los datos, los ingenieros
desarrollaron soluciones, tales como las herramientas OBMI y OBMI2, para superar el problema. El contacto del patín con la formación es
crucial, especialmente cuando las herramientas
se usan en lodos a base de aceite.
Las condiciones del pozo, tales como los derrumbes y la rugosidad, dificultan el contacto del
patín y degradan la calidad de las mediciones. Esto
sucede tanto con los lodos a base de aceite como
con los a base de agua. Las herramientas pueden
90 p
Echado
Azimut
presentar situaciones de patines flotantes mientras
registran pozos desviados. Esto, como consecuencia del peso de la herramienta que hace que colapsen los brazos del calibrador e impiden que el patín
se ponga en contacto con la pared del pozo. Además, el movimiento irregular de la herramienta
afecta negativamente la calidad de las imágenes.
La herramienta Rt Scanner es insensible a las
condiciones del pozo, tales como la rugosidad y los
derrumbes y puede registrar hacia arriba o—con
un calibrador modificado—hacia abajo. Por el contrario, dada la necesidad de empujar los patines
contra la pared del pozo, los instrumentos de medición de echados casi siempre registran en dirección ascendente. La excepción la constituyen las
herramientas FMI operadas con la columna de perforación, que se bajan en los pozos horizontales.
Las herramientas convencionales de medición
de echados obtienen sus mediciones con una profundidad de investigación muy somera, que corresponde a la región más afectada por el proceso
de perforación (abajo). Una herramienta de inducción triaxial examina la región que se encuentra más allá de la zona vecina al pozo y es menos
afectada por el daño inducido por las operaciones
de perforación. Los datos de echados derivados de
los registros de inducción, también se obtienen de
arreglos múltiples. La capacidad para comparar
los echados con distintas profundidades de investigación es útil para el control de calidad; no obstante, hay que tener en cuenta que las variaciones
producidas en los echados pueden resultar de distorsiones originadas en los planos de estratificación lejos del pozo.32
32. Amer A y Cao Minh C: “Integrating Multi-Depths of
Investigation Dip Data for Improved Structural Analysis,
Offshore West Africa,” presentado en la Conferencia y
Exhibición del Área Marina de Asia, Kuala Lumpur,
16 al 18 de enero de 2007.
das
ulga
Rv
Rh
Echado
Azimut
Medidor
eléctrico s
o
de echad
Rv
Rh
> Medidor de echados sin patines. El registro de inducción de una herramienta triaxial detecta un
volumen muy grande (izquierda). La herramienta convencional de medición de echados (derecha)
provee una imagen de alta resolución pero visualiza un diámetro eléctrico pequeño. Esta herramienta
también debe ponerse en contacto con la pared del pozo para adquirir datos de utilidad.
81
Señal R, mS/m
–500
0
0
500
1,000 1,500
Resistividad, ohm.m
0
10
100
Señal R, mS/m
1,000
–500
0
500
1,000 1,500
Resistividad, ohm.m
0
10
100
Resistividad, ohm.m
1,000
0
10
100
1,000
Superposición del 25%
Profundidad
100
200
300
xx
xy
xz
yx
yy
Rh
yz
Rv
zx
zy
zz
Registro de escalones
xx
xy
xz
yx
yy
yz
Rh
Rv
zx
zy
zz
Registro de escalones
Rh
Rv
> Pasos del proceso, inducción del medidor de echados. La información de echados provista por la herramienta de inducción triaxial constituye un
resultado automático del procesamiento empleado para la corrección por el echado y el cálculo de Rv (rojo) y Rh (azul). Los datos crudos (Carril 1) son
corregidos por los efectos del pozo y luego se invierten. Los límites de las capas se identifican de los registros de escalones (curva negra), que resultan
de aplicar una técnica de derivadas segundas para mostrar los límites entre capas. El echado se calcula en el lugar donde los cambios de resistividad
son evidentes. Los intervalos isotrópicos homogéneos no producen echados porque no existen cambios sustanciales de resistividad en el intervalo.
