20 Oilfield Review

Confrontando el intrincado tema de los carbonatos

Wayne M. AhrUniversidad A&M de TexasCollege Station, Texas, EUA

David AllenAustin BoydRidgefield, Connecticut, EUA

H. Nate BachmanTony SmithsonSugar Land, Texas

E. A. (Ed) ClerkeSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Kais B. M. GzaraDhahran, Arabia Saudita

John Kenneth HassallAbu Dhabi Company forOnshore Oil Operations (ADCO)Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Challa R. K. MurtyHisham ZubariBahrain Petroleum Company (BAPCO)Manama, Bahrain

Raghu RamamoorthyAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Amy Andrews, Karen Glaser, Ralf Heidler, Martin Isaacs y Jack LaVigne, Sugar Land, Texas, EUA; Bill Batzer y Claude Signer, Ridgefield, Connecticut, EUA;Tim Diggs, Shell International Exploration and ProductionInc., Houston, Texas; Nick Heaton, La Haya, Países Bajos;David C. Kopaska-Merkel, Servicio Geológico de Alabama, Tuscaloosa, Alabama, EUA; Bill Murphy y Bruce Ward,Earthworks LLC, Sandy Hook, Connecticut; Richard Netherwood, El Cairo, Egipto; y Rachel Wood, Cambridge,Inglaterra.CMR (herramienta de Resonancia Magnética Combinada),ELANPlus (Análisis Elemental de Registros), FMI (herramientade generación de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal), GeoFrame, MDT (Probador Modular de la Dinámica dela Formación), MRF (herramienta de Caracterización de Fluidos por Resonancia Magnética), MRX (herramienta deResonancia Magnética eXpert), Platform Express, proVISIONy Well-ID son marcas de Schlumberger. Windows® es unamarca registrada de Microsoft Corporation.

Dada la heterogeneidad de los yacimientos carbonatados en todas las escalas, a los

especialistas les resulta difícil lograr consenso en lo que respecta a las descripcio-

nes de estos yacimientos. La simplificación de los esquemas de clasificación de

rocas facilita las interpretaciones y ofrece un marco de gran utilidad para las deci-

siones relacionadas con el manejo de yacimientos; sin embargo, la simplificación no

basta. Los avances sostenidos que han tenido lugar en la tecnología de adquisición

de registros de pozos, las aplicaciones rigurosas del análisis petrofísico, la valida-

ción de las técnicas petrofísicas que utilizan núcleos y las sofisticadas técnicas

probabilísticas han posibilitado una mayor compresión de las rocas carbonatadas.

A pesar de la gran cantidad de hidrocarburos quealbergan, los carbonatos poseen mala reputaciónpor las interrelaciones complicadas o inexisten-tes que exhiben entre la porosidad, la permeabi-lidad y otras propiedades de los yacimientos. Lacomprensión de las interrelaciones que puedenexistir constituye un desafío importante en lacaracterización de yacimientos carbonatados.Históricamente, las compañías operadoras y lascompañías de servicios han intentado crear solu-ciones completas para los análisis petrofísicos delos carbonatos, sólo para ver invalidados susesfuerzos por la realidad que plantea la hetero-geneidad extrema de los sistemas porosos. Enconsecuencia, las compañías de exploración yproducción (E&P) han tenido que confrontar losdesafíos presentados por la producción en yaci-mientos carbonatados con información bastantealejada de la ideal.

En los últimos años, los científicos e ingenie-ros han aplicado numerosas técnicas para tratarde comprender los yacimientos carbonatados. Laausencia permanente de un procedimiento uni-versal para resolver todos los problemas no sedebe a la falta de esfuerzo. Independientementede ello, siempre persiste un obstáculo importan-te: una técnica determinada quizás no resulteadecuada para todas las escalas de investigaciónpertinentes; lo que funciona en un pozo proba-blemente resulta inapropiado en otros; o en elresto de un campo petrolero. La heterogeneidad

de los sistemas porosos carbonatados dificulta engrado extremo la predicción de la permeabilidad.No obstante, la situación dista de ser desalenta-dora.

Durante los años transcurridos desde la últi-ma vez en la que el Oilfield Review examinó endetalle los yacimientos carbonatados, el objetivode las compañías de E&P no ha cambiado: sudeseo es descubrir y producir hidrocarburos conla mayor seguridad y eficiencia posibles.1 A esca-la de pozo, esto conlleva la evaluación de forma-ciones y la optimización de las operaciones determinación de pozos. A escala de yacimiento, lacaracterización rigurosa de los yacimientosayuda a las compañías a mejorar la producción yoptimizar la ubicación de pozos nuevos.2 En loque respecta a las rocas carbonatadas, estas tare-as son más fáciles de expresar que de ejecutar.

En este artículo, examinamos métodos inno-vadores para encarar los desafíos asociados conla caracterización de yacimientos carbonatadosde todo el mundo. Además, introducimos unasonda de resonancia magnética nuclear (RMN)de última generación, cuyas múltiples profundi-dades de investigación permiten mejorar lacaracterización del contenido de fluidos.También analizamos cómo los datos nuevos delos yacimientos carbonatados ayudan a los cien-tíficos e ingenieros a comprender los sistemasporosos carbonatados y cómo este conocimientoestá guiando el desarrollo de nuevos métodos de

Verano de 2005 21

interpretación de mediciones de RMN. Sinembargo, primero revisamos brevemente la geo-logía de los yacimientos carbonatados y las pri-meras técnicas de interpretación.

Menos minerales, más complicacionesLos yacimientos carbonatados contienen más deun 60% del petróleo remanente de todo el mundopero la producción de estos hidrocarburos puederesultar extremadamente dificultosa (derecha).

A diferencia de los yacimientos siliciclásticos,que se forman a través de la erosión y el trans-porte de materiales de las rocas existentes, losmateriales que conforman las rocas carbonatadasse desarrollan fundamentalmente por actividad

biológica y, en menor medida, a través de la preci-pitación inorgánica. Los orígenes biológicos demuchos depósitos carbonatados limitan su pre-sencia a lugares con temperaturas de agua y otrascondiciones de sustentación de la vida específicas.

1. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

2. Para obtener más información sobre tecnologías de estimulación y adquisición de registros durante la perfo-ración (LWD, por sus siglas en inglés) de avanzada, enrocas carbonatadas, consulte: Al-Anzi E, Al-Mutawa M,Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O,Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F,Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D: “Reac-ciones positivas en la estimulación de yacimientoscarbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 30–47.Alvarado RJ, Damgaard A, Hansen P, Raven M, Heidler R,Hoshun R, Kovats J, Morriss C, Rose D y Wendt W:“Registros de resonancia magnética nuclear adquiridosdurante la perforación,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoñode 2003): 40–51.

> (Fotografías, cortesía de T.N. Diggs.)

Arrecife Carbonatos de plataforma continental

Carbonatos de aguas profundas Provincias de carbonatos petrolíferos

60°N

40°N

20°N

0°N

20°S

40°S

60°S

> Distribución de yacimientos carbonatados. Las rocas carbonatadas albergan numerosos barrilesde petróleo y muchos años de reservas, el mayor volumen de las cuales corresponde a Medio Oriente.Las más espectaculares son las acumulaciones situadas en Arabia Saudita, donde se espera que laproducción proveniente de los yacimientos carbonatados se mantenga durante varias décadas.

Además, los organismos productores de carbona-tos evolucionan, lo que agrega complejidad alestudio de los carbonatos.3

La mineralogía de las rocas carbonatadas esrelativamente simple y exhibe un predominio de mi-nerales de calcita [CaCO3], dolomía [CaMg(CO3)2]y evaporita, tales como la anhidrita [CaSO4] y elyeso [CaSO4

. 2H2O], y menos arcilla que las rocassedimentarias siliciclásticas. El sepultamientopodría preservar el carbonato de calcio en el lugaren el que se formó, o el material podría ser erosio-nado o lixiviado, transportado en forma de granoso en solución, y depositado en otro lugar por elagua en movimiento o la reprecipitación. Lasvariaciones físicas, biológicas y químicas crean

texturas y fábricas de rocas heterogéneas durantey después de la depositación, destruyendo a menu-do cualquier relación comparativamente simpleque pudo haber existido entre los atributos sedi-mentarios, la porosidad y la permeabilidad.

La susceptibilidad de los minerales carbona-tados al cambio químico una vez removidos, oincluso mientras se encuentran dentro, delambiente de sedimentación indica que los proce-sos diagenéticos son más significativos en lasrocas carbonatadas que en sus contrapartes sili-ciclásticas.4 Estos procesos afectan las rocascarbonatadas en escalas que varían entre micro-nes y kilómetros y normalmente modifican losdiámetros y las formas de los espacios entre poros.

La deformación, tal como el fracturamiento,puede modificar la permeabilidad y la porosidad.Los procesos de disolución forman cavernas, fosasde hundimiento y otros rasgos que se conocencolectivamente como modelo cárstico, lo que tam-bién afecta las propiedades de los yacimientos.

La elaboración de modelos de yacimientos y laspredicciones realistas dependen de la compren-sión de los procesos que crearon o modificaron lasformaciones carbonatadas y de la medición de laspropiedades de las rocas con niveles de resoluciónadecuados.5 Para el desarrollo de modelos y la pre-paración de predicciones, es crucial considerarque los procesos geológicos que modifican losporos pueden producirse en forma reiterada.6

22 Oilfield Review

> Clasificación de la porosidad de los carbonatos. Un esquema de clasificación desarrollado por Ahr destaca el origen de laporosidad—depositación, diagénesis o fracturamiento—para distinguir las rocas carbonatadas (centro). La porosidad deposi-tacional representa el espacio que queda entre los granos, tal como los ooides de la micrografía electrónica de barrido (extremosuperior), los fragmentos de esqueletos y otras partículas. La porosidad diagenética, con relleno de epoxi azul en una seccióndelgada de caliza dolomitizada (izquierda), puede ser el resultado de procesos de cementación, compactación, disolución, re-cristalización o reemplazo. La porosidad por fractura puede producirse en más de una escala, como lo muestran al menos dosgrupos de fracturas en la fotografía del afloramiento (extremo inferior derecho). Entre los miembros extremos existe una varie-dad infinita de tipos de poros híbridos. (Fotografías de ooides y fracturas, cortesía de Wayne Ahr; fotografía de la porosidadintercristalina, cortesía de David C. Kopaska-Merkel).

Depositación

Híbrida 1

Híbrida 2

Híbrida 3

FracturaDiagenéticaReducida

CompactaciónCementaciónReemplazo

La diagénesis incide en el

comportamientofrágil

El carácter depositacionalincide en las fracturas

Aspectos dedepositacionales

dominantes

MejoradaDisoluciónReemplazoRecristalización

Porosidad, %Tamaño y formaSistema de vacuolasseparadasSistema de vacuolasen contacto

0.5 mm

0.5 m

Aspectosdiagenéticosdominantes

1 mm

InterparticularIntraparticularFenestralResguardoArrecife

IntraesqueletalInteresqueletalVacuolas con estromatactisVacíos construidosRelleno detrítico

Verano de 2005 23

Algunos profesionales especialistas en yaci-mientos carbonatados se centran en una deter-minada escala a la hora de considerar las propie-dades de los yacimientos carbonatados. La esca-la más pequeña involucra la estructura internade la roca, incluyendo los granos de los minera-les, los fósiles y la materia orgánica, así comotambién los tipos y las geometrías de los poros.

La escala intermedia, que varía entre aproxi-madamente un pie y cientos de pies [1 y 100 m],ofrece cierto discernimiento con respecto a lamineralogía, la porosidad, la saturación de losfluidos, la permeabilidad, la continuidad del yaci-miento y los patrones diagenéticos. Los rasgosgeológicos tales como estratificación, vacuolas,estilolitas y fracturas, se observan fácilmente enesta escala.7

A escala de yacimiento, los especialistas secentran en la geometría general y en los límitesde las unidades de flujo del yacimiento, recu-rriendo normalmente a la sísmica, la correlaciónde registros y los ajustes históricos de los datosde producción. Sin embargo, el éxito de las estra-tegias de producción de hidrocarburos dependede la comprensión e integración de los datos; lasinterpretaciones y acciones subsiguientes debenser compatibles en todas las escalas.

