Evaluación de Formaciones en Campos Maduros

VIII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos
Simposio Evaluación de Formaciones: Expandiendo el conocimiento de las rocas y sus fluidos
EVALUACIÓN DE FORMACIONES EN CAMPOS MADUROS:
RESULTADOS DE LA PRUEBA DE UNA NUEVA HERRAMIENTA DE
DISPERSIÓN DIELÉCTRICA EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE
Isabel Cano Frers, Eduardo Breda1,
Eric Decoster, Laurent Mossé, André Paschier, Hervé Colin2
1: Pan American Energy LLC, Alem 1180, (C1001AAS) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.
2: Schlumberger Argentina, Av. Roque Sáenz Peña 1149, (C1035AAG) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.
abstract
The San Jorge Basin is a major oil producing area of Argentina. Volcanic activity and a continental
environment created complex reservoirs with fresh formation waters that vary laterally and with
depth. Identifying hydrocarbon producing layers becomes a real challenge. Interpreters have used
many different evaluation methods, with disappointing results. This is the motivation behind testing a
new approach: could a dielectric dispersion measurement improve the rate of success in producing
hydrocarbons in these reservoirs?
Dielectric tools are able to measure water saturation independently from salinity, which is determined
in the process. The tool is a new multi-frequency propagation device measuring dielectric dispersion.
Although reading deeper tan previous ones, it remains a shallow device and Patagonia wells are
often deeply invaded. Dielectric water saturation becomes an upper limit of the true virgin zone
saturation and salinity approximates the true formation water salinity. An efficient interpretation model
becomes crucial to a successful interpretation of the measurement
The approach chosen was to compare the water filled porosity from dielectric to a bound fluid volume
from nuclear magnetic resonance and a total porosity from nuclear or other logs, to calculate the oil
filled volume. Given the complex texture of the reservoir, quantifying the irreducible water is essential.
This irreducible saturation is compared to the water saturation from dielectric, to assess if the layer
will produce oil.
A statistical analysis of test results confirms that this approach is promising. Test results are available
on three wells and show that production prediction with dielectric dispersion was correct 71% of the
time. Oil bearing sands were correctly identified 77% of the time. In conclusion, knowing the amount
of oil present in the invaded zone helps in the identification of producible oil zones.
1 Introducción
La Cuenca del Golfo San Jorge se extiende sobre 200.000 km2 de los cuales 70.000 km2 se
consideran tener potencial de reservorio. Es una cuenca de tipo “rift”, intra-cratónica, cerrada
y continental, cubriendo una corteza continental de edad paleozoica. Este basamento se
compone de rocas volcánicas, sedimentarias y piroclásticas, fuente para la posterior erosión y
depositación. Durante el fin del Jurásico y el Cretáceo, la sedimentación era predominantemente
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lacustre y fluvial. Luego, una entrada marina del atlántico causó una discordancia regional
que forma el límite entre Cretáceo y Terciario, sobre la cual los sedimentos continentales y
marinos fueron depositados. Estos depósitos terciarios son el sello superior para los principales
horizontes productores que incluyen las formaciones Mina del Carmen, Comodoro Rivadavia,
Cañadón Seco y Bajo Barreal, todas de edad cretácea. Los sedimentos se componen de lutitas,
areniscas, areniscas tobaceas y de conglomerados. Detritos volcánicos se ven a través de toda la
secuencia y generan muchos horizontes de sedimentos muy finos de los, intercalados con flujos
piroclásticos contemporáneos. Los cuerpos de areniscas son los principales productores de estos
horizontes.
En este ambiente existen múltiples problemas de evaluación petrofísica que se resumen a
continuación:
– Las ecuaciones de saturación son inexactas en aguas de formación de baja salinidad.
– Pequeños cambios de salinidad causan variaciones grandes en resistividad del agua.
– El efecto de la arcilla sobre la resistividad es más importante en bajas que en altas
salinidades y una exacta evaluación del volumen de arcilla es esencial. Algunas arenas y
tobas son radiactivas descartando el registro de rayos gammas como indicador confiable
de arcillosidad.
– Los potenciales electrocinéticos afectan al potencial espontáneo, convirtiéndolo en
indicador de arcillosidad muy pobre.
