PERFILES DE IMÁGENES
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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERÍA REGISTROS DE POZOS PET - 227 PERFILES DE IMÁGENES DOC.: ING. GRISEL JIMÉNEZ SOTO UNIV.: TERÁN FAJARDO, CLAUDIO FABRICIO SIRPA MACHACA, JUAN CARLOS LAURE CALLISAYA, GONZALO LA PAZ – BOLIVIA 2012 REGISTROS DE IMAGEN 1. Introducción Los registros de imagen son herramientas bajadas con cable en un pozo abierto de aceite o gas, que miden propiedades físicas en la pared del pozo tales como la conductividad eléctrica, o el tiempo de viaje sónico más la reflectancia acústica, pero que se diferencian de otros registros similares en que la información obtenida es convertida en imágenes con colores de los 360° de la pared del pozo. En la actualidad, las herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo constituyenuna fuente común de conocimientos geológicos y de yacimientos. Sin embargo, enfluidos de perforación base aceite y en lodos sintéticos,una limitación técnica ha impedido quela industria evalúe completamente los yacimientosutilizando las herramientas de generación deimágenes. Para dar respuesta a esta crecientenecesidad, en 1997 la generación de imágenesen lodos no conductivos se convirtió en una prioridadcentral del equipo de investigación y desarrollo de las empresas de servicios de todo el mundo. Los yacimientos complejos requieren una detallada evaluación de la formación que sólo sepuede lograr con herramientas de generación deimágenes de la pared del pozo. En campos de todoel mundo, el análisis de estos datos es un procesode rutina, y los expertos en yacimientos han llegadoa depender de la información proporcionadapor las imágenes. Si bien la tecnología de generaciónde imágenes a partir de la microrresistividad ha avanzado durante los últimos 15 años paracubrir una mayor porción de la pared del pozo,para lograr una mejor resolución y para tener sistemasde medición más confiables, también sehan producido cambios en el ambiente del pozo enque deben operar estas herramientas.Las utilidades prácticas de los registros de imagen se enumeran como valiosas para interpretaciones estructurales como sedimentológicas de los datos de pozos. 2. Historia de la generación de imágenes de la pared del pozo Las técnicas de generación de imágenes de lapared del pozo con herramientas operadas a cablese desarrollaron mucho después de la apariciónde los lodos OBM. Recién en 1958 se usaron por primera vez dispositivos fotográficos, implementados por Bridwell, para obtener imágenes de laroca dentro del pozo. Para no entrar en detalles vanos se especifica en el siguiente gráfico la historia de los acontecimientos más importantes en la generación de imágenes de la pared del pozo. 3. Aplicaciones de los registros de imágenes La necesidad de mejorar las capacidades degeneración de imágenes de la pared del pozo enlodos no conductivos se hizo evidente a mediadosde la década de 1990. En aquel momento, losservicios de generación de imágenes de microrresistividad se empleaban en todo el mundo enpozos con lodos conductivos base agua. Las nuevasaplicaciones geológicas y de ingeniería paraestas herramientas operadas a cable evolucionaronjunto con los deseos de la industria de hallary explotar yacimientos de gas y de petróleo demanera más efectiva. La excepción notable fueronlos pozos perforados con sistemas OBM ySBM (página anterior, arriba). Las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad se han vuelto imprescindiblespara los geólogos, ya que les ayudan a obtenerinformación integral sobre las complejidadesde los yacimientos controlados estratigráfica oestructuralmente, o mediante una combinaciónde ambos. A mayor escala espacial, las imágenesde la pared del pozo ayudan a los intérpretesa definir la posición estructural del yacimiento ya detectar características tales como pliegues yfallas. Los geólogos y los geofísicos utilizan los detalles de las fallas y de los echados de la formaciónpara refinar las interpretaciones sísmicas,con el objetivo de lograr una mayorcomprensión y un mejor mapeo del yacimiento,estimaciones de reservas más precisas y unamejor ubicación de los pozos de desarrollo.Los geólogos evalúan los cambios verticales ylaterales del yacimiento mediante la identificacióny caracterización de eventos sedimentarios a granescala y de límites de secuencias estratigráficas através de los campos. Mediante el uso de datos de imágenes de microrresistividad adquiridos con dispositivos tales como la herramienta FMI, tambiéndefinen y determinan la orientación de eventossedimentarios menores, para comprender losyacimientos controlados estratigráficamente. Unexamen detallado de la estratificación revela lahistoria de sedimentación en sucesiones verticalesde tipos de sedimentos y tamaños de grano,contribuyendo a responder cuestiones sobre el origendel yacimiento (abajo). ¿Fue depositado por elviento, en un sistema de agua dulce, en un sistemamarino o en una combinación de ambientes?