Determinación del volumen de petróleo pesado en

CASO DE ESTUDIO
Determinación del volumen de petróleo pesado en las
arenas arcillosas con resistividad variable del agua
Las mediciones de la herramienta Dielectric Scanner, proveen un valor preciso del volumen de
hidrocarburos en las arenas petrolíferas de Canadá
DESAFÍO
Determinar la fracción másica
volumétrica de petróleo (porcentaje
en peso de bitumen) en las arenas
petrolíferas con resistividad variable
del agua de formación en Canadá.
SOLUCIÓN
Obtener mediciones de dispersión
dieléctrica con la herramienta Dielectric
Scanner* para calcular con precisión la
porosidad rellena con agua, insensible a
la salinidad de agua, en lugar de estimar
los parámetros de Archie o esperar unos
meses para el análisis de núcleos de
laboratorio.
RESULTADOS
Se determinó con precisión el porcentaje
en peso de bitumen, unos meses antes
del análisis de laboratorio, en los
yacimientos de arenas petrolíferas en
los que los intervalos arcillosos y la
salinidad variable del agua de formación
complican el análisis convencional de
porosidad y resistividad.
Ambigüedad en la interpretación introducida por la salinidad variable del agua
Los operadores canadienses necesitaban un procedimiento más eficiente de evaluación de
formaciones en yacimientos de petróleo pesado con algunas secciones arcillosas finamente
estratificadas. Dado que la salinidad del agua de formación varía, la práctica actual de la
industria consiste en evaluar el volumen de petróleo utilizando el análisis de núcleos Dean Stark
y es posible que los operadores tengan que
esperar varios meses para obtener los resultados del análisis de núcleos. Los resultados se
utilizan para determinar los parámetros requeridos para que los cálculos convencionales de
saturación se ajusten a los datos derivados de
los núcleos a fin de cubrir los intervalos de los
cuales no se extrajeron núcleos.
Determinación de la saturación
independiente de la salinidad del agua
La herramienta Dielectric Scanner proporciona
mediciones de dispersión dieléctrica con
una resolución vertical de 2,54 cm [1 pulgada], sobre la base de nueve mediciones de
atenuación y corrimiento de fase, en cuatro
frecuencias diferentes. Estas mediciones
multifrecuencia de alta resolución se invierten
radialmente para obtener los valores de permitividad y conductividad en cada frecuencia.
La determinación de la porosidad rellena con
agua resultante es insensible a la salinidad
porque la permitividad del agua se diferencia
fácilmente de la de la matriz de roca o los
hidrocarburos. Las mediciones de la
conductividad proveen valores reconstruidos
de resistividad y saturación de agua para
la zona invadida. Las mediciones Dielectric
Scanner también proporcionan información
textural de utilidad.
El patín articulado de la herramienta Dielectric
Scanner mejora considerablemente el contacto con la formación en pozos rugosos, condición a la que eran sensibles las herramientas
previas de propagación electromagnética de
tipo mandril.
Los pozos rugosos o lavados no afectan
adversamente las mediciones multifrecuencia
obtenidas con la herramienta Dielectric Scanner
porque el patín articulado mantiene el contacto.
Operaciones con cable
Saturación de petróleo pesado derivada de la herramienta Dielectric Scanner en las arenas petrolíferas de Canadá
Volúmenes de fluidos precisos sin esperar los análisis de laboratorio
En el pozo 1, los valores de resistividad del yacimiento de petróleo pesado (Carril 2) no son
definitivos por debajo del casquete de gas, el cual se muestra a una profundidad de aproximadamente X55 m en el Carril 3. La saturación de agua y el porcentaje en peso de petróleo (Carriles
4 y 5, respectivamente), calculados a partir de la porosidad rellena con agua obtenida con la
herramienta Dielectric Scanner (Carril 3), muestran un grado de concordancia excelente con
los resultados del análisis de núcleos y proporcionan una determinación más precisa de la
acumulación de hidrocarburos que la evaluación basada en las estimaciones de la ecuación
Rayos gamma
Prof.
Resistividad
Porosidad
Calibrador
125
mm
375
m
Resistividad derivada
del registro de
inducción de arreglo
0
2,000
ohm.m
0.6
Porosidad-densidad
m3/m3
0.6
Porosidad-neutrón
m3/m3
Tamaño de
la barrena
mm
125
375
Resistividad de la
zona invadida
ohm.m
0
2,000
Rayos gamma
0
°API 150
Factor fotoeléctrico
0
de Archie, porque la medición obtenida con la
herramienta Dielectric Scanner no es sensible
a los valores cambiantes de resistividad del
agua (Rw ). La medición convencional de la
saturación de agua derivada de la ecuación
de Archie exhibe un error en los intervalos de
X72–X74 m y X80–X85 m porque se utilizó un
valor constante de Rw para todo el intervalo.