– Un alto contenido del toba aumenta la resistividad y disminuye a menudo la permeabilidad.
Peor, las tobas están asociadas con frecuencia a la producción de agua.
– Las partículas finas crean un volumen de agua irreducible alto, enmascarando horizontes
producibles.
– Los fluidos de perforación son muy poco salados, y a menudo invaden profundamente la
formación.
Naturalmente, la evaluación de formación convencional basada en el triple-combo, a
menudo, no proporciona suficiente información para determinar exactamente los volúmenes de
fluidos.
Un trabajo inicial (Khatchikian y otros, 1973) enfocado en la densidad, el neutrón y registros
acústicos para analizar la litología de tobas y areniscas tobaceas y para modelar el comportamiento
del exponente m en función del contenido estimado de tobas, muestra que m aumentaba con
un contenido creciente de toba. Una cierta mejora fue obtenida sobre métodos convencionales
de arena-arcilla o multi-minerales pero la dificultad en la obtención de una estimación exacta de
la resistividad del agua de formación y del contenido de arcilla en un ambiente muy fresco puso
límites importantes al método.
204
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Evaluación de formaciones en campos maduros:
Resultados de la prueba de una nueva herramienta de dispersión dieléctrica en la Cuenca del Golfo San Jorge
La introducción de herramientas de inducción tipo “array” mejoró significativamente las
estimaciones de la saturación del agua y su variación radial, gracias a las múltiples profundidades
de investigación (Barber y otros, 1995). Este perfil radial de invasión fue mejorado más adelante
por el sofisticado procesamiento de entropía mínima que resolvía las ecuaciones del maxwell en
un hoyo cilíndrico (Barber y otros, 1998). Paralelamente, a finales de los años 80, el entendimiento
que los registros acústicos podían ayudar a identificar las arenas tobaceas ligeras proporcionó una
valiosa información, y permitió una mejor identificación de los ambientes deposicionales (Breda,
2002).
La aparición de las herramientas de resonancia magnética nucleares comerciales eficientes
(RMN) a mediados de años 90 trajo avances significativos en la evaluación de la formación,
cuando fue establecido que estas nuevas herramientas eran capaces de proporcionar una medida
exacta de la porosidad total y de fluido libre en todos los reservorios de la Cuenca del Golfo
San Jorge, excepto los de granos más finos (Solanet y otros, 1998; Corbelleri y otros, 1996).
El trabajo adicional demostró que las ecuaciones clásicas de la permeabilidad daban resultados
aceptables y pronto el énfasis fue puesto en usar el RMN como herramienta independiente para
caracterización de fluidos. Los primeros trabajos enfatizaron la difusión mejorada (Stinco y otros,
2004) pronto seguidos por la introducción de mediciones sistemáticas del T1, del T2 y de D
o de RMN 3D (Mengual y otros, 2006, González y otros, 2006) y por la generación de mapas
de difusión a profundidades de investigación distintas y exactas. Aunque que esta metodología
representó un avance significativo puesto que proporcionó simultáneamente la saturación de
hidrocarburo independiente de la salinidad del agua de formación, el tipo y la viscosidad del
hidrocarburo, el contenido en agua irreducible y la permeabilidad, tenía sus limitaciones. Éstas
son de orden operacional, puesto que la RMN es intrínsecamente una técnica de perfilaje lenta
y de orden técnico puesto que el RMN tiene una exactitud relativamente baja en volúmenes y
sigue siendo una medida somera aunque algunas herramientas puedan proporcionar hoy RMN de
calidad hasta 4 pulgadas dentro de la formación.