¿Fue depositado en aguas profundas o de pocaprofundidad? ¿En qué dirección programaba el sistema sedimentario? ¿En qué dirección debería engrosarse o adelgazarse el yacimiento? Las respuestasa preguntas como éstas ayudan a los geólogosa determinar el tamaño potencial delyacimiento, las mejores ubicaciones para perforarpozos, y si se requieren pozos adicionales parauna explotación eficiente del yacimiento. A menudo, existen yacimientos en los cualestanto los elementos estratigráficos como estructuralesconfinan los hidrocarburos (trampa combinada). Una práctica habitual para visualizarestos yacimientos durante su sedimentación,consiste en quitarles el efecto del echado estructural. Si la historia tectónica de las rocas incluyemúltiples episodios de deformación, puede necesitarseuna reconstrucción integral para determinarla orientación relativa del yacimiento almomento de su sedimentación.La mejor resolución vertical de las herramientasde generación de imágenes de microrresistividad ayuda a los petrofísicos a responderpreguntas difíciles sobre tipo y distribución deporosidad, distribuciones de arena‐arcilla, asícomo la correlación y orientación tanto denúcleos (testigos, coronas) de diámetro completo como de núcleos laterales (muestras de pared, testigoslaterales). En general estos registros pueden ser usados para correlacionar los núcleos a las profundidades, ayudar en la caracterización de las facies y procesos diagenéticos, y proporcionar información precisa y detallada para el análisis de las aleocorrientes. También son muy útiles en la interpretación de fracturas en los yacimientos, especialmente en determinar si esas fracturas son naturales y si fueron inducidas durante la perforación. En el análisis de fractura de pozos también es útil este tipo de registros. Debido a la alta resolución de los registros de imagen, es común que puedan proporcionar información del espesor y de la distribución de las capas en una secuencia. Adicionalmente, los registros de imagen pueden ser usados en una gran variedad de entornos geológicos y de perforación, brindando imágenes de alta resolución de la roca y los fluidos en formaciones que van desde carbonatos fracturados a secuencias intercaladas de capas delgadas de arena y lutita (shale). Se identifican dos grandes grupos de registros de imagen: los registros eléctricos de imagen ylos registros acústicos de imagen. 4. REGISTROS DE IMAGEN RESISTIVOS Debido a la creciente demanda de combustibles fósiles, la exploración y el desarrollo dehidrocarburos de yacimientos convencionales y no convencionales están creciendo alrededor delmundo. Sin importar el tipo de hidrocarburos o de yacimiento, la necesidad de tener unaevaluación detallada del yacimiento está llegando a ser cada vez más importante en fin decomprender y maximizar la producción de estos yacimientos. Además de las herramientas deevaluación como la sísmica, evaluación de núcleos y recortes, registros de lodo, registros básicos en hueco abierto, y pruebas de la formación, el rol de las imágenes de microrresistividad se está expandiendo y provee de información crítica para los geólogos e ingenieros igualmente. Numerosos ejemplos en los cuales las imágenes de microrresistividad han dado grandes beneficios para el entendimiento y el desarrollo de reservorios incluyen: ¾ La identificación y caracterización de fracturas en yacimientos de gas profundos y noconvencionales. ¾ La identificación de intercalaciones de gas en yacimientos no convencionales de baja permeabilidad. ¾ La identificación de esfuerzos característicos in‐situ que resultan cuando se perforan pozos cerca o sobrebalance. ¾ Aplicaciones en yacimientos de turbiditas cuando las estimaciones exactas de la proporción de las unidades de arenas finas en las secuencia es vital. ¾ La caracterización de las fracciones de porosidad secundaria en yacimientos de carbonatos vugulares y fracturados. En general las aplicaciones listadas arriba son también caracterizadas por su alto costo deexploración y desarrollo. A pesar de las recientes mejoras en perforaciones profundas,exploración, y técnicas de extracción (las cuales han mejorado el manejo económico de muchosyacimientos), la necesidad de entender estos yacimientos en extremo detalle puede ser ladiferencia entre un prospecto económico o no económico. Por lo tanto una alta resolución en lasimágenes resistivas puede jugar un rol crítico en el sucesivo desarrollo de estos yacimientos. 4.1 Descripción De Las Herramientas De Imagen Resistivas Con el fin de detectar y visualizar características que pueda mejorar el entendimiento del yacimiento, el uso de herramientas de imágenes de resistividad de multi‐botones ha sido empleado desde hace varios años. Estas herramientas son dos descendientes de los dip‐meters; sin embargo su potencia en términos del detalle que estos pueden proveer está bastante mejorada. Las herramientas tradicionales de dip‐meter empleaban botones simples de resistividadempotrados en soportes que están en contacto con la cara del pozo. Las señales de la resistividadresultante que son grabadas permiten por medio de correlaciones obtener característicasestratigráficas alrededor y a través de la cara del pozo. Estos datos cuando se cambian con información direccional de magnetómetros proveen suficiente información suficiente parainterpretar la orientación de cada capa o fractura que intercepta la cara del pozo.Con ladisponibilidad de equipos cada vez más poderosos, más datos de resistividad pueden ser adquiridos añadiendo más botones a cada soporte. Estos datos adicionales son entoncesmapeados en una paleta de color falso y las imágenes de alta resolución de la cara del pozo songeneradas cuando los soportes tocan la formación. Estas imágenes pueden proveer informaciónmás detallada acerca de la roca. En función de proveer una imagen más detallada de la cara del pozo, nuevas herramientas de imágenes han emergido con nuevos diseños que permiten un máximo contacto entre la cara del pozo y el botón o el soporte. En muchos casos estas nuevas herramientas son diseñadas con diámetros relativamente grandes que proveen un máximo con la cara del pozo. Los registros