Saturación de agua
Porcentaje en peso de petróleo
Saturación de agua con
0
Rw = 0.6 ohm.m
0
0
1
m3/m3
0
0
Dielectric Scanner
m3/m3
0
1
0
20
Hidrocarburo
Archie
% en peso
0.2
Dielectric Scanner
% en peso
Núcleo
0.2
% en peso
0.2
Porosidad rellena con agua obtenida con la herramienta Dielecric Scanner
0.6
m3/m3
0
Porosidad de los registros de porosidad-neutrón y porosidad-densidad
0.6
0
m3/m3
Gas
X50
X75
En el pozo 1, la variabilidad de la resistividad del agua de formación produjo discrepancias en el análisis convencional basado en la ecuación de Archie, lo que
se tradujo en un cálculo pesimistamente alto de la saturación de agua (Carril 4). El porcentaje en peso de bitumen calculado de las mediciones obtenidas con la
herramienta Dielectric Scanner es independiente de la salinidad y muestra una concordancia excelente con los resultados del análisis de núcleos (Carril 5).
ción de la porosidad total rellena con agua,
obtenida con la herramienta Dielectric Scanner,
constituye claramente el mejor ajuste con las
mediciones derivadas de los núcleos.
En relación con el pozo 2, el registro que aparece en esta página compara la saturación de agua
derivada de la ecuación de Archie (que se calcula utilizando la porosidad, la resistividad, y un
valor constante de Rw ) con la saturación calculada con las mediciones obtenidas mediante la
herramienta Dielectric Scanner (Carril 4). En general, los resultados muestran buena concordancia
en el tope y la base del yacimiento, pero existe una discrepancia en el intervalo comprendido
entre X94 e Y02 m. La diferencia se produjo por el hecho de que la saturación derivada de la
ecuación de Archie no da cuenta del cambio producido en la resistividad del agua de formación
en el mencionado intervalo.
Una revisión de las curvas calculadas de
saturación de agua (Carril 4) indica que los
resultados obtenidos con la herramienta
Dielectric Scanner muestran una resolución
significativamente mayor que los resultados
derivados de los datos de RMN o bien de la
ecuación de Archie, especialmente en el intervalo comprendido entre X75 y X98 m.
La comparación del porcentaje en peso de bitumen, calculado a partir de las mediciones independientes de la salinidad obtenidas con la herramienta Dielectric Scanner, con los resultados
del análisis de núcleos del Carril 5 indica una excelente concordancia.
En los yacimientos de petróleo pesado, el volumen de hidrocarburos también puede calcularse
utilizando datos de resonancia magnética nuclear (RMN) pero el valor de corte debe ser seleccionado con cuidado para quitar la señal de petróleo pesado incluida en la distribución de tiempo de
relajación transversal (T2 ) (Carril 6). En el pozo 2, los resultados de la saturación y del porcentaje
en peso de bitumen, basados en los datos de RMN (Carriles 7 y 8, respectivamente) muestran una
buena concordancia con los resultados obtenidos con la herramienta Dielectric Scanner y derivados del análisis de núcleos, a través de la mayor parte del yacimiento. No obstante, los resultados
basados en los datos de RMN, correspondientes a los intervalos arcillosos a X72–X74 m y
X83–X89 m, son demasiado optimistas si se comparan con los valores derivados de los núcleos y
de la herramienta Dielectric Scanner. El volumen de petróleo calculado a partir de la determina-
Derrumbe
Calibrador
375
mm
125
Prof.,
m
0.5
Alta resolución
Rayos gamma
0
°API
Gas
Resistividad AIT 90 pulgadas
0.2
ohm.m
2,000
0.5
150
0.5
0.5
Porosidad total
m3/m3
Porosidad-neutrón (arena)
m3/m3
Porosidad-densidad (arena)
m3/m3
Porosidad rellena con agua obtenida con la
herramienta Dielecric Scanner (arena)
m3/m3
% en peso de petróleo derivado
Hidrocarburo
de los datos de RMN
m3/m3
0.3
0
1
Punto de corte deT2
Saturación de agua derivada % en peso de petróleo derivado
%
en
peso
de
petróleo
derivado
de
los
datos
de
RMN
0
1
ms
0.3
3000
del análisis de núcleos
del análisis de núcleos
m3/m3
0
1
Saturación de agua de Archie
0
0.2
0
0.2
%
%
m3/m3
Saturación de agua
0
1
% en peso de petróleo
% en peso de petróleo
Dielectric Scanner
obtenido con la herramienta
obtenido con la herramienta
3
3
Dielecric Scanner
0
1
m /m
Dielecric Scanner
ms
0
0.2
0
0.2
Hidrocarburo
0
0
0
0
Una segunda comparación del registro correspondiente al pozo 2, que aparece en esta
página, muestra la medición de alta resolución
de la porosidad rellena con agua obtenida con
la herramienta Dielectric Scanner en el Carril
3. La medición correspondiente del porcentaje
en peso de bitumen, de alta resolución, mejora
la concordancia con los datos de núcleos
presentados en la página anterior.