2 Metodología
Cuando la prueba de campo de la nueva herramienta dieléctrica en Patagonia fue inicialmente
planificada, estaba claro para los miembros del equipo que habían trabajado por años en el
ambiente de la Cuenca del Golfo San Jorge que si tal emprendimiento seria significativo, tendría
que apoyarse en experiencia anterior. Discusiones previas establecieron la necesidad de adquirir
un conjunto de registros muy completo, seguido por pruebas de producción sistemáticas de los
pozos registrados. En los últimos años, Pan American Energy ha hecho de la adquisición del
RMN la piedra angular de su perfil de porosidad, y la importancia de conocer la porosidad total
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independientemente de la litología y del fluido ligado ya se ha enfatizado. Esta preferencia por el
RMN trabaja a expensas de la información sobre la litología. En este proyecto, el equipo decidió
adquirir una información de litología completa, incluyendo la espectroscopia de rayo gamma
inducidos como parte del conjunto de registros. La herramienta elegida para medir la densidad
de la formación también proporcionó una micro-resistividad, una medición abandonada en gran
parte en Patagonia debido a la introducción de las herramientas de inducción tipo “array”. Dado el
hecho de que la herramienta de micro-resistividad mide un volumen de formación acorde con el
volumen de formación investigado por la herramienta dieléctrica, esta medida fue reintroducida. La
adquisición del registro sónico fue mantenida como procedimiento estándar, dado la importancia
del perfil acústico para la identificación de tobas. Puntos de presión fueron también adquiridos
aportando datos de movilidad y presiones de formación, vitales para tomar la decisión de fracturar
hidráulicamente dichos reservorios.
2.1 Descripción de la herramienta dieléctrica
La herramienta dieléctrica ya se presentó en detalle previamente (Hizem y otros, 2008,
Mossé y otros, 2009). Los sensores se ubican en una herramienta de patín presionada contra
la formación (Figura 1a). Las antenas que emiten y miden la propagación de los campos están
ubicados de manera simétrica en el patín: el par de
transmisores está situado en el centro y los cuatro
pares de receptores están alineados de lado a lado
de los transmisores (Figura 1b). La disposición
del arreglo de antenas define nueve mediciones
individuales auto-calibradas y simétricas de
la atenuación (AT) y del desfasaje (PS); son
caracterizadas por distintas profundidades de
investigación y polarizaciones.
Figuras 1a y 1b: Esquema de la herramienta y del patín.
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Resultados de la prueba de una nueva herramienta de dispersión dieléctrica en la Cuenca del Golfo San Jorge
Este conjunto de nueve mediciones se registra en cuatro frecuencias distintas de 20 Mhz
a 1 GHz (etiquetado de F0 hasta F3). Debido a la dispersión dieléctrica, las características
electromagnéticas de la formación dependen de la frecuencia. La permitividad relativa ε_r y la
conductividad s [S⁄m] de la formación para cada una de las cuatro frecuencias se derivan de las
mediciones de AT y PS. Estas ocho propiedades electromagnéticas se transforman en propiedades
petrofísicas de la formación.
Este análisis se basa en la inversión de un modelo electromagnético radial seguido por la
inversión de un modelo petrofísico en cada profundidad registrada. El modelo electromagnético
radial consiste en un patín cilíndrico con los dipolos en superficie dentro de un hoyo cilíndrico, y
presionado contra la formación. Un revoque separa el hoyo de la zona invadida formación, según
las indicaciones de la Figura 2.
Figura 2: Modelo electromagnético radial de la formación.
El modelo electromagnético radial relaciona las propiedades de la formación, tanto electromagnéticas como geométricas, con la atenuación y los desfasajes medidos para todos los espaciamientos y frecuencias. Para una frecuencia dada F y el espaciamiento s, el modelo lee:
(1)
donde bh representa el diámetro del pozo y mc el revoque. La inversión de este modelo consiste
en estimar los parámetros electromagnéticos y geométricos que proporcionan las atenuaciones
y los desfasajes medidos para todas las frecuencias y todos los espaciamientos. El esquema de la
inversión se bosqueja en la Figura 3.
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Figura 3: Esquema de la Inversión Radial
Dos inversiones radiales existen para el Dielectric Scanner. En muchas situaciones, es posible
separar los efectos del lodo en el pozo y los efectos del revoque. Los efectos del pozo se corrigen
primero, y luego un modelo radial rápido sin el pozo se utiliza para la inversión radial. La ventaja
de este esquema, llamado procesamiento approx a continuación, es un proceso rápido y una
exactitud razonable en la mayoría de los casos. Sin embargo, cuando el mudcake es grande y/o
el lodo es dulce, tal proceso introduce un sesgo, y se requiere la inversión completa del modelo.