El avance reciente logrado en la comprensiónde los yacimientos carbonatados surge, en parte,de la simplificación de la caracterización de lasrocas carbonatadas. En lugar de intentar subdivi-dir las rocas carbonatadas en un número pocopráctico de categorías, los científicos e ingenie-ros están apelando a esquemas de clasificaciónmás prácticos que generan interpretaciones másconfiables de los sistemas porosos, lo que consti-tuye un paso crucial hacia el mejoramiento delmanejo de los yacimientos carbonatados. Las cla-sificaciones que ponen énfasis en el comporta-miento del flujo pueden conducir a una toma dedecisiones más directas durante las operacionesde producción.

Diversos esquemas de clasificación han sidoaplicados a las rocas carbonatadas.8 Los deDunham y Folk son quizás los más conocidos. Laclasificación de Dunham enfatiza las texturasdepositacionales. El sistema de Folk comienzacon los tipos de granos y su abundancia relativa yluego incorpora la textura y el tamaño de los gra-nos. Otros geólogos utilizan clasificaciones quese centran en las propiedades de los poros paraevaluar la calidad del yacimiento.9 A través delestudio cuidadoso de los componentes, las textu-ras y los poros de las rocas carbonatadas, los geó-logos pueden determinar los tipos y la secuenciacronológica relativa de los procesos depositacio-nales, los procesos diagenéticos y la formación defracturas naturales (página anterior).

Otro marco conceptual involucra los distintostipos de rocas petrofísicas descriptos por Archieen las rocas siliciclásticas y carbonatadas.10 Lasrocas que corresponden a un tipo petrofísicocomún poseen atributos comparables tales comoporosidad, permeabilidad, saturación o propieda-des de presión capilar. Estas semejanzas refuer-zan las esperanzas de que el comportamiento delos yacimientos sea similar. Lucia agregó los atri-butos descriptivos de los sistemas porosos, lo quepermitió incrementar la utilidad de los tipos derocas petrofísicas para la predicción de la per-meabilidad en los yacimientos carbonatados, através del enlace de las propiedades describiblesy mapeables de las rocas carbonatadas con losmodelos geológicos para mejorar el análisiscuantitativo en una escala más grande.11

La comprensión de los tipos de poros o lostipos de rocas proporciona una base importantepara los estudios del comportamiento de los yaci-mientos, pero no es suficiente, ni siquiera enyacimientos que no están fracturados. Para pre-decir el comportamiento de los yacimientos, los

científicos e ingenieros están recurriendo a téc-nicas probabilísticas.12 Estas técnicas deberíanayudar a los científicos e ingenieros a cuantificarlas reservas remanentes de los yacimientos yseleccionar las tecnologías necesarias para recu-perar esas reservas, pero con un claro conoci-miento de la incertidumbre asociada con cadaaspecto del trabajo.

Técnicas de interpretación modernasHace algunos años, la incursión prematura de aguadurante la implementación de proyectos de inyec-ción de agua en yacimientos carbonatados indujo alos científicos e ingenieros de Schlumberger a rea-lizar estudios intensivos de las rocas carbonatadas.En contraste con los métodos empíricos adoptadospreviamente, estos estudios se tradujeron en unametodología de interpretación petrofísica para lasrocas carbonatadas que integraba el análisis deregistros con los estudios de núcleos.13 Los investi-gadores desarrollaron este enfoque para cuantifi-car los macroporos y comprender sus conexiones yla permeabilidad.14

3. Kupecz JA, Gluyas J y Bloch S: “Reservoir Quality Prediction in Sandstones and Carbonates: An Overview,”en Kupecz JA, Gluyas J y Bloch S (eds): Reservoir QualityPrediction in Sandstones and Carbonates. Tulsa: AAPG(1997): vii–xxiv.

4. La diagénesis implica la alteración física, química o bio-lógica de los sedimentos para convertirse en rocassedimentarias en condiciones de temperatura y presiónrelativamente bajas, que pueden modificar la mineralogíay la textura originales de la roca. Los sedimentos carbo-natados a menudo comprenden cantidades sustancialesde minerales metaestables tales como la aragonita[CaCO3], que se disuelve fácilmente y es reemplazadapor calcita. Después de la depositación, los sedimentosse compactan a medida que son sepultados debajo desucesivas capas de sedimentos y son cementados porlos minerales que precipitan a partir de la disolución. Losgranos de sedimentos, fragmentos de rocas y fósilespueden ser reemplazados por otros minerales durante ladiagénesis. La porosidad normalmente disminuyedurante la diagénesis, salvo en casos especiales, talescomo la disolución de minerales y ciertos tipos de dolo-mitización.

5. Para ver un análisis sobre la creación de modelos deyacimientos carbonatados más efectivos, consulte: LuciaJ: “Integración de la información petrofísica y geológica:una tarea para los petrofísicos,” Oilfield Review 12, no. 4(Primavera de 2001): i.

6. Ahr WM y Hammel BS: “Identification and Mapping ofFlow Units in Carbonate Reservoirs: An Example from theHappy Spraberry (Permian) Field, Garza County, Texas,USA,” Energy Exploration and Exploitation 17 (1999):311–334.

7. Las estilolitas son superficies entrelazadas serradas,onduladas o dentadas, que se encuentran más común-mente en rocas carbonatadas y ricas en cuarzo quecontienen residuos insolubles concentrados tales comolos minerales de arcilla y los óxidos de hierro. Se creeque las estilolitas se forman por disolución bajo presión,un proceso de disolución que reduce el espacio entre los poros bajo presión durante la diagénesis.

8. Para ver un análisis detallado de los esquemas de clasificación de carbonatos, consulte: Scholle PA yUlmer-Scholle DS: “Carbonate Classification: Rocks andSediments,” en Scholle PA y Ulmer-Scholle DS: A ColorGuide to the Petrography of Carbonate Rocks: Grains,Textures, Porosity, Diagenesis. Memoria de la

Asociación Americana de Geólogos en Petróleo 77.Tulsa: AAPG (2003): 283–302.