de imágenes de la cara del pozo han sido tradicionalmente usados en estudios de yacimientos para la identificación de estratos deposicionales y la determinación de límites estructurales alrededor del pozo. Las imágenes de la cara del pozo están es segundo lugar con respecto al análisis de núcleos en términos de la habilidad para resolver lasa texturas y estructuras dentro de la unidad. Ellos también pueden identificar cambios en las profundidaes de las formaciones, capturar las características geológicas tanto planares como no planares, y precisión al delinear límites en las formaciones. Consecuentemente, los registros de imágenes de precisión de la cara del pozo pueden proveer al intérprete una riqueza de información única y útil para interpretar texturas y estructuras, fábricas deposicionales y diagenéticas, y evolución estructural y estratigráfica de los yacimientos. Las herramientas de imágenes comúnmente proveen una gran densidad de datos (120 señales por pie en imágenes versus 4 señales por pie de otros registros). Un histograma estándar de ecualización y normalización es aplicado para medir las señales eléctricas, por medio del cual se genera imágenes ecualizadas estáticas y dinámicas que son usadas para observar e interpretar los registros de imágenes en términos de algunas características de las formaciones o superficies en al cara del pozo. Típicamente, las imágenes son coloreadas para representar las lutitas (shale) como oscuros y yacimientos iluminados. Conjuntamente, las imágenes dinámicas y estáticas proveen un medio poderoso para interpretar visualmente las características del yacimiento por la expansión de escalas verticales y por la variación de radios de investigación. Hay diferentes tipos de herramientas de imágenes de microrresistividad disponibles en el mercado de diferentes compañías de servicios. Tradicionalmente las herramientas de wireline son usadas para la adquisición de imágenes después de que el pozo es perforado. El tipo de fluido de perforación es un factor clave en la determinación de la herramienta usada ya que herramientas distintas deben ser usadas para lodos base agua o base aceite. Generalmente hablando, las herramientas diseñadas para lodos base aceite tienen una resolución vertical pobre comparada con las herramientas diseñadas para sistemas de lodo base agua. Las imágenes microrresistivas están también disponibles para aplicaciones de registros mientras se perfora (MWD). Estas herramientas dependen de la rotación de la sarta de perforación y de la rata de perforación que trabajan para obtener una completa cobertura y resolución vertical. En general, la resolución vertical de las imágenes de herramientas mientras se perfora es menor que la de herramientas diseñadas para sistemas de lodo base agua. Sin importar el tipo de herramienta de imágenes o del proveedor (cada proveedor usa diferentes diseños de herramientas, algoritmos y modos de operación) cada herramienta produce imágenes de la cara para el operador y este documento caracteriza la pared de la cara del pozo. 4.2 Aplicaciones De Los Registros De Imagen Resistivos Varias aplicaciones han sido desarrolladas para transformar las características de la pared del pozo en información útil para caracterizar el yacimiento. Como muchas de estas características son geológicas en naturaleza (las rocas, las intersecciones entre las diferentes unidades de rocas, las fracturas, etc.) pueden ser utilizados en las siguientes aplicaciones: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Zonificación estrucutural (por análisis de buzamiento). Interpretación de límites estructurales. Integración del análisis de Curvatura con los registros y datos sísmicos. Caracterización de la fractura, la descripción de la fractura y su distribución. Análisis del régimen de esfuerzos y parámetros geomecánicos. Evaluación de la porosidad secundaria. Determinación del espesor de arena neta. Determinación de la dirección de las paleocorrientes. También puede que otras características de la pared del pozo sean no geológicas, pero también pueden ser interpretadas a partir de un registro de imagen resistivo. Algunos son creados por las tensiones de la perforación, las alteraciones de la pared del pozo causadas por los fluidos de perforación y de extracción de muestras y por operaciones de registros. Un intérprete tiene que tener cuidado en estas situaciones para entender lo que las imágenes están retratando. Algunas de estas características no geológicas como ruptura y fracturas inducidas por la broca y por oleadas de lodo en el sistema en viajes dan una idea distorsionada de la compresión, tracción y las propiedades cortantes de las formaciones. Esta información puede ser utilizada por lo ingenieros de perforación para comprender mejor la estabilidad del pozo y por ingenieros de yacimientos para ayudar en la caracterización de yacimientos, y en la producción y la toma de decisión de la finalización. 