Una observación más detallada de la geometría de los poros

Una observación más detallada
de la geometría de los poros
La tecnología de tomografía computada que utiliza rayos X ha constituido un avance
en el campo de la medicina durante más de 30 años. También fue una herramienta
valiosa para los geocientíficos durante un período similar. Las mejoras introducidas
en esta tecnología están ayudando a los geocientíficos a revelar los detalles de la
estructura interna de los poros de la roca yacimiento y a comprender mejor las
condiciones que afectan la producción.
Andreas Kayser
Cambridge, Inglaterra
Mark Knackstedt
Universidad Nacional de Australia
Canberra, Australia
Murtaza Ziauddin
Sugar Land, Texas, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Veronique Barlet-Gouédard, Gabriel Marquette,
Olivier Porcherie y Gaetan Rimmelé, Clamart, Francia; Bruno
Goffé, École Nórmale Supérieure, París; y Rachel Wood,
Universidad de Edimburgo, Escocia.
Inside Reality e iCenter son marcas de Schlumberger.
La información obtenida a través del análisis de
núcleos (testigos corona) resulta de incalculable
valor para la predicción de la productividad de
una zona prospectiva. Si bien existen otros
métodos que permiten a los petrofísicos estimar
la granulometría, el volumen aparente, la saturación, la porosidad y la permeabilidad de las
formaciones, las muestras de núcleos a menudo
sirven como referencia para calibrar otros métodos. No obstante, a pesar de los varios cientos de
miles de pies de núcleos completos o en placas
que residen en las bibliotecas de todo el mundo,
de la mayor parte de los pozos no se han extraído
núcleos.
4
La abundancia de información que se
obtiene a partir de los núcleos tiene su precio.
La extracción de núcleos a menudo incrementa
el tiempo de equipo de perforación, reduce las
velocidades de penetración y aumenta el riesgo
de atascamiento del conjunto de fondo de pozo.
En ciertas situaciones, las condiciones de fondo
de pozo o superficie hostiles convierten la
extracción de núcleos en una operación demasiado riesgosa. En otros casos, las correlaciones
no son suficientes para permitir que los geólogos
piquen en forma precisa y segura los puntos de
extracción de núcleos. En cambio, muchos
operadores se valen de los núcleos laterales
Oilfield Review
(testigos laterales, muestras de pared) obtenidos a través de zonas prospectivas y pueden
compensar la falta de datos de núcleos completos complementando su programa de adquisición
de registros habitual con una gama de mediciones más amplia.
A medida que las compañías de petróleo y
gas intenten drenar los yacimientos maduros en
forma más eficaz, los ingenieros y geocientíficos
quizás se arrepientan de haber desistido de
extraer núcleos. Una vez que un pozo ha sido
perforado a través de una zona productiva, es
demasiado tarde para volver atrás y extraer
núcleos completos a menos que se desvíe la trayectoria del pozo. No obstante, la mineralogía,
granulometría, saturación, permeabilidad, porosidad y otras medidas de la textura de la roca a
veces pueden determinarse sin extraer núcleos.
Con las mejoras introducidas en la primitiva
técnica médica de barrido por tomografía axial
computada (TAC) desarrollada en el año 1972,
los geocientíficos pueden realizar una serie de
barridos por rayos X, finos y estrechamente
espaciados, a través de una muestra de roca
para obtener información importante sobre un
yacimiento.1 Utilizando una técnica no destructiva denominada tomografía microcomputada,
un haz de rayos X enfocado crea “cortes virtuales” que pueden ser resueltos en una escala de
micrones, no sólo de milímetros.2 Estas refinaciones también posibilitan la opción de
examinar muestras de roca más pequeñas; en
lugar de depender de núcleos completos para
obtener mediciones de la porosidad y la permeabilidad, los geocientíficos ahora pueden utilizar
recortes de formaciones para estimar estas propiedades.3 Si bien muchas compañías no extraen
núcleos de sus pozos, normalmente contratan
los servicios de una compañía de perfilaje del
lodo para recuperar los recortes de formaciones
a medida que pasan a las temblorinas (zarandas
vibratorias). Cuando no se dispone de núcleos,
los geocientíficos están observando que hasta
una astilla de roca puede resultar significativamente reveladora.
Este artículo examina el desarrollo de la tecnología de tomografía computada (TC) que
utiliza rayos X y la consecuente transferencia de
tecnología del ámbito de la medicina al campo
petrolero. Describimos cómo pueden evaluarse
los datos utilizando técnicas de visualización
inmersiva y analizamos un abanico de aplicaciones de campos petroleros que pueden sacar
provecho de las mismas. Por último, veremos
cómo esta tecnología sirvió a los investigadores
para evaluar las operaciones de cementación de
la tubería de revestimiento y los tratamientos de
estimulación de pozos.
Verano de 2006
> Tomografía axial computada (TAC) de tórax. La manipulación de los valores
de color y opacidad de los diferentes tejidos permite a los facultativos observar los pulmones y el esqueleto del paciente sin ningún tipo de obstrucciones.
(Imagen cortesía de Ajay Limaye, VizLab, Universidad Nacional de Australia).
Tecnología de barrido por
tomografía computada
Originalmente desarrollada para uso médico por
Godfrey Newbold Hounsfield en 1972, la tomografía computada utiliza barridos por rayos X para
investigar las estructuras internas de un cuerpo,
tales como las estructuras internas del tejido
blando y los huesos.4 La tecnología TC supera el
problema de superposición que plantea la técnica de radiografía por rayos X convencional
cuando las particularidades tridimensionales de
los órganos internos son oscurecidas por los
órganos y los tejidos sobreyacentes cuya imagen
aparece en la película de rayos X bidimensional.
En lugar de proyectar los rayos X a través de
un paciente y sobre una placa de película, como
sucede con los rayos X convencionales, el proceso
TC adopta un enfoque diferente. El tomógrafo
utiliza una carcasa rotativa en la que se instala
un tubo de rayos X frente a un conjunto de detectores. El paciente se ubica en el centro de la
carcasa, mientras la fuente de rayos X y los detectores opuestos rotan alrededor del mismo. Con el
paciente ubicado aproximadamente en el centro
del plano fuente-receptor, la carcasa rotativa permite obtener una serie de barridos radiográficos
estrechamente espaciados desde múltiples ángulos. Estos estudios, o proyecciones radiográficas,
luego pueden procesarse para obtener una representación 3D del paciente (arriba).
Las proyecciones radiográficas TC dependen
de la atenuación diferencial de los rayos X causada por los contrastes de densidad presentes en
el cuerpo de un paciente. Esta atenuación representa una reducción de la energía conforme los
rayos X atraviesan las diferentes partes del
cuerpo. Algunos tejidos dispersan o absorben
mejor los rayos X que otros: el tejido grueso
absorbe más rayos X que el delgado; los huesos
absorben más rayos X que el tejido blando, mientras que la grasa, los músculos o los órganos
permiten que pasen más rayos X hacia los detectores. Eliminando el paciente de esta ecuación,
la atenuación es una función de la energía de los
rayos X y de la densidad y el número atómico de
los elementos a través de los cuales pasa el rayo
X. La correlación es bastante directa: los rayos que
poseen menos energía, las mayores densidades y
los números atómicos más altos generalmente se
traducen en mayor atenuación.5
1. En el campo de la medicina, la tomografía axial
computarizada (TAC) a veces se denomina también
tomografía asistida por computadora y es sinónimo de
tomografía computada.