9. Ahr WM: “Carbonate Pore Properties as Indices ofReservoir Quality,” Boletín de la AAPG 84, no. 13 (Suplemento, 2000).

10. Archie GE: “Introduction to Petrophysics of ReservoirRocks,” Boletín de la AAPG 34, no. 5 (Mayo de 1950):943–961.

11. Lucia FJ: “Rock-Fabric/Petrophysical Classification ofCarbonate Pore Space for Reservoir Characterization,”Boletín de la AAPG 79, no. 9 (Septiembre de 1995):1275–1300.

12. Feazel CT, Byrnes AP, Honefenger JW, Leibrecht RJ,Loucks RG, McCants S y Saller AH: “Carbonate ReservoirCharacterization and Simulation: From Facies to FlowUnits: Report from the March 2004 Hedberg ResearchSymposium,” Boletín de la AAPG 88, no. 11 (Noviembrede 2004): 1467–1470.

13. Ramakrishnan TS, Ramamoorthy R, Fordham E, Schwartz L,Herron M, Saito N y Rabaute A: “A Model-Based Interpretation Methodology for Evaluating CarbonateReservoirs,” artículo de la SPE 71704, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

14. Los microporos, con diámetros de gargantas de menosde 0.5 micrones, normalmente contienen en su mayorparte agua irreducible y poco hidrocarburo. Los mesopo-ros, con diámetros de gargantas que oscilan entre 0.5 y 5micrones, pueden contener cantidades significativas depetróleo o gas en los poros, por encima del nivel de agualibre (FWL, por sus siglas en inglés). Los macroporos,cuyas gargantas miden más de 5 micrones de diámetro,son responsables de las tasas de producción prolíficasque se registran en muchos yacimientos carbonatados,pero a menudo proveen las trayectorias para la incursiónprematura de agua, dejando en los mesoporos porencima del nivel de agua libre un volumen considerablede petróleo y gas. Para obtener mayor información sobretipos de poros, consulte: Akbar et al, referencia 1. Otros definen a la microporosidad como “los poros cuyas dimensiones son significativamente menores que las que contribuyen a la permeabilidad de la roca.”Para obtener mayor información, consulte: Swanson BF:“Microporosity in Reservoir Rocks: Its Measurement andInfluence on Electrical Resistivity,” The Log Analyst 26,no. 6 (Noviembre a diciembre de 1985): 42–52.

Este tipo de análisis comienza con imágenesde las paredes del pozo, que ayudan a los petrofí-sicos a caracterizar y analizar la porosidad, inclu-yendo las fracturas naturales y el material derelleno de las vacuolas. Dentro de la matriz, otrasmediciones, tales como las de las herramientasde adquisición de registros de RMN indican lascaracterísticas de los volúmenes de poros en lasrocas carbonatadas, que luego los investigadorestrasladan a un algoritmo para determinar la mag-nitud relativa de la porosidad intragranular,intergranular y vacuolar; la integración con lasimágenes de la pared del pozo ayuda a cuantifi-car la fracción vacuolar.15 Por último, estos datosse utilizan para construir un modelo geométricoa partir del cual es posible estimar las propieda-des de transporte de fluidos, tales como la per-meabilidad.

Este enfoque fue verificado utilizando datos denúcleos y datos de registros de Medio Oriente.16 Noobstante, los científicos e ingenieros procuranconstantemente el desarrollo de nuevos enfoquespara evaluar mejor las rocas carbonatadas (véase“Re-inversión de la petrofísica de los carbonatos,”página 1).

Evaluación de las propiedades de los yacimientosLos geólogos, petrofísicos e ingenieros de yaci-mientos podrían optar por diferentes enfoquespara estudiar los yacimientos carbonatados pero,en última instancia, los activos de petróleo y gasson manejados por equipos compuestos por profe-sionales de éstas y otras disciplinas técnicas. Todoslos participantes persiguen un objetivo en común.Para ello, el equipo de trabajo debe compartir lamisma percepción de los problemas inmediatos.

Una característica común de los yacimientoscarbonatados es aquella denominada en formavaga “heterogeneidad” y un error común consisteen intentar abordarla con técnicas desarrolladaspara rocas no carbonatadas. La heterogeneidadno es un problema en los yacimientos carbonata-dos si se encara con la presunción de que existen

diferentes tipos de heterogeneidad, a diversasescalas de investigación, o en diferentes orienta-ciones. Puede existir heterogeneidad en los tiposde granos, texturas y poros, en la distribución delas fracturas naturales y en los efectos diagenéti-cos. Pueden superponerse entre sí diferentestipos de heterogeneidad.

Para apreciar mejor los aspectos fundamen-tales de las rocas carbonatadas, se pueden elabo-rar descripciones con una diversidad de fines asícomo se han desarrollado varios esquemas declasificación de rocas carbonatadas. Por ejemplo,se podría utilizar un esquema de comportamien-to de flujo o un esquema de tipos de poros, perola descripción debería adecuarse a la naturalezay escala del problema. La construcción del fun-damento correcto puede complicarse debido a lapresencia de diferentes tipos de heterogeneidado por la superposición de heterogeneidades.

Independientemente del marco descriptivo, elmanejo efectivo de yacimientos requiere un cono-cimiento global de los parámetros de comporta-miento de interés, tales como permeabilidad,exponente de saturación y eficiencia de desplaza-miento microscópico entre zonas de yacimientodefinidas. Saudi Aramco está trabajando paradesarrollar una comprensión más completa de laeficiencia de desplazamiento microscópico de lossistemas porosos de las calizas del yacimientoArab-D, en el Campo Ghawar. Los sistemas porososde calizas están siendo estudiados en primer tér-mino a través de un análisis exhaustivo de 125muestras de presión capilar por inyección de mer-curio (MICP, por sus siglas en inglés), tomadas delconjunto de datos Hagerty-Cantrell, cuidadosa-mente compilado, y mediante la adquisición de 500curvas de presión capilar más, que forman partedel proyecto Rosetta Stone de la compañía.17

Las curvas de presión capilar son importantespara evaluar el flujo de fluidos en los yacimien-tos.18 El proceso de inyección de mercurio en lasmuestras de rocas es análogo a la ocupación delespacio entre los poros por los hidrocarburos—conocido como drenaje debido al drenaje de la

fase mojante por agua—en el yacimiento.Además, los datos MICP ayudan a los científicose ingenieros a estimar los efectos geométricos delos poros sobre el desempeño del yacimiento.

