Permeabilidad MDT Mediciones de la anisotropía

Permeabilidad MDT
Mediciones de la anisotropía
Mediciones de
permeabilidad a
mayor escala
Mediciones de permeabilidad
horizontal y vertical en una
escala de decenas de pies
n
Medición de la conductividad
vertical en el yacimiento para
la determinación de la comunicación hidráulica a lo largo
de las lutitas o las estilolitas
n
Optimización de las operaciones de terminación de
pozos
n
Medición de la conductividad
hidráulica de las fracturas y
fallas, incluyendo los pozos
horizontales
n
Puede utilizarse en formaciones compactas, vesiculares o
fracturadas y en areniscas
heterogéneas
Beneficios
n
Disparos basados en valores
de permeabilidad vertical y
horizontal más representativos
n
Amplio rango de tasas de
flujo para ajustarse a las
condiciones de permeabilidad
n
Despliegue en un solo viaje
con los módulos de extracción
de muestras
n
Tiempo de prueba extendido
para un radio de investigación más profundo
Características
n
Configuraciones de probetas
múltiples
n
Dos o tres probetas unitarias
n
Probeta dual con una o dos
probetas unitarias
n
Configuraciones de empacador dual y probeta
n
Empacador dual autónomo
n
Empacador dual con una o
más probetas arriba
n
Empacador dual con una
probeta abajo
n
Módulo de control de flujo
n
Volumen de prueba de
1000 cm3 a un régimen de
1 a 200 cm3/seg
n
Combinable con el módulo de
bombeo de fondo de pozo y
las cámaras para muestras
La información acerca de la permeabilidad en la región vecina al pozo se obtiene habitualmente a partir de datos de
núcleos, registros de resonancia magnética nuclear (RMN) y del análisis del
incremento de la presión de los ensayos
(pre-tests) realizados con herramientas
de prueba operadas con cable. Si bien
estos datos, que reflejan las condiciones
existentes a unas pocas pulgadas de distancia del pozo son útiles y habitualmente se confirman entre sí, es
necesario contar con valores de permeabilidad a una escala mucho más grande
para representar la heterogeneidad del
yacimiento. Los estudios de modelado
de yacimientos, los modelos geoestadísticos y los bloques de las cuadrículas de
simulación de yacimientos requieren
mediciones de la permeabilidad horizontal (kh) hasta distancias que oscilan
entre décimos y cientos de pies dentro
de la formación. Se necesitan además
los correspondientes valores de la permeabilidad vertical (kv).
La falta de valores verticales confiables
a menudo conduce al ajuste de las permeabilidades verticales de los bloques
de las cuadrículas, utilizadas como parámetros de ajuste histórico durante la
simulación de yacimientos.
Para obtener estas mediciones de kv
y kh críticas, se utiliza el módulo de control de flujo del Probador Modular de la
Dinámica de la Formación MDT* para
producir un volumen de fluido de forma-
ción de 1000 cm3. La tasa de flujo precisa, controlada en superficie, se registra
para la interpretación de los datos de
presión. Para las pruebas que requieren
volúmenes más grandes, puede requerirse un módulo de bombeo o una cámara para muestras. A continuación,
se muestran algunas de las configuraciones de la herramienta MDT utilizadas
para obtener esta información de la permeabilidad y de su anisotropía a mayores distancias de la pared del pozo.
Permeabilidad en la región vecina al pozo
La profundidad de investigación de los
pre-ensayos MDT casi siempre se encuentra dentro de la zona invadida,
reflejando un volumen limitado en el
área cercana al pozo. De este modo, los
valores de movilidad de los pre-ensayos
habitualmente coinciden con los datos
de núcleos pequeños y con los valores
de permeabilidad obtenidos de los registros de RMN. Si se efectúan levantamientos con el probador MDT y con la
herramienta Combinada de Resonancia
Magnética CMR*, se puede utilizar la información de permeabilidad CMR continua en el sitio con el fin de seleccionar
las localizaciones óptimas para la ejecución de las pruebas de presión MDT,
extracción de muestras y ensayos de
interferencia.
El registro de la derecha compara
los valores de permeabilidad de los preensayos MDT con los derivados de la
herramienta CMR. La curva de permeabilidad CMR continua muestra buena
Las configuraciones de probetas múltiples y de empacador-probeta MDT ofrecen opciones para las
pruebas de interferencia vertical.
5 pies
n
Incremento de la escala de longitud:
permeabilidad y anisotropía lejos del pozo
8 pies
Aplicaciones
kh
kh
kh
kv
kv
kh
kv
φct
φc t
kv
2.3 pies
concordancia con los valores de permeabilidad derivados de los núcleos y
de la herramienta MDT. Las mediciones de porosidad obtenidas con la
herramienta CMR y de núcleos en
este yacimiento de petróleo liviano,
también son similares.