4.2.1 Las Aplicaciones En Gas No Convencional Hay una serie de características que diferencian a los yacimientos no convencionales de gas de loso convencionales. Además de las rocas del yacimiento no tradicionales como el carbón, lutita y el granito, una de las características más comunes de los depósitos del gas no convencional es su baja permeabilidad. Esta característica se conoce comúnmente como “tight gas”. Aunque una definición universal no existe para el gas apretado, se supone que una inusual baja permeabilidad para el flujo de gas es una característica de estos yacimientos. Law y Curtis (2002) han definido de baja permeabilidad yacimientos con permeabilidades de menos de 0.1 mD. La Sociedad Alemana de Petróleo y Carbón Ciencia y Tecnología (DGMK) define los yacimientos de gas apretado como yacimientos con una permeabilidad a los gases efectiva promedio de menos de 0.6 mD. En algunos casos, el carbonato y las arenas apretadas puede exhibir permeabilidades matriz in situ de gas menor de 0.1 mD, y los yacimientos ultra apretados pueden tener permeabilidades para gas tan bajas como 0.001 mD. Para que el gas fluya a través de yacimientos no convencionales, la presencia de fracturas naturales puede mejorar enormemente la permeabilidad. El medio más común de fractura natural se da como resultado de la actividad tectónica después de la litificación y el entierro de la roca del yacimiento. Las herramientas microrresistivas de imagen son importantes en la detección y visualización de estas fracturas. Las herramientas de imagen microrresistivas también permiten identificar zonas de gas en yacimientos no convencionales por el reconocimiento de las características de la mancha (smear) de gas. Una mancha de gas se refiere a características blancas en el registro de imagen que es una indicación directa del gas libre en la formación. La causa de la característica altamente resistiva es de una capa de espuma de gas que se desarrolla en la pared del pozo. Esta acumulación de espuma es el resultado de la filtración de gas de la roca de baja permeabilidad. De acuerdo con Eubanks (2008) estas características suelen estar en correlación con incrementos de unidades de gas en el registro de lodo. Por otra parte, estas pequeñas acumulaciones de gas rar vez son exhibidas en lutitas (shale). En muchos yacimientos de gas apretado, el uso de fracturamiento hidráulico se utiliza para aumentar la permeabilidad del yacimiento. La colocación óptima de fracturas se puede determinar si la orientación de la tensión in‐situ se tiene en cuenta cuando el plan de desarrollo del campo y el trabajo de fractura estén preparados. En los pozos perforados casi o completamente sobrebalanceados, las fracturas de tensión in‐situ también se puede identificar con el uso de imágenes microrresistivas. 4.2.2 Aplicaciones En Yacimientos De Turbiditas En muchas obras de turbiditas de aguas profundas es fundamental que un conocimiento detallado del sistema de turbiditas se desarrolle con la finalidad de una subdivisión exacta del intervalo de yacimiento en facies sedimentarias. Esta comprensión se puede lograra mediante el uso de datos de núcleos. Sin embargo, el mayor costo y los intervalos limitados desde el núcleo hacen del uso de datos de alta resolución de imagen microrresistiva una alternativa viable. El uso de estos datos puede dar una idea de la matriz y textura sedimentaria, y la información direccional de alta resolución para la clasificación de litofacies, la comprensión de la dirección del paleotransporte, así como la detección de fallas y discordancias. Otro uso importante es para la detección de finos estratos de arenas que dan lugar a la mejor estimación de conteo de arena neta junto a la utilización de núcleos. Sin estos datos de la imagen el espesor neto de arena es frecuentemente subestimada. 4.2.3 Aplicaciones En Yacimientos Carbonatados Fracturados Y Vugulares. La productividad de los hidrocarburos en yacimientos carbonatados está estrechamente vinculada a la matriz diagenética de las rocas. La comprensión de la distribución de cavidades y fracturas en estos yacimientos mejora la perforación y las prácticas de completamiento. Además, de una mejor comprensión de como es el flujo de fluidos a través del yacimiento puede mejorar la capacidad de recuperación del yacimiento. A través del uso de herramientas de imagen microrresistivas, la textura y la estructura interna de la matriz diagenética de los yacimientos de carbonatos dominados por características de porosidad secundaria puede ser resuelta. Según Chitale, Quirein, Perkins, Lambert y Cooper (2004), las imágenes microrresistivas resuelven mejor estas características que mediante el uso de registros acústicos de imagen en yacimientos carbonatados en el PermianBasin. También encontraron que las herramientas de imágenes microrresistivas a menudo resuelven la estructura interna del tejido carbonato y diagenético mejor que las exploraciones convencionales ópticas del núcleo convencional. El azimut del esfuerzo principal obtenido mediante el análisis del registro de imagen define la máxima dirección de la permeabilidad en yacimientos fracturados. El conjunto de fracturas que está alineado con el esfuerzo horizontal máximo contiene las aberturas de fractura más amplias y domina la dirección de la permeabilidad de la fractura. 4.2.4 Aplicaciones En Yacimientos De Areniscas Para Análisis De Paleocorrientes Los yacimientos de areniscas pueden mostrar diversos tipos de estratificación cruzada que indican la dirección del flujo de corriente en el momento de deposición. Con el fin de reconstruir el ambiente de depósito, predecir las fuentes de sedimentos, y estimar la permeabilidad relativa del yacimiento, es importante conocer la dirección de transporte de sedimentos. Mediante el uso de la imagen microrresistiva, puede ser determinada la información detallada sobre la distribución vertical de la distribución de varios tipos de estratificación cruzada en un pozo. Estos tipos de características de estratificación cruzada se pueden clasificar por sus características en la imagen y los patrones de inmersión. Se pueden identificar los cuatro tipos más comunes de estratificación cruzada: Cóncavo, tangencial, angular e inclinado rizado. Las caídas de estratificación cruzada son fáciles y rápidas de medir con precisión a partir del registro de imagen. La estratificación cruzada cóncava y tangencial son eventos de alta energía. El azimut de los estratos tangencial se puede utilizar directamente como una medida de la orientación del canal. Condiciones de energía baja son representadas por características de estratificación angular como una cresta curva a la ola de arena. En estas condiciones las variaciones de azimut entre la capa cruzada y la tendencia del canal se pude observar por el uso de gráficos estadísticos que identifican las direcciones de flujo prominentes. Los datos interpretados de los datos del registro microresistivo pueden ser integrados con otros datos de registros de pozo y datos sísmicos para permitir un mapeo efectivo de yacimientos de areniscas en el subsuelo. 4.2.5 Caracterización De La Estructura De La Roca Las imágenes del FMI proporcionan información de vital importancia si la estructura de la roca y las características sedimentarias son un factor decisivo de la productividad de la formación. La figura de abajo muestra La siguiente figura muestra la identificación de clastos y de la intercalación arcillosa 4.2.6 Modelamiento Tridimensional Del Yacimiento Una vez que el marco estructural está establecido en la geología y la geofísica, el yacimiento se divide en unidades litológicas, que luego se rellenan con propiedades tales como la porosidad, permeabilidad y saturación de agua para respaldar la simulación del yacimiento. . Los registros de arena‐lutita se pueden derivar de registros comunes de cable y el registro de perforación (LDW) de pozos tanto verticales como horizontales. La distribución de arena‐lutita es proporcionado por la información geológica derivada de imágenes del FMI. Otras variables, como la anchura del cauce y la sinuosidad del canal, se pueden estimar utilizando análogos geológicos basados en el análisis detallado sedimentológico de los datos de la imagen del FMI en relación con otros registros y datos de núcleos. 5. REGISTROS ACÚSTICOS Los registros acústicos de imagen proporcionan información de la pared del hueco y permiten la descripción de varias propiedades del yacimiento por medio de la identificación de características estratigráficas, intervalos de fractura, orientaciones de las mismas, cambios en la porosidad de la roca, litofacies, estratos delgados, análisis estructural y orientación de esfuerzos locales en sitio. 5.1 Principios Físicos De Medida Y Presentación Gráfica Los registros acústicos de imagen consisten de una imagen que abarca los 360º de la pared del pozo circunferencialmente. La herramienta está orientada magnéticamente y el principio de medida está basado en una onda acústica reflejada de la pared del pozo. La presentación gráfica procesada usada a menudo consiste de tres bandas, leídas de izquierda a derecha (aunque pueden existir otras configuraciones); la primera, la del Gamma Ray al lado de la orientación y los buzamientos calculados de las capas y las fracturas; la segunda, una imagen de la amplitud de la onda acústica reflejada; y la tercera, una imagen del tiempo de viaje de la onda para regresar al receptor, los contrastes en la amplitud acústica y el tiempo de viaje son convertidos en escalas de color. Durante el procesamiento de los registros acústicos de imagen acústica y otra del tiempo de viaje calibrado. La amplitud es usada para la interpretación de características geológicas y del yacimiento y el tiempo de viaje es usado para establecer la morfología del hueco, y como datos necesarios junto a los datos de orientación para calcular los buzamientos de las capas y fracturas La amplitud acústica, o reflectancia, la cual es convertida en una imagen de contrastes de colores, puede ser usada en muchos casos como indicador de litología. Las zonas de grandes reflectancias acústicas (amplitudes grandes), tales como arenas y calizas de bajas porosidades, al igual que fracturas llenas de calcita, son presentadas con tonos claros. Por su parte, las zonas de baja reflectancia (amplitudes bajas), tales como las areniscas porosas, las dolomitas porosas (sea intercristalina o vugular) y las fracturas abiertas, son presentadas en colores oscuros. El tiempo de viaje es usado como un caliper de 360º de cobertura y ayuda en la determinación de si las fracturas son abiertas, cerradas o parcialmente selladas. Los colores claros indican tiempos de viaje más cortos, y los más oscuros representan pérdidas de señal, frecuentemente asociados con ensanchamientos del hueco, lavados y fracturas abiertas. En general los instrumentos poseen un transductor acústico de alta resolución que genera pulsos ultrasónicos que se reflejan de la pared del pozo, que se registran como un patrón de reflectancias acústicas de la pared del pozo. El transductor es a la vez transmisor y receptor, el cual puede ser cambiado electrónicamente para la adquisición en varios diámetros de hueco. La selección del tamaño del transductor puede ser optimizado para que se ajuste al tiempo de viaje de la onda en el fluido de perforación. Los registros de imagen acústicos permiten la operación en una gran variedad de fluidos, incluyendo lodos base aceite. Los lodos más pesados, sin embargo, pueden disminuir drásticamente la señal acústica, especialmente si el hueco se ensancha. Excluidores de lodo especiales pueden ser usados para reducir este efecto en la señal producido por tales lodos. La amplitud acústica, o reflectancia, lacual es