Después de procesar completamente cada sección, los intervalos sucesivos se computan con una superposición del 25% para eliminar los efectos
de los límites de capas.
Dado que la herramienta Rt Scanner no requiere ningún fluido conductivo para registrar
datos, el echado estructural se puede obtener en
pozos en los que en el pasado su medición era difícil o imposible. Los datos de echados derivados de
los registros de inducción no reemplazan a la información proveniente de las herramientas convencionales de generación de imágenes de echados
sino que complementan sus mediciones, como sucede por ejemplo cuando las malas condiciones del
pozo degradan la información adquirida con los dispositivos que requieren el contacto del patín.
El flujo de trabajo necesario para generar la
información de echados forma parte del proceso
de inversión y corrección de los datos. Los límites
de capas son definidos mediante datos crudos
compensados por los efectos del pozo, que han
sido corregidos por la rotación de la herramienta.
Como una aproximación de primer orden para determinar los límites de capas, se usa una técnica
de derivadas segundas que produce un registro de
escalones del arreglo de inducción (arriba). Dicho
registro posee bordes de límites más pronunciados que las curvas suavizadas convencionales y los
puntos de transición netos son empleados para
determinar dónde computar los echados.
A continuación, se computa la curva rotada corregida por los efectos del pozo obtenida de un
arreglo simple, con una estimación inicial de la
conductividad, del echado de las capas y del azimut del pozo. Usualmente, se invierte una ventana
de 6.1 m [20 pies], pero esto depende de la rapi-
82
dez con que cambia el echado. Con este paso de
inversión, se refinan los valores de Rv, Rh y los límites de capas. El software resuelve nuevamente
el echado y el azimut para lograr el mejor ajuste a
través de toda la ventana. Luego, el programa se
desplaza a una distancia equivalente a la mitad
de la longitud de la ventana y ejecuta la inversión
con una superposición generosa del intervalo previo para eliminar los efectos de borde. Este proceso continúa a lo largo de todo el intervalo
registrado. El resultado es la obtención de la resistividad corregida por los efectos del pozo y por el
echado junto con el echado estructural y el azimut del pozo, que son presentados con diagramas
de flechas y acimuts convencionales.
Datos de echados en aire y agua
En EUA, la herramienta Rt Scanner proporcionó
el echado y la dirección de la formación en un pozo
de exploración perforado con aire. El aire se utiliza en lugar del fluido de perforación en formaciones que reaccionan con el lodo de perforación o en
zonas de rocas duras en las que las técnicas de
perforación convencionales son menos efectivas.
Dado que no hay líquido presente en el pozo, las
herramientas convencionales de medición de
echados no funcionan; incluyendo la herramienta
OBMI.
Para el pozo en cuestión, se muestran dos
intervalos con características muy diferentes
(próxima página). La zona comprendida entre
X,X00 y X,X50 pies posee un echado consistente
de 15°, orientado hacia el sur-sureste, con poca
variación. Aunque difíciles de visualizar, existen
tres mediciones independientes para las tres profundidades de investigación presentadas. A lo
largo de todo el intervalo, las flechas de las tres
mediciones se superponen, lo que indica la concordancia de los diferentes conjuntos de datos.
En un intervalo más profundo, los datos muestran echados formacionales de muy alto ángulo, lo
que corroboró la interpretación y las expectativas
de los geólogos. Dichos echados de alto ángulo—
que se aproximan a 70°—podrían considerarse
cuestionables de no ser por los datos de núcleos de
pozos cercanos que muestran características similares. En el registro se identifica claramente una
discordancia a Y,Y40 pies. Además, pese a la considerable rugosidad del pozo en el intervalo comprendido entre Y,Y00 e Y,Y50, los datos de echados
se encuentran disponibles; una herramienta que
opera por contacto de los patines podría haber sido
afectada por la condición del pozo.