El método de Thomeer, utilizado por primeravez en Shell en la década de 1960, emplea unamedición obtenida en un laboratorio del volumende mercurio líquido inyectado en una muestra deroca a medida que se incrementa la presiónsobre el mercurio líquido.19 Los datos se presen-tan habitualmente en gráficas del volumen frac-cional aparente ocupado por el mercurio en fun-ción de la presión; la forma de la curva contieneinformación sobre los tamaños de las gargantasde poros y las geometrías de los mismos y lainyección simula la ocupación del espacio entrelos poros por los hidrocarburos. El experimentoemplea aire como fase mojante—en forma aná-loga al agua presente en el yacimiento—y mer-curio como fase no mojante—en forma análoga alos hidrocarburos presentes en el yacimiento—de modo que la información geométrica de losporos es captada sin los efectos de mojabilidadde los fluidos de yacimiento.

En el método de Thomeer, una curva MICPunitaria de un sistema poroso puede ser descrip-ta por una hipérbola de Thomeer caracterizadasolamente por tres parámetros: la porosidad delsistema poroso, el tamaño de la mayor gargantade poros y un factor geométrico de poros querefleja la distribución del tamaño de las gargan-tas de poros. El comportamiento de la presióncapilar de los sistemas porosos complejos esequiparado por la superposición de múltipleshipérbolas de Thomeer. Un programa especiali-zado ejecuta el ajuste interactivo de curvas tipode los datos MICP y el ajuste interactivo de cur-vas tipo de las derivadas de los datos, en formasimilar a los métodos de análisis de presionestransitorias. Este programa permite analizarrápidamente grandes volúmenes de datos MICP,lo que ayuda a los ingenieros y científicos a cap-tar de inmediato la información sobre las geome-trías de poros.20 Los parámetros de Thomeer

24 Oilfield Review

15. Una vacuola es una cavidad, vacío o poro grande pre-sente en una roca. La porosidad vugular normalmente seobserva en rocas con propensión a la disolución, talescomo la caliza, en cuyo caso se la clasifica como porosi-dad secundaria.

16. Ramakrishnan TS, Rabaute A, Fordham EJ, RamamoorthyR, Herron M, Matteson A, Raghuraman B, Mahdi A,Akbar M y Kuchuk F: “A Petrophysical and PetrographicStudy of Carbonate Cores from the Thamama Formation,”artículo de la SPE 49502, presentado en la 8a Exhibición yConferencia Internacional del Petróleo de Abu Dhabi,Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 11 al 14 de noviem-bre de 1998.

17. Cantrell DM y Hagerty RM: “Reservoir Rock Classification, Arab-D reservoir, Ghawar Field, Saudi Arabia,” GeoArabia 8, no. 3 (2003): 435–462.

Clerke EA: “Beyond Porosity-Permeability Relationships—Determining Pore Network Parameters for the Ghawar Arab-D Using the Thomeer Method,” presentado en la 6a Conferencia y Exhibición de Geociencias de Medio Oriente, Manama, Bahrain, 7 al 10 de marzo de 2004.

18. Para obtener mayor información sobre presión capilar,consulte: Wardlaw NC y Taylor RP: “Mercury CapillaryPressure Curves and the Interpretation of Pore Structureand Capillary Behaviour in Reservoir Rocks,” Bulletin ofCanadian Petroleum Geology 24, no. 2 (Junio de 1976):225–262.

19. Thomeer JHM: “Air Permeability as a Function of ThreePore-Network Parameters,” Journal of Petroleum Technology 35, no. 4 (Abril de 1983): 809–814.Thomeer JHM: “Introduction of a Pore Geometrical Factor Defined by the Capillary Pressure Curve,” Actas de Petróleo del AIME (1959): 354–358.

20. Clerke EA y Martin PR: “Thomeer Swanson Excel Spreadsheet and FAQs and User Comments,” presentadoy distribuido en el Taller de Petrofísica de los Carbonatosdel 45o Simposio de Anual de Adquisición de Registrosde Pozos de la SPWLA, Noordwijk, Países Bajos, 6 al 9de junio de 2004.

21. Clerke denominó porositones a estos modos Gaussianosde estadísticas de gargantas de poros tomadas de lossubgrupos de porosidad de la caliza Arab-D. Se anticipaque estos porositones poseen además equivalentes demodos de distribución de cuerpos de poros, denomina-dos porobodones, que facilitarán el análisis de la señalde RMN de los carbonatos. El análisis de los registrosadquiridos en un pozo del yacimiento Arab-D en elCampo Ghawar mostró tres de esos modos en la señalde la herramienta de Resonancia Magnética CombinadaCMR. El cuarto modo está por debajo de la resolución dedecaimiento de tiempo CMR.

Verano de 2005 25

representan un conjunto de datos sumamentecomprimidos y petrofísicamente intuitivos paralas geometrías de poros de los yacimientos, queluego pueden analizarse mediante la aplicaciónde métodos estadísticos.

En las calizas del yacimiento Arab-D delCampo Ghawar, el método de Thomeer está sien-do utilizado para el modelado de la relación pro-fundidad-saturación, la determinación del nivelde agua libre y la evaluación de las geometrías deporos. Todo esto está mejorando los modelos depermeabilidad. Las gráficas de Thomeer, querepresentan el volumen acumulado ocupado porel mercurio versus el radio de las gargantas deporos, se utilizan para describir el sistema de“conducción” general del yacimiento (arriba). Elanálisis de las primeras 125 muestras demostró

que los diversos sistemas porosos complejos delas calizas son combinaciones de sólo tres tipos omodos de sistemas porosos Thomeer simples. Elestudio Rosetta Stone, consistente en 500 mues-tras, indicó un cuarto modo de porosidad. Enconsecuencia, ahora se sabe que un yacimientoque podría haber sido descrito previamentecomo “heterogéneo” se construye a partir de cier-tas combinaciones de subgrupos de porosidad; node una asociación desesperanzadamente compli-cada de rocas yacimiento con diferentes compor-tamientos.21

Mediante la utilización de modelos de siste-mas porosos que incorporan valores de porosidad,permeabilidad, presión capilar y permeabilidadrelativa para cada tipo de roca, Saudi Aramcocontinúa refinando el modelo de yacimiento glo-

bal. Este procedimiento de análisis y construc-ción de modelos ayudará al equipo multidiscipli-nario a ejecutar simulaciones de yacimientos ypronósticos aún más poderosos para el campopetrolero más grande del mundo.