2. Un micrón, o micrómetro, equivale a una millonésima de
un metro, o más comúnmente, la milésima parte de un
milímetro. Se abrevia como µ, µm o mc. En el sistema de
medidas inglés, un micrón equivale a 3.937 x 10-5 pulgadas.
3. Siddiqui S, Grader AS, Touati M, Loermans AM y Funk
JJ: “Techniques for Extracting Reliable Density and
Porosity Data from Cuttings,” artículo de la SPE 96918,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
Bauget F, Arns CH, Saadatfar M, Sheppard AP, Sok RM,
Turner ML, Pinczewski WV y Knackstedt MA: “What is
the Characteristic Length Scale for Permeability? Direct
Analysis from Microtomographic Data,” artículo de la SPE
95950, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
4. Hounsfield GN: “A Method of and Apparatus for
Examination of a Body by Radiation such as X- or
Gamma Radiation,” Patente Británica No. 1,283,915
(2 de agosto de 1972).
5. Para obtener más información sobre TC por rayos X,
consulte: Publication Services Department of the ODP
Science Operator. http://wwwodp.tamu.edu/publications/
185_SR/005/005_5.htm (Se accedió el 27 de enero de 2006).
5
Reemplazo de los puntos 2D por los volúmenes 3D
6
> Resolución en pixels. La nitidez y claridad de una imagen son afectados por el recuento de pixels
y por el tamaño de los pixels. Para aumentar el número de pixels dentro de un espacio fijo se debe
reducir su tamaño. A medida que el tamaño de los pixels (en blanco) disminuye progresivamente
(de izquierda a derecha), se pueden utilizar más pixels para lograr mayor detalle en la imagen.
0
Franja cromática
256
Color
600
x
400
200
Pixel
y
Coordenadas verticales, y
800
e
od
te,
cor
z
r
me
1,000
1,000
Coordenadas verticales, y
A mediados de la década de 1880, el artista
neoimpresionista Georges Seurat perfeccionó
una técnica pictórica revolucionaria que consistía en pintar con diminutos puntos de color.
Al igual que Michel Chevrul, quien lo precedió, Seurat reconoció que con la distancia el
ojo mezcla naturalmente los diminutos puntos
de colores primarios para generar sombras de
colores secundarios. Utilizando minúsculas
pinceladas, Seurat y sus contemporáneos captaron escenas de paisajes urbanos, puertos y
personas trabajando y descansando. Esta técnica recibió el nombre de puntillismo.
Las computadoras utilizan una técnica similar para mostrar textos e imágenes; pero
funcionan en una escala mucho más fina. Cada
imagen exhibida en el monitor de una computadora o en una pantalla de visualización se
compone de numerosos puntitos casi imperceptibles, espaciados a intervalos extremadamente
estrechos. En la pantalla de una imagen 2D,
cada punto o pixel (palabra formada por la
contracción de los términos en inglés picture
elements) puede ser definido por las coordinadas horizontal (x) y vertical (y) de la pantalla.
Además, es definido por su valor cromático. En
las imágenes en color, a cada pixel se le asigna
por otra parte su propio brillo.
La cantidad de sombras que puede tomar
un pixel depende de la computadora y del
número de bits por pixel (bpp) que es capaz
de procesar. Los valores usuales oscilan entre
8 bpp (28 bits, lo que se traduce en 256 colores) y 24 bpp (224 bits, o 16,777,216 colores).
En una imagen de escala de grises de ocho
bits, por ejemplo, a cada pixel se le asignaría
un valor correspondiente a un matiz de gris,
fluctuante entre 0 y 255, donde 0 representa
el color negro y 255, el blanco.
El número de pixels utilizados para crear una
imagen controla su resolución (arriba, a la
derecha). Conforme se utilizan más pixels, la
imagen puede ser representada en mayor detalle o con mayor nivel de resolución. De este
modo, en la resolución incide inicialmente el
sistema de adquisición de imágenes y, posteriormente, el sistema de despliegue de imágenes.
Nú
800
600
z
400
x
Voxel
y
200
0
0
0
200 400 600 800 1,000
Coordenadas horizontales, x
0
200 400 600 800 1,000
Coordenadas horizontales, x
> Del pixel al voxel. Un pixel plano (izquierda) incorpora una nueva dimensión cuando el corte en
el que reside se apila con otros cortes para formar un volumen (derecha). La incorporación de la
coordenada z del número de corte básicamente asigna un valor de profundidad al pixel, creando
así un voxel en la pila de cortes.
La resolución en los sistemas de adquisición de imágenes digitales se determina en
gran medida por el número de células fotorreceptoras sensibles a la luz, conocidas como
fotositos, que se utilizan para registrar una
imagen. Estos fotositos (más comúnmente
aludidos como pixels) acumulan cargas que
corresponden a la cantidad de luz que atraviesa la lente y pasa a cada célula.1 A medida
que cae más luz en un fotosito, la carga crece.
Una vez que se cierra el obturador, se impide
la entrada de luz en la lente. En ese momento
la carga de cada célula queda registrada en un
chip de procesamiento y luego se convierte en
un valor digital que determina el color y la
intensidad de los pixels individuales utilizados
para desplegar la imagen en la pantalla. La
resolución de estos dispositivos a menudo se
expresa no en términos de fotositos sino como
megapixels. Un dispositivo de 1.2 megapixel,
por ejemplo, podría tener un área de 1,280 x
960 (1,228,800 pixels), mientras que con un
dispositivo de 3.1 megapixels que midiera
2,048 x 1,536 (3,145,728 pixels) se lograría un
mayor nivel de resolución.
Oilfield Review
Mineral
La resolución de la imagen también puede
quedar afectada por el medio en el que ésta se
despliega. Un monitor de computadora de
resolución relativamente baja podría describirse como una visualización de 640 x 480.
Esto significa que el monitor posee un ancho
de 640 pixels, desplegado a lo largo de una
altura de 480 líneas, lo que totaliza 307,200
pixels. Si esos pixels estuvieran distribuidos a
lo largo de un monitor de 15 pulgadas, a cualquier imagen desplegada en ese monitor se le
asignarían 50 puntos por pulgada. Para incrementar la resolución, se debe reducir el
tamaño de la pantalla o bien condensar más
pixels en la pantalla. En las aplicaciones
modernas generalmente se adoptan ambos
enfoques, comprimiendo un enorme número
de pixels en un área más pequeña.