Esto se ilustra en la sección 3.1. La inversión radial proporciona las permitividades relativas y las
conductividades en la zona invadida para las cuatro frecuencias. Modelos petrofísicos relacionan
las propiedades electromagnéticas de un medio y de su dispersión en función de la frecuencia con
las propiedades petrofísicas, tales como la fracción de volumen de agua fw, la conductividad DC
del agua sw y parámetros de textura de la roca. Tal modelo se utiliza para analizar la dispersión
de la permitividad y de la conductividad de la zona invadida y para estimar la porosidad llena de
agua (PWXO_ADT) y la salinidad del agua (FSXO_ADT) en la zona invadida, y, combinada con
una porosidad total, la correspondiente saturación de agua (SWXO_ADT).
2.2 Modelo de Interpretación
El modelo de interpretación se define en dos partes, la parte litho-porosidad y la parte líquidos.
La interpretación de la litho-porosidad utiliza todos los registros disponibles, a excepción
del rayo gamma, en la parte superior de la formación Comodoro Rivadavia, que realmente
no refleja el contenido de arcilla de una manera confiable. Los registros de porosidad usados
incluyen densidad, neutrón y RMN, y los registros de litología incluyen todos los porcentajes
del peso seco proporcionados por la herramienta de espectroscopia de rayos gamma inducidos,
el calcio, el hierro, el sulfuro, el silicio, el magnesio y el aluminio. Ni el potasio ni el sodio
fueron utilizados en el modelo, pues no intentamos distinguir los feldespatos potásicos de los
feldespatos sódicos, para más simplicidad. La elección del modelo fue guiada por la información
publicada sobre la mineralogía en la Cuenca del Golfo San Jorge que reporta la presencia de
cuarzo como el componente principal, seguido por los minerales plagioclasa, feldespato alcalino y
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Resultados de la prueba de una nueva herramienta de dispersión dieléctrica en la Cuenca del Golfo San Jorge
arcilla, incluyendo ocasionalmente pequeñas cantidades de calcita y dolomía (Khatchikian, 1973,
Sacco, 1978). Es esencialmente un modelo que incluye cuarzo y un feldspato genérico, calcita y
una arcilla genérica consistente con la presencia de ilita y de montmorillonita.
Algunos testigos rotados se sacaron en intervalos seleccionados, y mediciones de porosidad
de gas, porosidad RMN, densidad de grano y de CEC se graficaron en la Figura 5. Dado las
complicaciones usuales con la correlación en profundidad, el volumen de formación investigado, y
la preservación del testigo, la coincidencia de hecho es muy buena. Más mediciones de laboratorio
están actualmente bajo proceso y serán incorporadas oportunamente. El buen acuerdo entre la
porosidad de gas y la porosidad RMN en testigo justifica más a posteriori la inclusión de una
medición RMN en el modelo de interpretación de la litho-porosidad.
Una vez definidas la matriz y la porosidad total, el enfoque se puede dirigir hacia la
distribución de los fluidos. La porosidad efectiva se divide entre los fluidos movibles e
irreducibles usando un cutoff de 33 ms en la RMN. Esto es claramente una aproximación,
ya que en Patagonia el petróleo es a veces suficientemente viscoso como para que su señal
se extienda debajo del cutoff de 33 ms. Es importante guardar esto en la mente puesto que la
cantidad de agua irreducible será entonces sobrestimada. No obstante esta cuantificación de la
porosidad de arcilla y la irreducible es crucial para el análisis de una capa de reservorio; puesto
que puede alcanzar más de mitad de la porosidad total. El paso siguiente es derivar la porosidad
llena de agua de la medición dieléctrica. Según lo explicado previamente, esta tarea requiere
una inversión petrofísica de los datos dieléctricos usando un épsilon matriz y una porosidad
determinadas en el análisis anterior de litho-porosidad. También requiere un modelo petrofísico
o “ley de mezcla”, y el que fue seleccionado por ensayo y error es un modelo textural bimodal
que toma en cuenta la dispersión dieléctrica, propuesto originalmente por Kenyon (1983) y
desarrollado más a fondo por Haslund y otros (1996).