convertida en una imagen de contrastes de colores, puede ser usada en muchos casos como indicador de litología. Las zonas de grandes reflectancias acústicas (amplitudes grandes), tales como arenas y calizas de bajas porosidades, al igual que fracturas llenas de calcita, son presentadas con tonos claros. Por su parte, las zonas de baja reflectancia (amplitudes bajas), tales como las areniscas porosas, las dolomitas porosas (sea intercristalina o vugular) y las fracturas abiertas, son presentadas en colores oscuros. El tiempo de viaje es usado como un caliper de 360º de cobertura y ayuda en la determinación de si las fracturas son abiertas, cerradas o parcialmente selladas. Los colores claros indican tiempos de viaje más cortos, y los más oscuros representan pérdidas de señal, frecuentemente asociados con ensanchamientos del hueco, lavados y fracturas abiertas. En general los instrumentos poseen un transductor acústico de alta resolución que genera pulsos ultrasónicos que se reflejan de la pared del pozo, que se registran como un patrón de reflectancias acústicas de la pared del pozo. El transductor es a la vez transmisor y receptor, el cual puede ser cambiado electrónicamente para la adquisición en varios diámetros de hueco. La selección del tamaño del transductor puede ser optimizado para que se ajuste al tiempo de viaje de la onda en el fluido de perforación. Los registros de imagen acústicos permiten la operación en una gran variedad de fluidos, incluyendo lodos base aceite. Los lodos más pesados, sin embargo, pueden disminuir drásticamente la señal acústica, especialmente si el hueco se ensancha. Excluidores de lodo especiales pueden ser usados para reducir este efecto en la señal producido por tales lodos. 5.2 Aplicaciones De Los Registros Acústicos 5.2.1 La Caracterización De Los Sitemas De Fracturas Los registros acústicos permiten definir aquellas características del sistema de fracturas que influyen en la productividad del pozo. Se pueden contar como tales características la orientación, densidad, apertura y distribución de las fracturas. Para empezar el análisis del sistema de fracturas con registros de imagen acústicos, la identificación de las fracturas debe ser el primer paso. Las fracturas abiertas suelen aparecer como sinusoides oscuros. Por su parte, fracturas inducidas se extienden frecuentemente a los largo del eje del pozo y a menudo no presentan la apariencia sinusoide de las fracturas naturales. La orientación de las fracturas es un factor importante en el desarrollo estratégico de un yacimiento en donde la permeabilidad está definida por la presencia de fracturas naturales. Por lo tanto, la ubicación de los nuevos pozos estará influenciada por los datos obtenidos de orientación de fracturas. Los pozos direccionales perforados perpendicularmente a la orientación de las fracturas muestran un incremento de las posibilidades de intersectar un mayor número de fracturas y en consecuencia de aumentar la productividad. También es importante identificar las fracturas cerradas o selladas y establecer su orientación. Dichas fracturas representan obstáculos para el flujo de hidrocarburos y también pueden influir en la compartimentalización del yacimiento. 5.2.2 Orientación De Los Esfuerzos Conociendo la dirección de los esfuerzos horizontales (el mayor y el menor) es de la misma importancia que conocer la orientación de las fracturas. Esto también puede tener un efecto en la productividad. Cuando la dirección de la fractura es paralela a la dirección del esfuerzo mínimo, hay una tendencia a que se reduzca la permeabilidad durante la producción porque el esfuerzo horizontal principal tiende a cerrar la fractura durante y después del drenaje. El ensanchamiento espontáneo del diámetro del hueco ha sido observado en imágenes acústicas en yacimientos del terciario y en secciones carbonatadas del cretáceo. Este ensanchamiento permite la determinación del estado de los esfuerzos en los alrededores de la cara del pozo. Las secciones falladas del pozo debidas a esfuerzos cortantes inducidos a partir de grandes concentraciones de esfuerzos son fácilmente detectadas por los registros acústicos de imagen. La relación entre el ensanchamiento espontáneo del hueco y los esfuerzos ha sido establecida por varios investigadores. El hueco se ensanchará en la dirección del esfuerzo mínimo. En los registros acústicos de imagen, esto se manifiesta como dos regiones verticales oscuras, a menudo separadas 180º circunferencialmente y la dirección está en la de la mínima del esfuerzo horizontal. Ocasionalmente, las fracturas inducidas durante la perforación ocurren en la dirección del máximo esfuerzo horizontal. Su apariencia es apreciablemente diferente a la del ensanchamiento del hueco en que son más delgadas, y típicamente orientadas aproximadamente a 90º de los ensanches del hueco. La información del ensanchamiento y de las fracturas inducidas ha sido usada con el objetivo de orientar la perforación de pozos muy desviados u horizontales para reducir el riesgo del colapso del pozo durante la perforación y podría ser usado para el control del peso del lodo para reducir los problemas del hueco. 