Para generar la imagen de un objeto 3D, el
pixel se expande incorporando otra dimensión. Se agrega una tercera coordenada (z) al
plano x-y para definir con precisión la posición del pixel dentro del volumen de un objeto
3D, creando de este modo un voxel; la abreviatura de pixel de volumen. En las imágenes TC,
la coordenada z a menudo denota la profundidad y se determina sencillamente por la
posición que posee un corte tomográfico dentro de un volumen formado mediante el
apilamiento de numerosos cortes estrechamente espaciados (página anterior, abajo).
Además de las coordenadas x, y, z, un voxel
puede definir un punto por un valor de atributo dado. En el caso de los barridos por TC,
ese valor es la densidad, que es una función
de la transparencia de la muestra con respecto a los rayos X. Los valores de densidad
pueden vincularse a un espectro cromático,
mientras que una gama de intensidades puede
controlar la opacidad de un voxel en la pantalla de una computadora. Con esta información
y el software que produce 3 dimensiones, se
puede generar una imagen bidimensional de
un objeto 3D para su visualización, con diversos ángulos, en la pantalla de una
computadora.
Cuarzo
Calcita
Anhidrita
Barita
Celestita
Densidad, g/cm3
2.64
2.71
2.98
4.09
3.79
Mineral
Yeso
Dolomía
Ilita
Clorita
Hematita
Densidad, g/cm3
2.35
2.85
2.52
2.76
5.18
> Valores de densidad de los diversos minerales que se encuentran normalmente en la roca sedimentaria. Los rayos X utilizados para visualizar las texturas
de las rocas están afectados, en parte, por las diferencias de densidad y
mineralogía que existen en una muestra.
Los datos de proyecciones digitales se convierten en una imagen generada por computadora
utilizando algoritmos de reconstrucción tomográfica para mapear la distribución de los coeficientes
de atenuación.6 Esta distribución puede exhibirse en cortes 2D compuestos de puntos que se
sombrean de acuerdo con sus valores de atenuación. (Véase “Reemplazo de los puntos 2D por los
volúmenes 3D,” página 6). De este modo, en los
estudios hospitalarios, a los huesos se les asigna
habitualmente un color claro que se corresponda
con su valor de atenuación comparativamente
alto, mientras que al tejido pulmonar lleno de
aire se le puede asignar un color más oscuro
correspondiente a valores de atenuación bajos.
TC fue adaptado para visualizar la desulfuración
microbiana del carbón, el desplazamiento del
petróleo pesado y el flujo de petróleo a través de
núcleos de carbonatos.7
En los primeros días de los estudios de rocas
por TC, no era inusual que los geocientíficos
implementaran contratos con la única institución de la ciudad que podía proveer acceso a una
tecnología tan sofisticada. A menudo, en la oscuridad de la noche, tratando de atraer la menor
atención posible, se acarreaban muestras de
núcleos desde el ámbito petrolero hasta el
ambiente prístino y estéril del sector de estudios
tomográficos de un hospital para la generación y
el análisis de imágenes (abajo).
Hacia la gran potencia industrial
Los contrastes de densidad presentes en un volumen de roca pueden reflejarse en imágenes
como sucede con el cuerpo humano (arriba).
Para mediados de la década de 1980, la tecnología TC estaba haciendo incursiones importantes
en aplicaciones para geociencia. Además de la
determinación cuantitativa de la densidad volumétrica de las muestras de rocas, el barrido por
6. Feldkamp LA, Davis LC y Kress JW: “Practical
Cone-Beam Algorithm,” Journal of the Optical Society
of America A1, no. 6 (Junio de 1984): 612–619.
7. Kayser A, Kellner A, Holzapfel H-W, van der Bilt G,
Warner S y Gras R: “3D Visualization of a Rock Sample,”
en Doré AG y Vining BA (eds): Petroleum Geology:
North-West Europe and Global Perspectiva—Memorias
de la 6a Conferencia sobre Geología del Petróleo.
Londres: The Geological Society (2005): 1613–1620.
Vinegar HJ: “X-ray CT and NMR Imaging of Rocks,”
Journal of Petroleum Technology 38, no. 3 (Marzo de
1986): 257–259.
1. Si bien los especialistas pueden afirmar con razón que
los fotositos no son en realidad pixels, en la jerga
popular estos términos se están utilizando cada vez
más en forma indistinta, en gran medida gracias a la
atracción que ha despertado la fotografía digital, en la
que los fabricantes de cámaras digitales describen la
resolución en términos de megapixels.
> Un tipo diferente de paciente. Una sección de núcleo completo se coloca en una carcasa deslizable antes de la obtención de imágenes en el centro de tomografía axial computada de un hospital.
Verano de 2006
7
A los profesionales ajenos al ámbito de la
medicina no les llevó mucho tiempo reconocer
el potencial de la tecnología TC para la evaluación no destructiva de los materiales. Los
geocientíficos pronto se incorporaron a las filas
de otros investigadores, particularmente aquellos dedicados al campo de los ensayos de
materiales, quienes procuraban obtener detalles
cada vez más finos en las imágenes de las estructuras internas. Esta capacidad ha sido lograda
en gran medida a través del desarrollo de potentísimos sistemas de TC que pueden emplear
rayos X más poderosos, un punto focal más
estrecho y tiempos de exposición más prolongados que los utilizados en el ámbito médico.8
Con el desarrollo de los sistemas microTC
(µTC), los investigadores están obteniendo resoluciones mucho más altas. 9 Utilizando estos
sistemas, los investigadores a veces pueden generar imágenes de sus muestras con tamaños de
voxels de tan sólo 2.5 µm. Dependiendo del
tamaño de una muestra y del número de pixels
utilizados para generar una imagen de la misma,
se están logrando tamaños de voxels equivalentes
a una milésima parte del tamaño de la muestra.
Por ejemplo, es razonable suponer que una
cámara de 1 megapixel que utiliza 1,000 x 1,000
pixels puede resolver una muestra de 1 centímetro cúbico con una resolución de
aproximadamente 10 µm. De un modo similar,
una cámara de 16 megapixels (4,000 x 4,000
pixels) es capaz de resolver la misma muestra
con una resolución de 2.5 µm.
Con estas resoluciones, los geocientíficos
pueden distinguir los contrastes de densidad o
de porosidad presentes en una muestra de roca y
estudiar el espacio y la conectividad de poros en
gran detalle. Esta tecnología µCT permite el
reconocimiento de granos o cementos con diferentes composiciones mineralógicas (derecha).
Incluso se ha utilizado para diferenciar granos
del mismo tipo, como los que se observan en los
carbonatos donde la microporosidad puede
variar entre los diferentes tipos de granos de la
misma roca.10
El proceso de barrido
El proceso de barrido para adquirir datos µCT es
en cierto sentido análogo a la adquisición de
datos sísmicos 3D. Una brigada sísmica registra
una serie de líneas sísmicas regularmente espaciadas. Las coordenadas de los puntos inicial y
final de cada línea son relevadas, haciendo posible inferir la distancia existente entre cada línea
de la serie. De este modo, se puede determinar
la posición de cualquier punto a lo largo de cualquier línea así como la distancia entre puntos,
dentro de la serie de líneas. Con este conoci-
8
Cemento barítico: 1%
Espacio poroso: 16%
Granos de arenisca y cemento cuarzoso: 78%
Cemento de calcita: 5%
> Cuantificación tridimensional y distribución espacial de los componentes
de la arenisca. Si bien la mayoría de las areniscas están compuestas principalmente por granos de cuarzo y cemento, las imágenes radiográficas ayudan
a poner en perspectiva otros componentes. Las diferencias producidas en la
atenuación de los rayos X a través de la muestra indican cambios de densidad causados por la porosidad y los diversos componentes minerales de la
roca. Una vez mapeadas, estas características pueden ser aisladas para su
examen ulterior.
miento, es posible interpolar la posición entre
dos puntos o líneas cualesquiera cuando se procesan los datos.