El paso final en la evaluación consiste en verificar la consistencia de los volúmenes de
agua obtenidos en la zona invadida comparándolos con las indicaciones proporcionadas por la
resistividad profunda y la metodología usada saca provecho de dos informaciones adicionales
proporcionadas por el análisis dieléctrico en la zona invadida: el factor de formación que
corresponde a un exponente de saturación de valor 2 y la salinidad del agua en la zona invadida.
Ciertamente es errado pensar que esta salinidad de agua reflejará exactamente la salinidad de la zona
virgen, sólo permanecerá sensible a esta en el contexto de la Patagonia, ya que en muchos casos
la cantidad de agua irreducible es realmente muy importante, alcanzando la mitad del volumen
poral disponible. Adicionalmente, el contraste entre la salinidad del filtrado y la salinidad del agua
de formación sigue siendo bajo, en este ambiente del agua dulce. Esto hace que el planteamiento
sea aceptable. No sería el caso si los pozos fueron perforados con lodos salados. Tal como está
implementado hasta la fecha, el método utiliza la ecuación de Archie, que limita su validez a las
capas más limpias.
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Este modelo se resume gráficamente en la Figura 4. Sigue siendo un modelo estático y aunque
la permeabilidad y las movilidades se muestren en el gráfico del resumen final, falta aún un modelo
dinámico completo, que predice la producción por simulación. No obstante, este método tiene la
gran ventaja de poder generar un resultado a pocas horas de haber finalizado el perfilaje del pozo a
evaluar, esto permite tomar decisiones para el momento de realizar el programa de completación.
Figura 4: Modelo de interpretación fluido.
Figura 5: Comparación Corona - Perfil.
2.3 Descripción del Cabezal
Todos los gráficos de interpretación de la formación usan el mismo formato de presentación
que se resume a continuación:
Figura 6: Cabezal de los perfiles.
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Resultados de la prueba de una nueva herramienta de dispersión dieléctrica en la Cuenca del Golfo San Jorge
Pista 1: Control de Calidad del Procesamiento Petrofísico.
Pista 2: Control de Calidad del Procesamiento Geométrico.
Pista 3: Control de Calidad de la Interpretación Petrofísica Dieléctrica.
Pista 4: Salinidad de Ensayos, Salinidad del Lodo (SAL_MUD) y estimación de la Salinidad por
el Dieléctrico (FSXO_ADT).
Pista 5: Factor de Cementación factor (MN_ADT), Épsilon Matriz a partir de la litología (EPSI_
MATR), Calibre y SP.
Pista 6: Saturación Total de Agua Dieléctrica (SWXO_ADT) y Saturación de Petróleo en la Zona
Invadida.
Pista 7: Interpretación con Densidad de Grano (GDEN_Core) y Capacidad de Intercambio
Catiónico (CEC_Core) de Corona.
Pista 8: Espesor del Revoque (H_MC) por Dieléctrico, DSOZ del Densidad y RSOZ del MicroResistividad.
Pista 9: Micro-Resistividad (RXOZ), Micro-Resistividad del Dieléctrico (RXO_ADT) y
Resistividad Profunda después de Inversión por Mínima Entropía (AM90).
Pista 10: Porosidad Total ELAN (PHIT), Porosidad Total Llena de Agua (PWXO_ADT) del
Dieléctrico, Volumen de Agua por Resistividad Profunda (VUWA), Volumen de
Fluido Ligado del RMN (BFV_SH1), Porosidad Sónico (SPHI) y resultados de la
corona: Porosidad al Gas (PGas_Core), Porosidad de RMN (PNMR_Core) y intervalos
perforados.
Pista 11: Dispersión de Épsilon a partir de la Inversión Geométrica Dieléctrica en Múltiples
Frecuencias.
Pista 12: Dispersión de la Conductividad a partir de la Inversión Geométrica Dieléctrica en
Múltiples Frecuencias.
Pista 13: Distribución T2 RMN para SH1 (1,5 in) y T2 cutoff.
Pista 14: Permeabilidad Timur (KTIM), Permeabilidad SDR (KSDR)y Mobilidad del Probador de
Formación (Mob_XPT).