Tecnología de resonancia magnética para la caracterización de fluidosLas técnicas de RMN se utilizan en forma rutina-ria para la evaluación de formaciones carbonata-das. Sin embargo, en comparación con las are-niscas, existen numerosos desafíos propios de lamedición de la porosidad de los carbonatos, laderivación de la permeabilidad y la interpreta-ción de datos de RMN para determinar las distri-buciones del tamaño de poros. No obstante, éstees exactamente el tipo de información que pro-

0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000

Diámetro de las gargantas de poros, micrones

0.01

0.10

1.00

Volu

men

por

oso

incr

emen

tal

100.00 10.00 1.00 0.10

Volumen aparente ocupado por el mercurio

10,000

10

100

1,000

1

100,000

Pres

ión

capi

lar p

or in

yecc

ión

de m

ercu

rio, l

pca Suma de

macroporosidad y microporosidad

tipo 1

Mic

ropo

rosi

dad

tipo

1

Mac

ropo

rosi

dad

tipo

M

2

1M

Sistema poroso trimodalcorrespondiente alyacimiento Arab-D

> Redes de poros en el Campo Ghawar. Los datos de presión capilar por inyección de mercurio muestran un sistema relativamen-te simple de tres tipos de poros en el yacimiento Arab-D del Campo Ghawar (extremo inferior), donde esta vista de las gargantasde poros indica cierta microporosidad de tipo 2. Este sistema poroso aparentemente complejo y heterogéneo puede ser com-pletamente caracterizado sólo por la superposición de tres hipérbolas de Thomeer (extremo superior). El concepto de red de poros vincula las interpretaciones geológicas con los datos de ingeniería de yacimientos para mejorar los modelos deyacimientos para la toma de decisiones.

Antena de alta resolución

Imán de polarización

Antena de alta resolución

Antena principal

DOI múltiples

AntenaImánpermanente

Volumen de la muestra

Cartuchode suministro

de energía

Cartuchoelectrónico

Excentralizador

Sonda yelementos

electrónicos

133.8 pulgadas

89.7 pulgadas

168.5 pulgadas

32.7 pies

curan obtener los especialistas en evaluación deformaciones mediante la tecnología de RMN. Loscientíficos e ingenieros continúan desarrollandoy optimizando las aplicaciones de RMN, especial-mente para la caracterización de fluidos de yaci-mientos. Los avances registrados recientementeincluyen mediciones de la viscosidad y la satura-ción del petróleo para múltiples profundidadesde investigación.22

Las mediciones de RMN muestran las propie-dades de los poros y fluidos en formaciones roco-sas a través de una medición que consta de dosetapas. Primero, en la etapa de polarización, losátomos de hidrógeno se alinean como barrasimantadas a lo largo de la dirección de un campomagnético estático, conocido como B0. Esta pola-rización insume un tiempo característico conoci-do como T1, que depende del medio que rodea alhidrógeno. En la segunda etapa, conocida comoadquisición, los átomos de hidrógeno son mani-pulados por pulsos cortos de un campo magnéti-co oscilante. Se elige la frecuencia de oscilaciónque se ajusta a la frecuencia de resonancia deLarmor, una cantidad proporcional al campomagnético aplicado, B0. Los pulsos hacen que losátomos de hidrógeno roten alejándose de ladirección de B0 y luego roten con un movimientode precesión alrededor de la misma. Los pulsoscorrectamente regulados generan respuestascoherentes, conocidas como ecos, provenientesde los átomos de hidrógeno. Los ecos inducenvoltaje en una antena colocada en un plano per-pendicular a la dirección de B0. Luego de unasola etapa de polarización se pueden generar

proveniente de esta secuencia y su decaimientoes la suma de las señales provenientes de dife-rentes partes de la muestra de fluido, cada unade las cuales decae en un tiempo de relajacióntransversal característico, conocido como T2.Para el caso típico de las rocas humedecidas conagua, los valores de T2 cortos—tasas de decai-miento de la señal rápidas—surgen del agua pre-sente en los poros pequeños o de la presencia dehidrocarburos pesados, mientras que los valoresde T2 largos—tasas de decaimiento de la señallentas—provienen del agua presente en losporos grandes o de la presencia de hidrocarburosmás livianos. Luego, los datos CPMG pueden pro-cesarse o invertirse para cuantificar los tiemposT2 que contribuyeron al decaimiento global juntocon la amplitud, en unidades de porosidad, aso-ciada con cada tiempo T2.

La distribución de T2 es el resultado básico deuna medición de registros de RMN y se presentaen cada profundidad de muestreo como amplitudversus tiempo T2, que habitualmente oscila entre0.3 ms y 3 s. El decaimiento del tiempo T2 puedeser procesado ulteriormente para cuantificar losvolúmenes de poros asociados con los diferentesrangos de T2. Los volúmenes de interés son habi-tualmente el fluido ligado presente en los porospequeños y el fluido libre que se produce fácil-mente desde los poros de mayor tamaño. Se rea-liza una estimación de la permeabilidad utilizan-do una transformada, tal como la transformadade permeabilidad de Timur-Coates o de SDR.24 Elnuevo programa de petrofísica de los carbonatos,que se analiza más adelante en este artículo,implementa una metodología basada en unaserie de estudios de campo. El programa utilizamediciones de RMN, datos de la herramienta degeneración de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI y una interpretación de laporosidad para separar la porosidad en susmicro, meso y macro componentes.25 La nuevaaplicación emplea luego esa separación parareconstruir la permeabilidad.

El conocimiento del volumen de fluido móvily la interpretación de la permeabilidad a partirde una distribución de T2 es sólo el comienzo.Schlumberger ha continuado desarrollando latecnología de RMN para mostrar qué fluidosestán presentes en el volumen de formación queha de ser investigado. La herramienta de Reso-nancia Magnética eXpert MRX es la herramientade adquisición de registros de RMN operada concable de próxima generación (izquierda).26 Entrelas características más importantes de la herra-mienta MRX se encuentran el gradiente delcampo magnético y las frecuencias de operaciónmúltiples.