En lo que respecta a la tecnología µCT, se
adquiere una serie regular de barridos estrechamente espaciados para obtener cortes virtuales
de alta resolución de una muestra. Cada pixel
del corte representa un punto barrido y sus coordenadas corresponden a un punto real de la
muestra. Dado que las coordenadas de cada uno
de los puntos son conocidas, se pueden determinar las distancias entre cada uno de los puntos y
cada uno de los cortes. Y, como sucede con la
línea sísmica, los puntos o los cortes pueden
interpolarse entre los cortes existentes. Si se
apilan los cortes en forma apretada para conformar un volumen de datos, cada pixel de un corte
se convierte en parte de la pila e incorpora una
tercera dimensión. De este modo, cada pixel
puede ser tratado como un voxel.
El proceso de barrido se lleva a cabo utilizando sistemas de rayos X altamente especializados. Si bien diversas compañías ofrecen
sistemas con calidad de investigación, numerosos
dispositivos microtomográficos que utilizan rayos
X se construyen a la medida de las necesidades.
Independientemente de que se trate de sistemas
en existencia o diseñados especialmente, todos
dependen de tres componentes principales: una
fuente de rayos X, una plataforma rotativa donde
se coloca la muestra y una cámara de rayos X para
registrar el patrón de atenuación de rayos X dentro de una muestra.
Para explorar una muestra, se la debe colocar en la plataforma rotativa situada entre la
fuente de rayos X y la cámara. Los rayos X emitidos desde la fuente se atenúan a través de la
dispersión o la absorción antes de ser registrados por la cámara.11 Luego, la cámara registra
una vasta serie de radiografías mientras la
Oilfield Review
Centellador + CCD
Plataforma de rotación
Fuente de rayos X
Aproximadamente 1.5 m
> Un aparato para realizar tomografías por rayos X, de alta resolución, en la Universidad Nacional de
Australia. La plataforma rotativa donde se coloca la muestra y la cámara del dispositivo acoplado por
carga (CCD, por sus siglas en inglés) se desliza sobre un carril, posibilitando el ajuste de la distancia
que existe entre la cámara, la muestra y la fuente de rayos X. Con este dispositivo, se puede ampliar
una muestra entre 1.1 y más de 100 veces con respecto a su tamaño original. La plataforma rota con
precisión de un miligrado y puede ser provista de bombas de fluido para generar imágenes del flujo
que circula a través de los medios porosos. (Figura cortesía de la Universidad Nacional de Australia).
muestra rota 360° en forma incremental sobre
su plataforma. Un programa de computadora
apila los datos de proyecciones digitales a la vez
que mantiene el verdadero espaciamiento entre
pixels y cortes. A estos datos se aplican algoritmos TC para reconstruir la estructura interna de
la muestra y preservar su escala en tres dimensiones.
Uno de esos dispositivos fue construido en el
año 2002 por la Universidad Nacional de Australia en Canberra (arriba). Su fuente genera rayos
X con un punto focal de 2 a 5 µm. El haz de rayos
X se expande desde el punto focal, creando una
geometría de tipo haz cónico. 12 Dado que la
ampliación de la muestra aumenta con la proximidad con respecto a la fuente de rayos X, la
plataforma rotativa y la cámara están diseñadas
para deslizarse en forma independiente sobre un
riel, permitiendo que los investigadores ajusten
las distancias existentes entre la fuente, la muestra y la cámara. La plataforma de la muestra
puede hacer rotar la muestra con precisión de un
miligrado y puede acomodar hasta 120 kg [265 lbm]
de muestra y el equipo de prueba asociado.13
En este centro, la “cámara” de rayos X consta
de un centellador que despide rayos de luz fluorescente verde en respuesta a los rayos X y un
dispositivo acoplado por carga (CCD, por sus
siglas en inglés) que convierte esta luz verde en
señales eléctricas.14 La cámara posee un área
activa de 70 mm2 que contiene 4.1 megapixels
(2,048 x 2,048 pixels). El amplio campo visual
del sistema permite a los investigadores generar
la imagen de un espécimen de 60 mm con un
tamaño de pixel de 30 micrones. Además, pueden aumentar la distancia focal para lograr un
barrido de alta resolución y de este modo obtener la imagen de un espécimen de 4 mm con
pixels de 2 micrones.
Se necesitan aproximadamente 3,000 proyecciones para generar un tomograma de 2,0483
voxels. Entre cada proyección, la plataforma de
8. Para obtener más información sobre TC por rayos X,
de alta resolución, consulte: Centro de Tomografía
Computada por Rayos X, de Alta Resolución, de la
Universidad de Texas. http://www.ctlab.geo.utexas.edu/
overview/index.php# anchor1-1 (Se accedió el 30 de
enero de 2006).
9. Las abreviaturas para la expresión tomografía
microcomputarizada varían desde µCT (donde la letra
griega mu es un símbolo estándar para el prefijo
“micro”), uCT (donde “u” es un sustituto de mu), mCT
(donde la “m” representa la palabra micro) y XMT para
Microtomografia por rayos X.
10. Kayser A, Gras R, Curtis A y Wood R: “Visualizing
Internal Rock Structures: New Approach Spans Five
Scale-Orders,” Offshore 64, no. 8 (Agosto de 2004):
129–131.
11. Ketcham RA y Carlson WD: “Acquisition, Optimization
and Interpretation of X-Ray Computed Tomographic
Imagery: Applications to Geosciences,” Computers &
Geosciences 27, no. 4 (Mayo de 2001): 381–400.
12. Sakellariou A, Sawkins TJ, Senden TJ y Limaye A:
“X-Ray Tomography for Mesoscale Physics Applications,”
Physica A 339, no. 1-2 (Agosto de 2004): 152–158.
Sakellariou A, Sawkins TJ, Senden TJ, Knackstedt MA,
Turner ML, Jones AC, Saadatfar M, Roberts RJ, Limaye
A, Arns CA, Sheppard AP y Sok RM: “An X-Ray
Tomography Facility for Quantitative Prediction of
Mechanical and Transport Properties in Geological,
Biological and Synthetic Systems,” en Bonse U (ed):
Desarrollos en Tomografía por Rayos X IV, Actas de la
SPIE—La Sociedad Internacional de Ingeniería Óptica,
Vol. 5535. Bellingham, Washington, EUA: SPIE Press
(2004): 473–474.