Pista 15: Producción de Agua de Ensayo (QW), Producción Total (QL), Indicador de Gas y
Presión de Formación (Pres_XPT).
3 PROBLEMAS ENCONTRADOS
Como en cualquier campaña de prueba de campo, acontecimientos particulares desafiaron
las habilidades de interpretación del equipo. El primero fue observar que los revoques con un
espesor de un cuarto de pulgada o más, tenían un impacto significativo en la medición; lo que
requería un procesamiento avanzado con modelo completo para obtener una estimación correcta
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de la saturación de petróleo. El segundo fue que la invasión profunda prevista en las capas que
contenían los fluidos ligeros fue acompañada por un lavado completo de la formación durante
los eventos de perforación.
3.1 Revoques Importantes
Para analizar el efecto de revoques espesos, un registro simulado fue creado. El objetivo de
la simulación es demostrar que un proceso completo del modelo patín-en-pozo es necesario para
recuperar la saturación de agua correcta cuando el patín hace frente a un revoque importante.
El registro simulado se hace con intervalos sucesivos y un incremento en el espesor del
revoque. Cada uno de estos intervalos es independiente de sus vecinos. El modelo de la formación
consiste en una arena-arcilla de 20 p.u. con una saturación de agua del 60%.; el pozo tiene un
diámetro de 8.5” y está lleno de lodo base agua con salinidad 5ppk. El espesor del mudcake varía
de 0 a 0.5 pulgadas conforme se profundiza y en cada intervalo de los 2ft, el espesor del revoque
aumenta en 0.02 pulgadas.
Figura 7: Inversión Approx con espesor de revoque
aumentando.
Figura 8: Inversión modelo avanzado con espesor de
revoque aumentando.
Los resultados del procesamiento “Approx” se presentan en la Figura 7. La saturación de agua
se subestima cuando el espesor del revoque exceda 0.25 pulgadas. Se observa que pasa de un 60%
nominal hasta el 40% cuando el espesor del revoque alcanza 0.35 pulgadas la salinidad del agua
“Approx” se sobrestima levemente al igual que el espesor “Approx” del revoque, confirmando las
observaciones del registro. El Rxo reconstruido se mantiene constante, sea cual sea el espesor del
revoque, esto es debido a la estabilización de la dispersión a baja frecuencia. Según lo explicado
en la sección 2.1, una inversión del modelo avanzado soluciona esta situación y los resultados se
presentan en la Figura 8.
Un ejemplo de aplicación real en el campo se muestra en las Figuras 9 y 10; dos capas con
212
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Resultados de la prueba de una nueva herramienta de dispersión dieléctrica en la Cuenca del Golfo San Jorge
un revoque muy espeso se exhiben. La capa superior se ensayo con petróleo de bajo corte de
agua y un poco de gas. Esto es compatible con una saturación de agua estimada del 40% después
de reprocesar. La capa del medio, la más espesa, no fue probada pero se puede interpretar por el
contraste de resistividad como una zona lavada de abajo hacia arriba, a excepción de un intervalo
de 1 pie en el tope de la capa. Esto es compatible con una saturación de agua del 60% calculada
por la inversión del modelo completo.
Figura 9: Inversión Approx en perfiles de campo.
Figura 10: Inversión modelo completo en perfiles de
campo.
3.2 Invasión Profunda y Lavado de Formación Completo
La presencia de invasión profunda estaba esperada desde el instante que la prueba en el
campo fue mencionada por primera vez. Lo qué no se esperaba era que la zona invadida por el
filtrado pudiera ser completamente lavada como para dejar solo rastros del petróleo para medir.
Tales circunstancias, obligan al intérprete a confiar en la resistividad profunda, la cual también
está afectada por la invasión, como se observa en la Figura 11. Pruebas de salinidad en el agua del
ensayo muestran que después de cinco horas de producción, el agua producida sigue siendo una
mezcla de agua de la formación y de filtrado
del lodo. La invasión completa de tal zona
requeriría un período más largo de prueba que
no es económicamente factible, y la prueba fue
finalizada después de que una cantidad medible
de petróleo surgiera en superficie.
Figura 11: Zona petrolífera con invasión profunda.