Si bien los valores de permeabilidad
derivados de los núcleos, de la herramienta CMR y de los pre-ensayos MDT
a lo largo de la sección yacimiento
entera, oscilan principalmente entre
0.3 y 20 mD, las pruebas de interferencia indicaron valores diferentes. La
Prueba 1 no mostró comunicación
vertical durante los períodos de flujo,
cuyas duraciones variaron entre 20 minutos y 1 hora aproximadamente. Este
resultado podría indicar la presencia de
una extensiva barrera de permeabilidad
o una barrera que se extiende a una distancia significativa del pozo. Con una
profundidad de investigación mayor y
la determinación de la anisotropía de
la permeabilidad, las pruebas de interferencia MDT pueden proveer una
perspectiva valiosa diferente para la
caracterización de yacimientos.
y de interferencia vertical (empacador
dual y probeta).
Resultados de las pruebas
de interferencia MDT
El gráfico doble logarítmico de la izquierda presenta el análisis de la
Prueba 1; la prueba mini-DST de las
mediciones de presión con empacador
dual. Los regímenes de flujo esférico y
radial indican una anisotropía de la permeabilidad kv / kh = 0.12 y kh = 47 mD.
Los valores de permeabilidad medidos
a partir del pre-ensayo MDT, la herramienta CMR y los núcleos, oscilan
entre 5 y 20 mD en el intervalo cubierto
por la Prueba 1. El radio de investigación durante el período de flujo fue de
35.7 m [117 pies]. Durante el período
de incremento de presión de 20 minutos, fue de 22.6 m [74 pies]. El análisis
de las tres pruebas de interferencia
vertical indica que la anisotropía a lo
largo de los intervalos probados varía
significativamente, de tan solo 0.05 a
aproximadamente 1.
Comparación de la permeabilidad derivada de la herramienta CMR, con los valores obtenidos de núcleos
y de pre-ensayos efectuados con el probador MDT. Las localizaciones de las pruebas de interferencia se
muestran en la imagen de la pared del pozo.
Tamaño de la barrena
(pulg)
16
6
Calibrador
(pulg)
16
6
Rayos gamma
0
(°API)
150
Porosidad-Neutrón
0.5 (pie3/pie3) 0
Porosidad-Densidad
Permeabilidad de 0.5 (pie3/pie3) 0
núcleos/MDT
Porosidad CMR total Distribución deT2
0.1
(mD) 1000 0.5 (pie3/pie3) 0
Ajustado por facies Porosidad derivada
Valor de corte de T2
de núcleos
KSDR
(ms) 3000
0.1
(mD) 1000 50 (pie 3/pie3) 0 3
Análisis de
formaciones
Lutita
Dolomía
Imagen FMI
Calcita
Azimut
Conductiva
Fluido ligado Resistiva
Porosidad 0
360
Ejemplo de campo
Se realizaron tres pruebas de interferencia vertical, utilizando la herramienta
MDT configurada con el módulo del
empacador dual, la probeta de observación y el sistema de bombeo de fondo
de pozo. Las localizaciones de las pruebas y las imágenes eléctricas de la formación se muestran en el registro.
Las pruebas se realizaron inflando el
módulo de empacador dual para aislar
un intervalo del pozo de 1 m [39 pulgadas] de extensión. En comparación con
un pre-ensayo convencional, el mayor
área transversal del intervalo aislado
con el empacador permite obtener
resultados incluso en formaciones muy
compactas, arenas sueltas o yacimientos naturalmente fracturados. El fluido
fue bombeado desde el intervalo aislado con el empacador hacia el interior
del pozo para producir las pruebas de
flujo seguidas de los incrementos de
presiones transitorias. A lo largo de
las pruebas se registró la presión en el
intervalo del empacador y en la probeta
de observación con medidores de presión de cuarzo y medidores de deformación para el análisis subsiguiente
de una mini prueba de formación
(mini-DST, empacador dual solamente)
Prueba 3
Prueba 2
Prueba 1
Análisis mini-DST de la Prueba 1. La probeta no mostró ninguna respuesta durante la prueba, lo que
sugiere una posible barrera. El análisis indica la presencia de flujo esférico y radial.
100
10
Δp y derivada
(lpc)
1
Δp medido
Derivada medida
Δp del modelo
Derivada del modelo
0.1
1E–0.1
1E+00
1E+01
Δt (s)
1E+02
1E+03
1E+04
Terminación parcial-Yacimiento homogéneo-Comportamiento similar a extensión infinita
kh = 47 mD, kv = 6 mD, hp = 3.25 pies, factor de daño mecánico = 11, factor de daño total = 32
Coeficiente de almacenamiento variable en el pozo: C = 5.7E–06 bbl/lpc, Ca /C = 5.3, C D = 22.2
www.slb.com/oilfield
06-FE-132
Julio de 2006
*Marca de Schlumberger
Producido por Schlumberger Marketing Communications