13. Este equipo de prueba incluye bombas u otros
dispositivos utilizados para estudiar el flujo de fluido
o la compactación mecánica.
14. En lugar de exponer la película a la luz, la tecnología
CCD capta las imágenes en una técnica similar a la
fotografía digital común. Un dispositivo CCD utiliza una
plaqueta delgada de silicio para registrar los impulsos
luminosos emitidos por un centellador. La plaqueta de
silicio del CCD se divide en varios miles de celdas
fotosensibles individuales. Cuando un impulso luminoso
proveniente del centellador impacta sobre una de estas
celdas, el efecto fotoeléctrico convierte la luz en una
pequeñísima carga eléctrica. La carga que se encuentra
dentro de una celda se incrementa con cada impulso
luminoso que golpea la celda. Cada una de las celdas de
la plaqueta de silicio del CCD corresponde, en tamaño y
ubicación, a un pixel de una imagen. La intensidad del
pixel queda determinada por la magnitud de la carga
dentro de una celda correspondiente.
Verano de 2006
la muestra se hace rotar 0.12°. El proceso entero
demanda entre 12 y 24 horas, dependiendo del
tipo de muestra y de los pasos de filtrado requeridos para reducir las transformaciones
artificiales de las muestras. Los 24 gigabytes de
datos de proyección resultantes son procesados
con supercomputadoras, y 128 unidades de procesamiento central requieren aproximadamente
2 horas para generar el tomograma.
Tecnología de visualización
Una vez que las proyecciones radiográficas individuales han sido compiladas en un archivo de un
volumen de datos 3D, los datos pueden cargarse
en un ambiente de visualización inmersiva para
un examen detallado. Con la tecnología de realidad virtual Inside Reality, se pueden generar
imágenes y manipular los datos como cualquier
otro volumen de datos 3D. Originalmente desarrollada para visualizar los volúmenes sísmicos
contenidos en millas o kilómetros de datos, la
tecnología Inside Reality también puede manipular volúmenes de datos en base a escalas
submilimétricas mucho más finas.
Los geocientíficos utilizan esta tecnología de
visualización de avanzada para visualizar un
volumen de datos desde cualquier dirección.
Esta capacidad permite observar en forma ortogonal los planos de estratificación y los planos
de fracturas de las muestras de rocas, aún
cuando la muestra física haya sido cortada en
sentido oblicuo a estos planos. Los rasgos sedimentarios y estructurales de la muestra de roca
se analizan habitualmente en forma de cortes o
transparencias a través de un volumen.
Mientras el proceso de barrido se basa en las
diferencias de densidad para distinguir los rasgos
presentes dentro de una muestra, el proceso de
visualización depende en gran medida de las
diferencias de opacidad. Una forma de exponer
los rasgos que se encuentran a profundidad dentro de un volumen que comprende millones de
voxels es hacer que los voxels adyacentes sean
invisibles. La generación de la opacidad es la
clave de la visualización. A cada voxel se le
asigna un valor a lo largo de un espectro de
transparencia-opacidad, lo que hace que ciertos
voxels se destaquen mientras otros se desvanecen. Sin esta capacidad, la opacidad de los voxels
externos ocultaría todos los rasgos que se
encuentran en el volumen.
La tecnología basada en voxels puede utilizarse para determinar el volumen y la geometría
de los granos de rocas, el cemento, la matriz y el
espacio de poros en una muestra. Utilizando las
herramientas generadoras de opacidad Inside
9
1.0 mm
> Poros en areniscas. Se utiliza un filtro de opacidad para presentar diferentes rasgos en ventanas de
volúmenes utilizando el programa Inside Reality. La ventana de la izquierda por encima y detrás de la
flecha amarilla muestra sólo los granos de cuarzo (verde claro) presentes en esta arenisca eólica de
la Formación Rotliegendes situada en Alemania. Un volumen que muestra sólo el espacio de poros
(azul) se muestra como fondo, a la derecha. El volumen más pequeño que aparece en primer plano a
la derecha muestra el cemento barítico de origen diagenético tardío (rojo). El corte que compone la
imagen base indica el cuarzo (gris), el espacio poroso (azul), la barita (rojo) y el cemento carbonatado
(naranja). La flecha amarilla que se muestra con el fin de indicar la escala posee 1 mm de longitud.
1.0 m
m
> Rastreo de la arenisca. Se ha utilizado un filtro de opacidad para resaltar los granos de cuarzo presentes en la arenisca de un yacimiento de gas de la Formación Rotliegendes en Alemania. En el volumen
(gris claro), se generan imágenes de la porosidad interconectada (azul) utilizando la herramienta de
generación de volúmenes del programa Inside Reality. La franja (rojo) a lo largo del borde de la porosidad indica las posibles conexiones con los poros vecinos detectados automáticamente por el
programa. El cemento carbonatado (naranja) también se muestra en el volumen. El corte horizontal
exhibe los granos de cuarzo (gris oscuro), el espacio poroso (negro), el cemento carbonatado (gris
medio) y el cemento barítico (blanco).
10
Reality, los geocientíficos pueden asignar diferentes valores del espectro de opacidad-transparencia a los diversos componentes de un volumen.
Esta técnica permite a los geocientíficos distinguir entre materiales de diferentes valores de
densidad. Por ejemplo, la distribución del cemento entre los granos de minerales aparece como un
color distintivo, mientras que configurar el espacio de poros a cero opacidad lo hace transparente, mostrando así los espacios que existen entre
los granos. Esto permite que el visualizador separe los granos de rocas del cemento, la matriz y el
espacio de poros para descubrir los rasgos sedimentarios y estructurales internos (izquierda).
La capacidad de manipular los valores de
opacidad desempeña un rol importante en las
herramientas de selección de puntos de picado y
generación de volúmenes que se ofrecen como
parte de la caja de herramientas del programa
Inside Reality. Utilizando la herramienta de
selección de puntos de picado, el visualizador
selecciona un punto dentro de un corte o volumen. Este punto tiene un cierto valor de
atenuación de rayos X. Una vez seleccionado un
punto, el programa pica automáticamente todos
los voxels vecinos de valor similar que se encuentran conectados a ese punto. Esta funcionalidad
puede ayudar a un geocientífico a picar un punto
dentro de un volumen respecto del cual se sabe
que representa la porosidad, por ejemplo, y la
herramienta de generación de volúmenes mostrará toda la porosidad interconectada presente
en el volumen (izquierda).
15. Saadatfar M, Turner ML, Arns CH, Averdunk H, Senden
TJ, Sheppard AP, Sok RM, Pinczewski WV, Kelly J y
Knackstedt MA: “Rock Fabric and Texture from Digital
Core Analysis,” Transcripciones del 46o Simposio Anual
de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva
Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo ZZ.