Saturación de agua
Dielecric Scanner
m3/m3
% en peso de petróleo derivado
de la ecuación de Archie
0.2
0
Distribución deT2
0
X75
Y00
Y25
En el pozo 2, la saturación de agua y el volumen de hidrocarburos calculados a partir de las mediciones insensibles a la salinidad obtenidas con la
herramienta Dielectric Scanner proveen respuestas más precisas y de mayor resolución que las respuestas derivadas de la ecuación de Archie o
de los datos de RMN.
Saturación de petróleo pesado derivada de la herramienta Dielectric Scanner en las arenas petrolíferas de Canadá
La medición de alta resolución de la saturación de agua, presentada en el Carril 5,
gobierna la imagen de saturación del Carril 6,
y los colores oscuros representan los valores
altos de saturación de petróleo. La naturaleza
estratificada del yacimiento es confirmada por
la imagen estática de la formación de cobertura total FMI* y la fotografía del núcleo.
En este yacimiento, la geología se caracteriza
por la existencia de una variabilidad lateral
considerable. La depositación de canales en
proceso de migración condujo a un proceso
generalizado de estratificación heterolítica inclinada (IHS), la cual posee un efecto
significativo sobre el desarrollo de cámaras de
vapor. La comparación, en escala expandida
Derrumbe
Calibrador
375
mm
125
0
Prof.,
m
Resistividad AIT 90 pulgadas
0.2
ohm.m
2,000 0.5
0.5
Alta resolución
Rayos gamma
150
°API
0.5
0.5
de 1:20, con la fotografía del núcleo muestra el
ajuste excelente de la curva de saturación de
agua obtenida con la herramienta Dielectric
Scanner con los filones delgados de lutita en
la facies IHS del yacimiento.
El análisis Dielectric Scanner se encuentra
disponible en unos pocos días y provee
información crítica algunos meses antes de la
ejecución del análisis típico de núcleos. Con
la precisión y la velocidad de las respuestas
de la herramienta Dielectric Scanner, estos
operadores canadienses pueden considerar
con seguridad una reducción de la frecuencia
del proceso de extracción de núcleos y del
número de puntos del análisis de núcleos para
sus proyectos de pozos múltiples.
Porosidad-neutrón
m3/m3
Porosidad-densidad (arena)
m3/m3
Porosidad total
v/v
Porosidad rellena con agua obtenida con
la herramienta Dielecric Scanner (arena)
m3/m3
0
0
0
0
% en peso de petróleo
(alta resolución) obtenido con
la herramienta Dielecric Scanner
0
0.2
0
% en peso de petróleo derivado
del análisis de núcleos
%
0.2
Saturación Imagen de Fotografía Imagen FMI
de agua saturación del núcleo estática
de alta
(alta
de agua
resolución
resolución)
(alta
obtenida resolución)
con la
herramienta
Dielecric
Scanner
0
Fotografía del núcleo
Saturación de agua
obtenida con la
herramienta
Dielecric Scanner
1
m3/m3
0
Prof.,
m
Facies
1:20
Arena fina
X74
IHS limosa
X75
IHS
Arena fina
X76
m3/m3 1
X77
IHS arenosa
X75
X78
X79
Y00
X80
IHS
X81
Y25
En el pozo 2, el porcentaje en volumen de bitumen de alta resolución calculado a partir de las mediciones
Dielectric Scanner muestra una concordancia excelente con los resultados del análisis de núcleos del Carril 4,
incluso en los intervalos delgados de lutita identificados en la fotografía del núcleo con los colores más claros
dentro del núcleo rico en bitumen negro.
*­ Marca de Schlumberger
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Arena de
grano medio
X82
www.slb.com/ds