En un segundo ejemplo, el operador, perforando con lodo a base de aceite, corrió la herramienta Rt Scanner en un pozo de exploración de
aguas profundas del Golfo de México. La herramienta FMI se corrió con fines comparativos. El
pozo poseía una desviación de 60° y el echado verdadero de la formación, corregido por la desviación
del pozo, era de aproximadamente 30°. La comparación de los datos provistos por las mediciones
de la herramienta FMI con la información de la
herramienta Rt Scanner mostró una excelente
Oilfield Review
Echado, arreglo de 72 pulgadas
Echado verdadero
Arreglo de 90 pulgadas
1
ohm.m
1,000
Calidad [5.15]
1,000 0
Calidad [15.20]
grados
Arreglo de 10 pulgadas
Condiciones de pozo deficientes
1
Rh, arreglo de 39 pulgadas
Rayos gamma
0
°API
200
1
1
1
ohm.m
ohm.m
1
1
ohm.m
1
1
Tamaño de la barrena
4
pulgadas
pulgadas
ohm.m
ohm.m
24
1
Prof.,
24
pies
ohm.m
Calidad, arreglo de 54 pulgadas
ohm.m
0
Calidad, arreglo de 39 pulgadas
1,000 12
0
1,000
Indicador Q,
arreglo de 72 pulgadas
1,000
Indicador Q,
arreglo de 54 pulgadas
1,000
Indicador Q,
arreglo de 39 pulgadas
Rv, arreglo de 72 pulgadas
1
0
1,000 12
Rh, arreglo de 72 pulgadas
Calibrador
4
ohm.m
Rh, arreglo de 54 pulgadas
Arreglo de 72 pulgadas
21
1,000 12
Rv, arreglo de 54 pulgadas
Arreglo de 54 pulgadas
21
ohm.m
90
Calidad, arreglo de 72 pulgadas
Rv, arreglo de 39 pulgadas
Arreglo de 39 pulgadas
21
ohm.m
Porosidad-densidad
30
%
–10
Porosidad neutrón
30
%
–10
X,X00
X,X50
Y,Y00
Y,Y50
> El primer medidor de echados usando registros de inducción en un pozo perforado con aire. Los echados resultantes del
registro Rt Scanner (Carril 3, extremo superior ) en un pozo perforado con aire, muestran una excelente concordancia entre las
tres profundidades de investigación: 99 cm, 137 cm y 183 cm [39 pulgadas, 54 pulgadas y 72 pulgadas]. A mayor profundidad en
el pozo, los datos del echado de alto ángulo (Carril 3, extremo inferior ) pasan rápidamente a un echado de bajo ángulo, en
aproximadamente Y,Y40, lo que indica una posible discordancia. Un echado de 70° concuerda con los datos de núcleos de los
pozos cercanos. La rugosidad del pozo y sus secciones ensanchadas (Carril 1, sombras de azul) no afectan la medición de la
herramienta Rt Scanner, pero habría sido difícil registrar datos válidos en esta sección utilizando herramientas basadas en el
contacto de los patines.
Otoño de 2008
83
concordancia (abajo). Una sección productiva laminada de baja resistividad atravesada por este
pozo, pudo haber sido fácilmente pasada por alto
empleando los métodos convencionales. La incorporación de los datos de resistividad obtenidos
con herramientas triaxiales incluidas en el conjunto de registros, permitió identificar las zonas
potencialmente productivas.
Desarrollos futuros
Si bien muchas mejoras han sido incorporadas en
las herramientas de adquisición de registros de inducción desde la introducción de la primera herramienta comercial hace más de 50 años, la teoría
básica de las mediciones ha cambiado poco. Los
avances producidos en las técnicas de simulación y
modelado por computación han mejorado considerablemente la comprensión de las mediciones por
parte de la industria. Las mediciones de inducción
triaxial obtenidas con la herramienta Rt Scanner
aportan nueva información al petrofísico, tal como
la resistividad corregida por el echado, las propiedades de los yacimientos laminados y los datos de
echados derivados de los registros de inducción,
como se analizó en este artículo.