16. Tanto la escala de Udden-Wentworth como la escala de
Krumbein se utilizan para clasificar las muestras de
rocas de acuerdo con el diámetro; la primera es una
clasificación verbal mientras que la segunda es numérica. De acuerdo con la escala de Udden-Wentworth,
las partículas de sedimento de más de 64 mm de diámetro se clasifican como cantos rodados. Las partículas
más pequeñas corresponden a guijarros, gránulos,
arena y limo. Las de menos de 0.0039 mm, reciben el
nombre de arcilla. Si bien existen en uso muchas otras
escalas granulométricas, la de Udden-Wentworth
(normalmente conocida como escala de Wentworth) es
la más utilizada en geología. La escala de Krumbein es
una escala logarítmica, que asigna un valor conocido
como phi para clasificar el tamaño del sedimento. Phi
se calcula mediante la ecuación: ø = –log2 (tamaño de
grano en mm).
Oilfield Review
Aplicaciones
Los datos texturales y los datos de estructura de
las rocas proveen a los geólogos información
clave que se utiliza en el análisis de facies y en
la determinación de los ambientes sedimentarios. Los geólogos y petrofísicos ahora pueden
obtener importante información sobre el
tamaño, la forma y la matriz de granos a partir
de barridos digitales de núcleos o fragmentos de
núcleos. Una sola imagen de fragmentos de
núcleos puede revelar miles de granos individuales. Mediante la desagregación digital de los
granos de una muestra explorada, los analistas
pueden obtener las coordenadas de todos los
voxels que componen cada grano, el número de
granos vecinos e información sobre la superposición de granos.15
A partir de ese conjunto de datos, los geólogos pueden derivar un análisis general de los
tamaños y la distribución de granos para obtener
una serie completa de mediciones estadísticas
(derecha). El volumen de granos se mide contando los voxels de cada grano diferenciado, a
partir de lo cual se deriva el tamaño que luego se
clasifica contra las escalas granulométricas
estándar de Udden-Wentworth o de Krumbein.16
Verano de 2006
> Visualización utilizando la tecnología Inside Reality. El traslado de los volúmenes de muestras al ambiente seguro de colaboración en red de un iCenter
permite que los equipos a cargo de los activos de las compañías se sumerjan
en sus datos. La proyección estereoscópica crea una percepción de la profundidad, proveyendo una perspectiva diferente sobre la naturaleza 3D de la
roca y su microestructura. El programa de visualización Inside Reality provee
una imagen detallada de un fósil de foraminífero que mide 1.5 x 1.0 mm (inserto).
Esta visualización 3D permite el examen del fósil desde varios ángulos diferentes. El avatar animado refleja los movimientos y acciones de señalización
de otro visualizador que interactúa con estos datos desde un punto remoto.
Tamaño de granos
Arena
muy gruesa
Gruesa
Media
Fina
Limo
50
40
Frecuencia
Dado que cada voxel se define en parte por
sus coordenadas, se puede medir la distancia
que existe entre dos voxels cualesquiera. Para
facilitar este proceso, el sistema Inside Reality
utiliza una herramienta de tipo regla para proveer una escala visual. Esta herramienta puede
utilizarse para medir el tamaño de granos o de
poros en tres dimensiones, ayudando a los
geocientíficos a estimar las proporciones y la
conectividad del volumen de poros.
El traslado de las muestras de rocas del laboratorio a un ambiente de visualización inmersiva
posibilita que los equipos a cargo de los activos de
las compañías intercambien información y conceptos importantes sobre las muestras de
yacimientos para tomar mejores decisiones en
base a la mayor cantidad de información posible.
La tecnología Inside Reality permite que los geocientíficos intercambien datos de núcleos
virtuales 3D con quienes se encuentran en lugares
remotos para ayudar a los equipos a cargo de los
activos de las compañías operadoras a colaborar
con los especialistas y socios de compañías de
todo el mundo (derecha).
30
20
10
0
-1
0
1
2
= -log2 (diámetro)
3
4
> Estadísticas obtenidas a partir de un solo corte de una muestra. Se
desagregaron virtualmente más de 4,100 granos de un solo corte, lo que
permitió a los investigadores compilar datos estadísticos detallados para
caracterizar la estructura y la textura de la roca. Si se comparan con otras
muestras, estas medidas estadísticas pueden ayudar a los geólogos a
clasificar el ambiente sedimentario de la roca. (Adaptado de Saadatfar
et al, referencia 15).
11
Cambio en la opacidad
Granos y cemento cuarzoso
Poros y gargantas de poros
> Una enorme cantidad de nada. A través del manipuleo de la opacidad de la imagen de una muestra
explorada, es fácil examinar visualmente los granos de arena (verde) o bien el espacio poroso (azul).
En muchas evaluaciones, este análisis detallado del espacio poroso puede revelar importantes
claves del futuro desempeño de un yacimiento.
Los programas automatizados pueden rastrear y
clasificar los granos individuales de acuerdo con
las características de esfericidad y redondez del
grano o clasificarlos de acuerdo con las categorías texturales, tales como selección, contactos
de granos, matriz o grano soporte. Algunos programas también pueden medir la anisotropía en
la orientación de los granos para ayudar a los
geocientíficos a determinar la dirección de transporte de los sedimentos.
Más importante que la medición detallada de
los granos de rocas es el análisis del espacio que
existe entre los granos y los contenidos de los
mismos. Las herramientas que generan opacidad funcionan particularmente bien para
mostrar lo que no es roca; es decir, su porosidad.
Los investigadores pueden obtener una buena
imagen de la porosidad mediante la reducción
de la opacidad de los voxels densos que representan los granos de rocas y los cementos,
> Información a escala de poros obtenida de las imágenes tomográficas. Las porciones centrales de los poros (esferas azules), conectadas por las gargantas de poros (cilindros azules), se utilizan para
modelar la porosidad en una muestra de roca carbonatada (amarillo).
El tamaño y la ubicación de las porciones centrales de los poros y las
gargantas de poros en esta red reflejan las condiciones reales existentes dentro de la microestructura de la roca. La complejidad y
heterogeneidad de las redes de poros en los carbonatos aparecen
en primer plano a medida que parte de la matriz de roca se vuelve
semitransparente mientras el espacio poroso se vuelve opaco.
(Imagen cortesía de la Universidad Nacional de Australia).
12
incrementando simultáneamente la opacidad de
los voxels de baja densidad (arriba). Esta misma
técnica de generación de opacidad destaca la
magnitud de la porosidad interconectada dentro
de la roca. Una vez que la porosidad es puesta en
pantalla, los geocientíficos pueden medir el
tamaño de los espacios porosos y las gargantas
de poros utilizando la herramienta de tipo regla.
La interconectividad de los poros también puede
representarse utilizando modelos de redes de
poros basados en las imágenes tomográficas
(izquierda). La distribución de las gargantas de
poros y de los tamaños de poros, junto con la
interconectividad, ocupan un lugar destacado en
la determinación de la permeabilidad relativa y
la estimaciones de la recuperación en muestras
de yacimientos; parámetros que pueden ser difíciles de cuantificar cuando diferentes fluidos
compiten por la misma apertura.