5.2.3 Estructura Sedimentaria Durante la interpretación de registros de imagen es posible definir características detalladas tales como la estratificación cruzada. La productividad se puede mejorar al conocer estas importantes características geológicas al orientar los pozos perpendicularmente a la dirección de sedimentación de los cuerpos continuos de arena. Investigaciones de A. Boyd han demostrado el efecto de reducción de la resistividad de las lutitas en arenas productoras de hidrocarburos cuando las capas de arena y lutita son delgadas. La influencia de las capas de lutita más conductivas en los registros resistivos tienden a reducir los valores de resistividad de las arenas proporcionando valores erróneamente altos de saturación. Trabajos anteriores de Quinn y Sinha demostraron métodos cuantitativos para corregir estos efectos usando datos de alta resolución de buzamientos. Por su parte, los registros acústicos de imagen permiten la determinación del buzamiento de cada capa de lutita y arena, y demuestra excelente resolución vertical y la densidad de los buzamientos calculados. Además con su barrido de 360º circunferencialmente, se permite la visualización clara de todas las capas, mientras que en los resistivos se requiere establecer correlaciones entre las trazas resistivas, y su visualización no es muy sencilla. 5.2.4 Facies Sedimentarias En formaciones de arena, los registros acústicos de imagen son usados para determinar variaciones de las facies sedimentarias derivadas de diferentes niveles de compactación. Como se mencionó anteriormente, la variación en los colores dentro de la misma litología puede ser usada para definir las facies de acuerdo a la compactación (porosidad) con resoluciones verticales de menos de un pie, permitiendo que el tamaño del hueco permanezca relativamente constante. Los colores más oscuros representan facies que son menos compactas, o más porosas en el caso de las areniscas, mientras que los colores más claros representan zonas más compactas o zonas menos porosas en las areniscas. Esta relación puede también reflejarse en el cambio de textura de las areniscas. Conociendo el área y la relación entre los colores y la compactación de la arena permite la perforación selectiva para la mejora de la productividad asociada con las capas más porosas y permeables. Los intervalos carbonatados también muestran intervalos más porosos con colores más oscuros por medio de la reducción de la amplitud acústica. Esto ha sido correlacionado con los registros de densidad y neutrón para determinar la litología e identificar las zonas más porosas. Adicionalmente, existe excelente correlación en un pozo de estudio entre las zonas más porosas detectadas con los registros acústicos y los registros de producción tomados en el mismo intervalo. El análisis de las imágenes puede también ser usado para establecer cuantitativamente las unidades de flujo más probables. 6. IMÁGENES MICROELÉCTRICAS Esta herramienta permite una observación continua detallada de las variaciones laterales y verticales de la formación. Con ella realmente se “ve” la formación; procesando las corrientes eléctricas registradas por microelectrodos se obtienen las imágenes las cuales lucen como fotografías de núcleos. Las herramientas de imágenes constan de cuatro brazos ortogonales, cada uno con un patín con electrodos que se pasan pegados a la pared del pozo, con los que se registran curvas de microrresistividad, las cuales son procesadas y transformadas en imágenes microeléctricas. La orientación de la herramienta está controlada por un acelerómetro y un magnetómetro triaxiales; con la información de estos, se determina la posición exacta de la herramienta en el espacio, por tanto la de los rasgos geológicos que esta detecta. Cada 0.2” de movimiento del cable, se obtiene un valor de microrresistividad de cada uno de los electrodos, dándole a las curvas resultantes, una gran resolución vertical, que junto a una amplia cobertura perimetral (dependiendo del diámetro del pozo), proporciona imágenes o mapas o mapas de resistividad de la pared del pozo, de buena nitidez y continuidad, en las cuales son evidentes una gran variedad de características texturales y estructurales de las rocas registradas. Para leer las imágenes se establece un código de colores, que indica con tonos claros alta resistividad y tonos oscuros baja resistividad. Las bajas resistividades pueden estar relacionadas con minerales conductores de la electricidad como las arcillas, pirita y también por la presencia de filtrado de lodo no resistivo en fracturas, cavidades de disolución o en cualquier tipo de espacio poroso, oscureciendo la imagen; mientras que las altas resistividades (colores claros) están dados fundamentalmente por las rocas duras. Por esta razón al leer un registro de imágenes es necesario tener bien clara la litología, así como los elementos de los restantes registros corridos a hueco abierto. Los echados de los elementos geológicos planares como: la estratificación, fracturamiento, fallamiento, discontinuidades sedimentológicas (discordancias, estilolitas, etc.) que son los más importantes, se observan en las imágenes como sinusoides. Los estudios de las imágenes de pozos tienen gran importancia desde el punto de vista geológico y son de gran utilidad en los estudios de prospección de hidrocarburos: ¾ Proporciona una metodología para el análisis estructural (determinación de fallas, sistemas de fracturas, etc) ¾ Caracterización de cuerpos sedimentarios (capas delgadas, laminaciones, tipo de estratificación, etc.) ¾ Posee sensores de alta resolución que permiten resaltar la textura de las rocas. ¾ Permite realizar una evaluación de la porosidad secundaria (fracturamiento, barreras impermeables, disolución, entre otras) ¾ Sienta las bases para el establecimiento de estudios sedimentológicos 6.1 Microbarredor De Formaciones (FMS) Esta herramienta consta de 4 brazos articulados en cada uno de los cuales hay un patín de goma con 24 microelectrodos, que se corren simultáneamente, pegados a la pared del pozo, con lo cual se obtienen 96 curvas de microrresistividad. Las cuales son procesadas obteniéndose la imagen de la pared del pozo, en la cual se aprecian claramente la litología, cambios estructuro faciales y eventos tectónicos tales como pliegues, fallas y fracturas, a los cuales es posible determina el ángulo y azimut de los mismos. 