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4 EJEMPLOS TÍPICOS DE RESERVORIOS
Muchas zonas diferentes de reservorio, en distintas condiciones de saturación fueron encontradas y analizadas durante la prueba en el terreno. Algunos intervalos representativos fueron
seleccionados y se presentan en los párrafos siguientes.
4.1 Zonas de Agua
La herramienta dieléctrica proporciona esencialmente una medida de la porosidad llena de
agua. Por lo tanto está particularmente bien adaptada para la identificación de las zonas de agua
La dificultad que se encontró en la interpretación estaba relacionada con el hecho de que pocas
de las zonas que producen agua no contienen petróleo residual.
Para resolver este caso en particular, la interpretación se ayudo mucho del cómputo de la saturación de agua por Archie, usando la resistencia profunda y la salinidad estimada del agua. Como
se puede ver en las Figuras 12 y 13, la salinidad del agua producida coincide razonablemente bien
con la salinidad estimada por la herramienta dieléctrica la cual es más baja que la salinidad del
filtrado. Éste es un resultado sorprendente que se requiere corroborar en el futuro.
Se asume comúnmente que un equilibrio se establece entre el agua del filtrado y el agua de
formación, incluyendo el agua irreducible, de modo que la salinidad invadida de la zona se convierta en la salinidad de filtrado. Esto es seguramente verdad cuando hay un contraste fuerte entre
la salinidad del filtrado y la del agua de formación.
Probablemente el hecho de que, en el caso de Patagonia, el contraste de salinidad es bajo, de que
las aguas son dulces (baja salinidad) y la baja temperatura reduce la actividad de las soluciones y la
eficacia del proceso. Adicionalmente, la medición rutinaria de la salinidad producida del agua en el
sitio bien puede no tener la exactitud requerida para resolver esta situación. Es nuestra intención utilizar un procedimiento más estricto en el futuro, incluyendo el muestreo por probador de formación
por cable o ensayos de workover con más horas de producción, con el fin de esclarecer este tema.
Figura 12: Zona de Agua, con poco o sin petróleo residual.
214
Figura 13: Zona de Agua con volumen de petróleo residual
significativo.
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Resultados de la prueba de una nueva herramienta de dispersión dieléctrica en la Cuenca del Golfo San Jorge
4.2 Zonas de Petróleo
En zonas de petróleo la dificultad reside en establecer si una zona que contiene petróleo está
a condición de agua irreducible o no; este proceso depende sobre todo de la interpretación del
registro de RMN. La distribución del T2 que aparece en la Figura 14 es fuertemente bimodal,
sugiriendo un volumen importante de agua irreducible y un petróleo relativamente ligero. El
análisis dieléctrico muestra petróleo en la zona invadida, y el análisis usando Archie sugiere que el
hidrocarburo está desplazado. Las pruebas confirmaron un corte bajo de producción de agua, con
salinidades acordes con las de la herramienta dieléctricas.
Figura 14: Zona de Petróleo, cerca de la saturación
irreductible.
Figura 15: Zona de petróleo potencialmente no a saturación
irreductible.
En la Figura 15 la herramienta dieléctrica también identifica el petróleo en la zona invadida en
una capa con poco o inexistente agua irreducible. Asombrosamente, la tasa de producción es baja,
y la saturación profunda no alcanza la saturación irreducible de agua. Dado el aspecto laminado
de esta capa, es posible que una resistividad horizontal subestime la resistividad real de la capa.
4.3 Zonas de Gas
Todas las zonas de gas encontradas durante
la prueba en el campo cayeron en la categoría
de zonas profundamente invadidas, lo que
significa que una separación convencional
del gas sea difícil de detectar, y que una
sola medición dieléctrica, vio rastros de
hidrocarburos residuales en la zona invadida.
Como es usual en la Patagonia, la separación
de las curvas densidad-neutrón, mostrando el
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Figura 16: Zona de Gas.
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típico efecto de gas, es difícil de ver; mientras que la combinación densidad-RMN evidencio
una pequeña separación. Según lo observado en el caso de zonas de petróleo profundamente
invadidas, una saturación profunda tipo Archie todavía proporcionaba una información útil. No
obstante, la separación de zonas de gas de zonas de petróleo ligero presenta un desafío a resolver
en este tipo de ambiente.