Es posible obtener una diversidad de otras
mediciones a partir de las imágenes tomográficas, de las que a su vez se deriva información
importante. Los analistas pueden correlacionar
directamente los datos de imágenes de la textura y la conectividad de poros con medidas del
factor de formación, la permeabilidad y las presiones de drenaje capilares. Las comparaciones
de los resultados obtenidos a partir de las imágenes µCT con las mediciones de laboratorio
convencionales, realizadas en el mismo material
de núcleos, han mostrado en general buena concordancia.17
Oilfield Review
Tapón de núcleo
Imagen TC
Frente de alteración
Frente de carbonatación
Zona de muy baja porosidad
Burbuja de aire
(Diámetro 0.5 mm)
Frente de disolución
Zona de muy alta porosidad
Microfractura rellena
0
1
cm
2
> Tapón de núcleo de cemento puro. De unos pocos centímetros de longitud, esta muestra reveló información importante acerca
del comportamiento del CO2 supercrítico con respecto al cemento Pórtland. La imagen tomográfica en escala de grises de la
muestra de cemento (derecha), explorada con una resolución de 18.33 µm, muestra una alta concentración de aragonita a lo largo
del borde de un frente de carbonatación, acompañado por un frente de alteración. Un frente de disolución adicional de alta porosidad se extiende a mayor distancia y penetra el núcleo. Los agujeros circulares con un diámetro de 500 µm pueden representar
burbujas de aire. Las microfracturas están rellenas con cristales de aragonita. Los rasgos más claros representan valores de TC
más altos, lo que implica la existencia de una mineralogía diferente en el caso de la microfractura rellena, o diferentes grados de
microporosidad, en el caso del frente de alteración.
Estudio de los efectos del dióxido de carbono en
la cementación de la tubería de revestimiento
En una importante aplicación que trasciende el
campo de la petrofísica convencional, se utilizó la
técnica µCT para estudiar los efectos del dióxido
de carbono [CO2] sobre la cementación de la
tubería de revestimiento. Los gases de efecto
invernadero, particularmente el CO2, han sido
relacionados con los aumentos de temperatura
producidos en todo el mundo. La captación de las
emisiones de CO2 y su secuestro en el subsuelo se
han propuesto como medida para reducir las concentraciones de gas de efecto invernadero en la
atmósfera hasta que sean viables las fuentes de
energía con bajos niveles de emisiones.18 No obstante, el CO2 se vuelve supercrítico cuando las
condiciones de temperatura y presión exceden
los 31.1°C y 73.8 bar [87.9°F y 1,070 lpc]—condiciones que son excedidas fácilmente en la
mayoría de los pozos intermedios a profundos.19
Por lo tanto, un aspecto importante de cualquier
proyecto de secuestro de CO 2 es saber cómo
reaccionarán los materiales de fondo de pozo
ante la presencia de CO2 supercrítico (scCO2,
por sus siglas en inglés).
Los científicos del Centro de Investigaciones
de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, han
colaborado con sus colegas del Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart,
Francia, para investigar los efectos del almacenamiento de CO2 sobre la integridad del pozo a
Verano de 2006
largo plazo. En uno de esos experimentos se procuró determinar cómo reaccionaría el scCO2 con
la cementación de la tubería de revestimiento.20
Utilizados por mucho tiempo en pozos de petróleo y gas para aislar hidráulicamente las zonas
productivas de la superficie y de otras zonas permeables, los cementos Pórtland desempeñan un
rol crítico en la integridad del pozo.
Este estudio se concentró en una muestra de
cemento puro. 21 La muestra cilíndrica de
cemento fue curada durante tres días a una temperatura de 90°C y a una presión de 280 bar
[194°F y 4,061 lpc]. Los científicos obtuvieron
tomografías computadas del cilindro de cemento
antes de exponerlo al scCO2. Luego, el cemento
fue sometido a un ambiente de scCO2 húmedo y
se mantuvo a una temperatura de 90°C y a una
presión de 280 bar durante 30 días. Posteriormente, se cortaron y exploraron dos tapones de
núcleos del cilindro original.
Utilizando el programa Inside Reality, los
investigadores pudieron manipular el volumen
de datos para visualizar la porosidad y las microfracturas y realizar cortes arbitrarios a través de
las zonas de interés. Mediante la comparación
de los barridos realizados antes y después del
tratamiento, los investigadores observaron cambios significativos en el tapón de cemento como
resultado del ataque del scCO2. De particular
interés resultaron la formación y la distribución
de las microfracturas, además de una zona de
reemplazo de aragonita y una zona de alteración
mineral caracterizada por la existencia de porosidad secundaria alta.
La reacción entre el scCO2 y el cemento produjo un frente de carbonatación irregular que se
extiende 4 mm [0.16 pulgadas] desde el borde
externo del núcleo hacia su centro. Este frente de
carbonatación de color más claro se pudo ver
fácilmente en el volumen 3D en escala de grises y
en un corte codificado en color (arriba). El análisis de difracción por rayos X subsiguiente
17. Arns CH, Averdunk H, Bauget F, Sakellariou A, Senden
TJ, Sheppard AP, Sok RM, Pinczewski WV y Knackstedt
MA: “Digital Core Laboratory: Analysis of Reservoir Core
Fragments from 3D Images,” Transcripciones del 45o
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Noordwijk, Países Bajos, 6 al 9 de junio de 2004,
artículo EEE.
18. Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishnan TS,
Tanden T, Sakurai S y Whittaker S: “Captación y almacenamiento de CO2: una solución al alcance de la mano,”
Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.
19. Por encima de su punto crítico, es decir 31.1°C y 73.8
bar, el CO2 se convierte en un fluido supercrítico. En este
estado comprimido, sus propiedades se encuentran
entre las de un gas y las de un líquido. Con una tensión
superficial menor que en su forma líquida, el CO2
supercrítico penetra fácilmente en las fisuras y grietas.
No obstante, a diferencia del gas CO2, puede disolver
sustancias que son solubles en CO2 líquido.
20. Barlet-Gouédard V, Rimmelé G, Goffé B y Porcherie O:
“Mitigation Strategies for the Risk of CO2 Migration
Through Wellbores,” artículo de las IADC/SPE 98924,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
IADC/SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de
2006.
21. El cemento puro no posee aditivos que pueden alterar
su tiempo de fragüe o sus propiedades reológicas.
13
System Men
u – Main M
enu
To o l s
Sys te m M e n u
Co l o r m a p
Fa u l t
Fe n ce
G row i n g
R e s e r vo i r
R u le r
S k e tc h
S l i ce
S u r f a ce
u m e E s t i m at i o n
d ow
Vol um e Win
We ll
Frente de aragonita
S ave S ce n e
S n a p s h ot
R e s to re S ce n e
Stereo
AU TO S AV E
SC R _ 0 4 09 17_ 1736 _
SCR _04 091 7_1
Cemento puro
1
847 _1
Inside Reality
[90 ]
Ver sion 5 .1
> Resaltando el alcance de la alteración producida por el CO2 supercrítico. La codificación en colores
mejora los rasgos que quizás no se visualicen fácilmente en las imágenes en escala de grises. Las
microfracturas formadas durante el ataque del CO2 supercrítico actuaron como conductos para la alteración ulterior de la aragonita. La concentración de aragonita a lo largo de las fracturas y del borde del
frente de alteración puede distinguirse visualmente utilizando la codificación en colores provista por
el programa Inside Reality. Los materiales de los que se obtuvo una imagen son: cemento puro inalterado (verde), un frente de alteración (amarillo) y las microfracturas con relleno de minerales o el frente
de carbonatación (rojo). El incremento de la porosidad (azul) marca el alcance de los diferentes patrones de disolución.
determinó que el frente de alteración poseía una
composición diferente a la del cemento original,
que había sido reemplazado por aragonita. La
porosidad se encontraba claramente mejorada en
las regiones situadas alrededor de las microfracturas y en el frente de aragonita (arriba).