Esta tecnología de avanzada ha abierto nuevas
posibilidades y ha planteado nuevas necesidades
para la industria. El desarrollo de rutinas de inversión rápidas, aplicadas en la localización del
pozo, proveería mediciones de resistividad más
precisas para el cálculo de la saturación de agua
en tiempo real. Esta información adicional mejoraría la capacidad para tomar decisiones bien informadas, tales como las relacionadas con la
identificación de localizaciones óptimas para la
medición de la presión y la extracción de muestras de fluidos. Además, las secuencias de arenas
y lutitas laminadas que pueden tener potencial
como yacimientos de hidrocarburos podrían identificarse en forma más rápida y más confiable.
Estudios científicos han demostrado que es posible incorporar datos sísmicos a las mediciones
de inducción.33 Si bien el concepto es prometedor,
aún no queda claro si las múltiples imágenes profundas de las formaciones puede extenderse para
resolver las estructuras sísmicas a partir de los
datos adquiridos en la superficie.
El procesamiento comercial de los datos triaxiales se limita actualmente a la inversión 1D e
incluye el supuesto de que la invasión no incide
Porosidad total
%
33. Amer and Cao Minh, reference 31.
34. Abubakar A, Habashy TM, Druskin V, Davydycheva S,
Wang H, Barber T y Knizhnerman L: “A Three-Dimensional
Parametric Inversion of Multi-Component Multi-Spacing
Induction Logging Data,” Resúmenes Extendidos,
Exposición Internacional y 74a Reunión Anual de la SEG,
Denver (10 al 15 de octubre de 2004): 616–619.
Saturación
Rt Scanner
Saturación AIT
50
en la medición. Mediante la aplicación de técnicas de inversión 2D y 3D, se pueden determinar
los efectos de la invasión, incluyendo su inclinación.34 Se trata de una tarea no trivial sino decisiva; actualmente, se requiere una semana para
procesar 30.5 m [100 pies] de datos en una PC de
alto rendimiento, en comparación con el medio
minuto que insume la inversión 1D. La implementación comercial requerirá tiempo e innovación,
tanto en lo que respecta al software de procesamiento como a las configuraciones del hardware.
La resistividad es la medición más antigua de
los registros obtenidos con herramientas operadas con cable, pero el interés en esta tecnología se
ha renovado gracias al servicio de inducción triaxial. Este avance ofrece posibilidades atractivas
para la evaluación petrofísica, y el potencial para
localizar y explotar zonas productivas previamente pasadas por alto.
–TS
Porosidad total
0 50
%
0
Echado FMI
Calidad
Arreglo de 90 pulgadas
0.2
Rayos gamma
Litología
°API
Lutita
Farena
Arena
Prof.,
pies
Porosidad neutrón
60
0 0.2
%
g/cm3
200
50
Rv
Densidad volumétrica
1.5 pie3/pie3 1.5 1.65
ohm.m
Agua
2.65 0.2
ohm.m
Rh
ohm.m
200
Sw ELANPlus
Sw en yacimiento
laminado
200
50
%
Agua
0 50
%
Agua ligada a
la arcilla
Agua ligada
a la arcilla
Agua ligada
Agua ligada
%
0 50
%
Calidad
0 0
grados
90
Echado Rt Scanner
Calidad
Calidad
0 0
grados
Imagen FMI
90
X,750
X,800
X,850
X,900
X,950
Y,000
Y,050
Y,100
> Ejemplo del Golfo de México. Este pozo de alto ángulo exhibía una inclinación de 30° y arenas finamente laminadas (Carril 9). Los datos de echados obtenidos del registro de inducción (Carril 8, verde) muestran una concordancia excelente con los datos FMI (rojo), tanto en la dirección como en la magnitud
del echado. Esta zona incluye un intervalo productivo de baja resistividad entre X,820 y Y,000. Los datos de resistividad convencionales, usados para computar la saturación de agua, muestran poco contenido de hidrocarburo (Carril 6, verde). La utilización de los datos suministrados por las herramientas de
inducción triaxial para el cálculo de la saturación de agua (Carril 7, verde), arroja un volumen de petróleo considerablemente mayor.
84
Oilfield Review