5 ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE LOS RESULTADOS
Una vez concluida la campaña, el equipo procedió a una revisión de la producción prevista
contra los resultados de la prueba reales. Esta tarea no fue fácil ya que los ensayos en la Patagonia
contemplan a menudo probar varias zonas en conjunto. Adicionalmente, se suele poner fin a
la prueba poco después de observar presencia de crudo en superficie. La duración de la prueba
es normalmente de 5 horas pero puede alcanzar un máximo de 10 horas. Las correlaciones
de horizontes en pozos vecinos tienen un peso importante en la decisión de cuánto tiempo
se necesita para llevar a cabo la prueba. Para obtener resultados consistentes y significativos, el
equipo decidió, solo incluir pruebas de capas individuales y con caudales superiores a 300 l/hr.
Tipo de
Pozo
Exploración
Desarrollo
Secundaria
Arenas
Ensayadas
3
31
10
Arenas con
Agua
-
74%
100%
Arenas con
Petróleo
33%
86%
42%
Arenas con
Gas
100%
-
-
Resultados
Finales
67%
77%
54%
Tabla 1: Predicciones vs resultados de la pruebas.
Estos resultados son alentadores y justifican que más trabajos se realicen a futuro. Dos razones
justifican este hecho. La primera es que en los primeros trabajos se tuvo un periodo de aprendizaje
muy importante. Dichas evaluaciones se hicieron en el campo, sin aprovechar las experiencias
anteriores. En segundo lugar, los resultados están sumamente influenciados por un pozo destinado
a la inyección de agua y con poco potencial de producción. Nos sentimos confiados que las
lecciones aprendidas aquí pueden mejorar resultados en las evaluaciones futuras.
6 CONCLUSIONES
Una nueva herramienta dieléctrica fue probada en los reservorios complejos de la Cuenca del
Golfo San Jorge en la Patagonia donde, por más de treinta años, las operadoras y las empresas de
servicios han buscado una solución para la evaluación de formaciones que mejoraría de alguna
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Simposio Evaluación de Formaciones: Expandiendo el conocimiento de las rocas y sus fluidos
Evaluación de formaciones en campos maduros:
Resultados de la prueba de una nueva herramienta de dispersión dieléctrica en la Cuenca del Golfo San Jorge
manera la predicción de los ensayos de manera exitosa. Este método tendría que ser altamente
rentable, rápido de adquirir, fácil de procesar y simple de entender mientras se mantenga confiable.
La herramienta dieléctrica ha demostrado ser operacionalmente confiable y rápida, completamente combinable con otros servicios y capaz de entregar resultados de calidad horas después
de perfilar. Diferencia el petróleo del agua, dando resultados claros en zonas de petróleo pesado.
Pero los petróleos livianos y el gas fueron difícil de caracterizar debido a la profunda invasión y el
lavado completo de la formación. Igualmente difícil de resolver fue uno de los pozos que fue perforado para recuperación secundaria y donde las zonas de reservorio están depletadas, la invasión
es profunda y el revoque, importante, requiriendo un procesamiento avanzado y por ende más
tiempo que el procesamiento convencional.
Una estrategia especifica de adquisición de datos fue diseñada incluyendo un análisis dieléctrico de agua, la partición de la porosidad por RMN y su extrapolación a una resistividad
profunda, aunque ciertamente no es infalible, proporciona una descripción más confiable de las
condiciones de reservorio que una técnica triple-combo convencional.
Por lo tanto, el índice de pruebas exitosas llega a ser de hecho mejor que aleatorio. Se piensa
que este planteamiento es prometedor y se espera que en un futuro, pueda ser aplicado de manera
rutinaria, en un contexto de desarrollo donde el conocimiento local es elevado, como en un contexto de exploración en donde la calidad de los datos de perfiles debe compensar la incertidumbre
geológica. Nos sentimos confiados que en una campaña de un alcance más amplio, los resultados
iniciales presentados aquí cumplan con el objetivo de prueba y sean superados por el desarrollo
de los campos maduros.
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