Las pruebas indicaron que la exposición al
scCO2 podía hacer que el cemento convencional
perdiera más del 65% de su resistencia al cabo
de tan sólo seis semanas. Estas importantes
observaciones proporcionaron un incentivo para
la creación de nuevas mezclas de cemento. Los
investigadores de Schlumberger desarrollaron
nuevos materiales de cementación resistentes al
scCO 2 que exhiben un buen comportamiento
mecánico después de la exposición al gas scCO2.
Las pruebas de laboratorio realizadas sobre
estos nuevos materiales muestran sólo una leve
reducción de la resistencia a la compresión
durante los primeros dos días y básicamente
ninguna pérdida durante los tres meses subsiguientes.
14
Examen de los agujeros de gusanos causados
por los tratamientos de estimulación
Los investigadores también han utilizado la generación de imágenes por tomografía computada
para estudiar los efectos de la heterogeneidad
sobre la estimulación de la matriz de carbonatos.
En un experimento, esta técnica resultó esencial
para la visualización de los efectos de la distribución de la porosidad sobre los patrones de disolución del ácido.
Los tratamientos de estimulación se llevan a
cabo normalmente en pozos en los que las condiciones de porosidad pobres limitan la producción
debido a la presencia de formaciones naturalmente compactas o daño de formación. Una
técnica de estimulación común consiste en la
inyección de ácido en las formaciones carbonatadas. El ácido disuelve parte del material de la
matriz de la formación y crea canales de flujo
que incrementan la permeabilidad de la matriz.
La eficiencia de este proceso depende del
tipo de ácido utilizado, las velocidades de reac-
ción, las propiedades de la formación y las condiciones de inyección. Mientras la disolución
aumenta la permeabilidad de la formación, el
aumento relativo de la permeabilidad para una
determinada cantidad de ácido es afectado significativamente por las condiciones de inyección.
Con tasas de inyección extremadamente bajas, el
ácido se consume rápidamente después de
ponerse en contacto con la formación, lo que se
traduce en una disolución relativamente somera
a lo largo del frente de la zona de inyección. Las
tasas de flujo altas producen un patrón de disolución uniforme porque el ácido reacciona a lo
largo de una vasta región. En cualquiera de los
casos, los aumentos de la permeabilidad resultantes requieren flujos de ácido relativamente
considerables.
No obstante, con tasas de flujo intermedias,
se forman canales conductivos largos que se
conocen como agujeros de gusanos. Estos canales penetran profundamente en la formación
para facilitar el flujo de petróleo. Mejor aún, los
Oilfield Review
> Visualización de la formación de agujeros de gusanos. Una muestra de caliza Winterset fue explorada por TC antes (extremo inferior) y después (extremo
superior) de la inyección de ácido. Este volumen de datos se despliega utilizando la tecnología de visualización Inside Reality, en la que el espacio poroso
se hace opaco mientras que los voxels adyacentes se hacen transparentes. La distribución inicial de los poros (extremo inferior) muestra grupos discretos
de poros (azul) siguiendo el eje longitudinal del núcleo. Después de la acidificación (extremo superior), el núcleo exhibe mayor porosidad, con un patrón
de disolución que se extiende de derecha a izquierda y que además marca el flujo del ácido durante la inyección.
agujeros de gusanos requieren sólo un pequeño
volumen de ácido para producir aumentos significativos en la permeabilidad. Por lo tanto, los
investigadores están investigando los factores
que inciden en la producción de agujeros de
gusanos.
La técnica de barrido por TC ha demostrado
ser esencial en lo que respecta a la determinación de los efectos que poseen la tasa de inyección y la distribución espacial de la porosidad
sobre los patrones de disolución formados durante los experimentos de estimulación (arriba).
Dado que es no destructiva, esta técnica permite
la caracterización del núcleo antes y después del
tratamiento experimental de manera de poder
evaluar el desarrollo y la forma del agujero de
gusano.
Mirando hacia el futuro
La técnica de tomografía no es nueva para la
industria petrolera. En el extremo del espectro de
la tomografía correspondiente al sector upstream
se encuentra la técnica de tomografía sísmica
entre pozos y en el extremo correspondiente al
downstream, la tomografía de procesos indus-
Verano de 2006
triales para las refinerías. Como herramienta de
investigación, la tecnología µCT se utiliza en una
vasta serie de aplicaciones industriales para
monitorear el desempeño de las espumas mejoradas con polímeros y las resinas de polietileno
o para visualizar la separación de fases y la
caracterización del espacio poroso en las muestras de formaciones. A lo largo de este abanico
de aplicaciones tomográficas, es fácil imaginar
la potencial expansión de nuevas aplicaciones
para la tecnología µCT.
La tecnología sin lugar a dudas resultará
esencial para mejorar la interpretación y aplicación de los datos de laboratorio y de registros.
Como herramienta de importancia creciente en
la ejecución de pruebas no destructivas, su aplicación se puede extender a las pruebas de
muestras de formaciones no consolidadas o friables realizadas en el laboratorio. La combinación
de imágenes generadas por µCT con cálculos
numéricos puede conducir a pronósticos más
precisos de una amplia variedad de propiedades
de rocas que resultan críticas para la exploración, la caracterización de yacimientos y los
cálculos de recuperación de hidrocarburos.
Otras aplicaciones adicionales incluyen el
desarrollo de correlaciones mejoradas entre
propiedades y la creación de bibliotecas de imágenes 3D que posibilitarán una descripción más
rigurosa y cuantitativa del tipo y textura de las
rocas. Estas descripciones cuantitativas pueden
integrarse con las descripciones sedimentológicas clásicas. La tecnología también puede
realizar un aporte significativo al estudio del
comportamiento elástico, las tendencias de
porosidad-permeabilidad y las propiedades del
flujo multifásico tales como presión capilar, permeabilidad relativa y saturaciones residuales.
Las futuras innovaciones tecnológicas incluirán probablemente un nivel de resolución más
alto para superar los problemas que plantea la
predicción de la porosidad cuando los microporos
caen por debajo de la capacidad de detección de
la técnica actual. Con la resolución de sus muestras en proceso de mejoramiento, la tecnología
µCT está ayudando a nuestros geocientíficos a ver
mejor su mundo en un grano de arena.
—MV
15