26 Oilfield Review

muchos ecos, reduciéndose la magnitud de losecos sucesivos a través de un proceso conocidocomo relajación transversal.

En la adquisición de registros de RMN, larelajación está dominada por las interaccionesde los átomos de hidrógeno con su entorno, inclu-yendo los fluidos volumétricos y las superficies deporos, y por la difusión en los gradientes delcampo magnético. El decaimiento de la señal deeco en función del tiempo depende de lasecuencia específica de pulsos. La más común esla denominada secuencia de pulsos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG).23 La señal total

> Herramienta de Resonancia Magnética eXpert MRX. Esta herramienta posee una antena principalmultifrecuencia diseñada para aplicaciones de caracterización de fluidos y dos antenas de altaresolución que proveen información sobre calidad de las rocas y producibilidad.

Verano de 2005 27

Una herramienta de gradiente posee uncampo magnético estático que decrece en formauniforme a medida que se aleja desde la herra-mienta hacia la formación. De este modo, la con-dición de resonancia o condición de Larmor secumplirá en un amplio rango de frecuencias quecorresponden a la medición del hidrógeno a dis-tancias variables con respecto al pozo. Cambiarla frecuencia de operación facilita la adquisiciónde mediciones para profundidades de investiga-ción múltiples (DOI, por sus siglas en inglés). Laprogramabilidad de la herramienta MRX permiteademás obtener mediciones a profundidades demedición múltiples en un solo paso. Los datos ylas respuestas de la herramienta MRX desde lasdistintas profundidades de medición se procesany reportan por separado.

Cada herramienta MRX posee tres antenasincorporadas, dos de alta resolución y una princi-pal. La antena principal opera a frecuencias múl-tiples y se utiliza fundamentalmente para aplica-ciones de caracterización de fluidos. Por ejemplo,los datos provenientes del modo de operaciónmás avanzado, denominado generación de perfi-les de saturación, pueden utilizarse para indicarqué fluidos están presentes en las profundidadesde investigación tanto someras como profundasutilizadas en la secuencia de adquisición de regis-tros. Debido a la excentricidad del modo de ope-ración y el diseño de la antena, las profundidadesde investigación—que oscilan entre 3.8 y 10 cm[1.5 y 4 pulgadas]—se mantienen a lo largo de unamplio rango de diámetros de pozos, tipos delodos y temperaturas. El contraste entre la pro-fundidad de investigación profunda y la profundi-

dad de investigación somera ayuda a los analistasa identificar los problemas de calidad de los datosasociados con pozos rugosos, revoque de filtra-ción e invasión de fluidos porque la percepción delas DOI más profundas habitualmente trasciendeel daño de formación inducido por la perforación(arriba).

La herramienta MRX ofrece ventajas signifi-cativas para la caracterización de fluidos.27 De lostres mecanismos de relajación—la relajación vo-lumétrica, la relajación de superficie y la difusiónen un gradiente—el más fácil de ser controladopor la secuencia de pulsos es la difusión. Median-te la modificación de una serie de secuenciasCPMG estándares, los efectos de la difusión pue-den codificarse sucesivamente en los datos. Lainversión y la subsiguiente interpretación permi-ten asociar los efectos de la difusión con diferen-tes tipos de fluidos, incluyendo gas, petróleo, aguay filtrado de lodo a base de petróleo.

El principal método de interpretación es unainversión del modelo de fluidos, conocido comoCaracterización de Fluidos por Resonancia Mag-nética MRF, o bien una inversión independientedel modelo que genera una correlación bidimen-sional entre la difusión, D, y los datos de T2, cono-cida como mapa D-T2. Ambos métodos, la inver-sión MRF y la interpretación de mapas D-T2, apli-can el modelo de viscosidad componente quecorrelaciona la difusión del petróleo con su tiem-po T2.28 Dado que se conoce la difusión del gas yel agua, se puede obtener una medición cuanti-tativa de los volúmenes de fluidos. Esta informa-ción resulta de utilidad para la comprensión delas formaciones carbonatadas, en las que los flui-

22. Para obtener mayor información sobre técnicas de RMN,consulte: Alvarado et al, referencia 2.Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, CastelijnsK, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R: “Tendencias en registros de RMN,” Oilfield Review 12,no. 3 (Invierno de 2000): 2–21.

23. La sigla CPMG corresponde al ciclo de pulsos de radio-frecuencia diseñados por Carr, Purcell, Meiboom y Gillpara producir ecos y contrarrestar el desfasaje causadopor las inhomogeneidades del campo magnético estático.

24. El método de Timur-Coates para el cálculo de la permea-bilidad se basa en la relación fluido libre/fluido ligadoobtenida de las mediciones de RMN. Al igual que enmuchos cálculos de la permeabilidad, hay un términobasado en la porosidad y un término relacionado con eltamaño de los poros, que en este caso es la relaciónentre el índice de fluido libre (FFI, por sus siglas eninglés) y el índice de fluido ligado (BFI, por sus siglas eninglés). El método SDR, desarrollado en el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger, se basa en lamedia logarítmica T2 de una medición de RMN y el cál-culo incluye un término basado en la porosidad y untérmino relacionado con el tamaño de los poros, en estecaso la media logarítmica T2.

25. Para obtener mayor información, consulte: Hassall JK,Ferraris P, Al-Raisi M, Hurley NF, Boyd A y Allen DF:“Comparison of Permeability Predictors from NMR, Formation Image and Other Logs in a Carbonate Reservoir,” artículo de la SPE 88683, presentado en laExhibición y Conferencia Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 10 al 13de octubre de 2004.

26. Para obtener mayor información sobre la herramientaMRX, consulte: DePavia L, Heaton N, Ayers D, FreedmanR, Harris R, Jorion B, Kovats J, Luong B, Rajan N, Taherian R, Walter K, Willis D, Scheibal J y Garcia S: “ANext-Generation Wireline NMR Logging Tool,” artículode la SPE 84482, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

27. Freedman R y Heaton N: “Fluid Characterization UsingNuclear Magnetic Resonance Logging,” Petrophysics 45,no. 3 (Mayo a junio de 2004): 241–250.