6.2 Microimagenes De La Formación (FMI) Es una herramienta más avanzada que la anterior, constituye la última generación de la serie de imágenes eléctricas. Esta herramienta tiene un diseño muy similar al FMS descrito anteriormente; en este caso, a cada uno de los brazos se la ha añadido un alerón (flap) con 24 microelectrodos, con lo que se logra una mayor cobertura del caño del pozo ( 80% en un agujero de 8.5”), con lo que se logra una mayor resolución y por tanto, más información, con mayor grado de detalle que en la anterior. 6.2.1 Registro FMI en lodos no conductivos Hasta hace un tiempo los ingenieros que utilizan imágenes micro‐resistivas de la pared del pozo para una mejor evaluación de las formaciones, han tenido opciones limitadas en ambientes de lodos sintéticos y a base aceiteLos sistemas de lodo base aceite se desarrollaron para mejorar el desempeño durante la perforaciónrespecto de sus contrapartes baseagua. Las mayores velocidades de penetración yla mejor estabilidad del pozo, la inhibición delas lutitas y la mejor lubricidad que ofrecen losfluidos base aceite, con frecuencia, los conviertenen la única opción técnica y económica viablepara aplicaciones exigentes tales como lasde los pozos de alcance extendido, los de aguasprofundas, y los pozos de alta temperatura y altapresión.Los ingenieros y geocientíficos, a menudo,usan imágenes de microrresistividad para comprenderlas características de los yacimientos ypara evaluar la capacidad productiva de uncampo. Históricamente, los fluidos de perforaciónbase agua eran la única opción para obtenerregistros de imágenes de la formación dealta calidad mediante técnicas de microrresistividad.La baja resistividad del lodo, del revoquede filtración y del filtrado de los fluidos de perforaciónconductivos base agua, permite el retornode una señal eléctrica potente desde la formación,generando en consecuencia registros demayor claridad. Por otra parte, el fluido contaminadocon petróleo, el revoque de filtración y elfiltrado de los fluidos convencionales de emulsióninversa—agua en una fase continua depetróleo—crean una barrera resistiva que bloqueala corriente eléctrica, lo cual da comoresultado una imagen con defectos. En respuesta a tal dilema, M‐I L.L.C. ySchlumberger se embarcaron en un programade investigación de cinco años que llevó al desarrolloconjunto del fluido de perforación baseaceite conductivo, el sistema SIGMADRIL. El lodoSIGMADRIL emplea una fase continua eléctricamenteconductiva que produce lodo, revoque defiltración y filtrado conductivos. El resultado esun fluido que brinda las características dedesempeño de la perforación de los lodos baseaceite, con la calidad de adquisición de registrosde la formación de un fluido de perforaciónbase agua. El ambiente de pozo conductivo producidopor este nuevo lodo permite generar lasimágenes de microrresistividad de alta calidadque normalmente se asocian con los sistemas delodo base agua. Pruebas extensivas realizadasen el pozo de pruebas de Schlumberger enMeaux, Francia, ayudaron a producir un sistemade lodo que se ajusta de manera ideal a las operacionesdel generador de Imágenes Microeléctricasde Cobertura Total FMI (izquierda).El sistema contiene un paquete de químicospatentados y registrados que hacen que la fasecontinua de petróleo sea conductiva sin desestabilizarla emulsión. El sistema está formuladopara una filtración mínima mediante la incorporaciónde un paquete exclusivo de control de filtración que contiene un aditivo polimérico solubleno acuoso y un aditivo de ésteres líquidos.Las propiedades del fluido de perforaciónSIGMADRIL son idénticas a las de un típico sistemabase aceite o sintético, salvo por su conductividadeléctrica que permite el uso deciertos dispositivos de resistividad. El sistema se desplegó por primera vez en unpozo altamente desviado en el sector noruegodel Mar del Norte, donde el objetivo primarioera obtener datos geológicos detallados, incluyendoechados estructurales y sedimentarios,así como información sobre fallas y fracturas. Seescogió la herramienta FMI como el único dispositivocapaz de proveer los resultados de resolucióny cobertura perimetral del pozorequeridos con el mínimo riesgo para la calidadde los datos. La sección de interés, sin embargo,contenía lutitas altamente reactivas que hacíanextremadamente riesgosa la perforación con unsistema de fluidos base agua, con el probableresultado de la pérdida del pozo.El operador desplazó el sistema original delodo con fluido SIGMADRIL en la sección de interésde 81⁄2 pulgadas de diámetro y lo utilizó paraperforar hasta una profundidad final de 4755 m[15,599 pies]. El lodo SIGMADRIL demostró ser unsistema de fluido estable y de fácil mantenimiento,que se comportó como cualquier otrofluido de perforación base aceite de alta calidad. 7. BIBLIOGRAFIA • Schlumberger Well Service: 1978, Houston, Texas. Fundamentos de la Interpretación de Perfiles. • WEC: 1997, Venezuela. Evaluación de Pozos. • Falla Villegas, EliasJhon: 2004 Lima, Perú. Interpretación de registro de pozos de petróleo. • OilfieldReview, Primavera 2002, Houston, Texas. Imágenes claras con lodos no conductivos.