28. Freedman R, Sezginer A, Flaum M, Matteson A, Lo S yHirasaki GJ: “A New NMR Method of Fluid Characterization in Reservoir Rocks: Experimental Confirmation and Simulation Results,” artículo de la SPE 63214, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.

Ventajas de la sonda MRX en rocas carbonatadas

Sintonización automática durantela adquisición de registros

Registros en función de la profundidad continuosSin atascamientos

Gradientes altos de un solo valor Caracterización de fluidosDOI bien definida

Análisis independienteen cada DOI

Interpretación mejoradaNo es afectada por la rugosidad del pozo y el dañode la formación

Adquisición optimizada Respuestas precisas en una amplia gama de ambientes

Imán largo Distribuciones de T1 y T2 robustas en porosgrandes y vacuolas

Programabilidad Desarrollo de nuevos modos

> Ventajas de la herramienta MRX en rocas carbonatadas.

dos múltiples, la mojabilidad, las propiedades desuperficie y los sistemas porosos vugulares plan-tean desafíos para la interpretación de la distri-bución de T2 por resonancia magnética nucleartradicional.

La tecnología MRX es un complemento de laherramienta de RMN existente, la herramienta deResonancia Magnética Combinada. La eleccióndel dispositivo a correr depende de los objetivosde la evaluación de formaciones. Si las respuestasde la herramienta de RMN estándar a una DOIsomera son suficientes, con la opción de la carac-terización de fluidos como un registro estaciona-rio, podría resultar apropiada la tecnología CMR.La sonda CMR es más corta y más liviana, lo queposibilita un despliegue más fácil en la ubicacióndel pozo. Por otro lado, la herramienta MRX pro-vee respuestas para la evaluación de formacionesde las que no se dispone con otras herramientas.En Bahrain, por ejemplo, la caracterización de

fluidos y el análisis de profundidades de investi-gación múltiples con las herramientas CMR yMRX demostró ser esencial para la reevaluaciónde zonas productivas pasadas por alto.

Reevaluación de zonas productivas pasadas por alto en BahrainBahrain Petroleum Company (BAPCO) revaluórecientemente la zona de Aruma del CretácicoSuperior en el Campo Bahrain (arriba). Si bien elcampo fue descubierto en 1932 y ahora contiene

más de 400 pozos productivos, las reservas depetróleo situadas detrás de la tubería de revesti-miento en esta caliza dolomítica fueron pasadaspor alto en favor del petróleo de baja viscosidadpresente a mayor profundidad.29 La viscosidad delpetróleo de la zona de Aruma era consideradaalta, registrándose valores de hasta 20,000 cp,porque las operaciones de perforación previas amenudo indicaban la presencia de brea en dichazona, lo que la tornaba poco atractiva desde elpunto de vista económico.

28 Oilfield Review

29. Para obtener mayor información sobre el Campo Bahrain, consulte: Murty CRK y Al-Haddad A: “IntegratedDevelopment Approach for a Mature Oil Field,” artículode la SPE 81438, presentado en la 13a. Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de 2003.

30. Zubari H, Murty CRK, Ramamoorthy R, Srivastava A yStowe I: “Integrated Visualization and Manipulation ofWell Data for Maximizing Data Value and DeliveringWell-Informed Decisions for a Shallow Tar Formation,”artículo de la SPE 93468, presentado en la 14a Muestra yConferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente dela SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.

Aruma

Mishrif

Aruma

Lutitas azules

Pedregullo

600pies

Lutitas negras

10

0 10km

millas0

BAHRAIN

G o l f o d e B a h r a i n

G o l f o P é r s i c o

Área mostradaen la imagensatelital, arriba ala derecha

400

0 400km

millas0

IRÁNIRAK KUWAIT

ARABIA SAUDITA

YEMEN

OMÁN

QATAR

EMIRATOS ÁRABESUNIDOS

BAHRAIN

Pozo A

Pozo B

Límite de la zonade Aruma

Indicacionesde brea

> Localización y estratigrafía del Campo Bahrain. Descubierto en el año 1932, el Campo Bahrain corresponde a una estructura anticlinal fallada (izquierday extremo superior derecho) de la que actualmente producen más de 400 pozos. BAPCO estudió la producibilidad de la zona de Aruma del CretácicoSuperior (extremo inferior derecho), por mucho tiempo considerada subeconómica, mediante la adquisición de datos de caracterización de fluidos y rocasprovenientes de núcleos y registros.

31. La dolomitización es un proceso geoquímico en el que ladolomía reemplaza a otros minerales. El volumen de ladolomía es menor que el de la calcita, de manera que enciertos casos aislados el reemplazo de calcita por dolo-mía en una roca puede incrementar el espacio entre losporos de la roca. No obstante, es más frecuente que ladisolución producida por los fluidos produzca una reduc-ción de la porosidad.

Verano de 2005 29

Para evaluar en su totalidad la producibilidadde la zona de Aruma, en el año 2001 BAPCOimplementó un estudio detallado que se centra-ba en dos pozos del área central-norte delcampo.30 Trabajando con Schlumberger, BAPCOadquirió en el Pozo A núcleos convencionales yregistros con la sonda integrada de herramientasde adquisición de registros Platform Express ycon las herramientas FMI y CMR para determi-nar la litología, la porosidad, el contenido debrea y la permeabilidad, y obtener una mejor pre-dicción del flujo del yacimiento de Aruma. En elPozo B, perforado en el año 2003, BAPCO adqui-rió los mismos datos, además de los datos MRX(arriba).

Mientras se registraba el Pozo B, el equipo acargo de los activos de la compañía observó que

las muestras de petróleo producido en el lodo deperforación poseían viscosidades de tan sólo 3 cp.El análisis petrofísico cuidadoso incorporó datosde porosidad, litología y núcleos. Las prediccionesde la permeabilidad obtenidas del conjunto dedatos integrados sugerían que la permeabilidadmejoraba con el aumento de la dolomitización.31

Todos los datos—de perforación, registros ynúcleos—fueron integrados utilizando el progra-ma Well-ID, un sistema de entrega de respuestasbasado en Windows y en toda la información dis-ponible. El programa permite que los usuariosintegren y visualicen los datos de registros,núcleos y pruebas, fotografías e interpretacionesen una pantalla, lo que facilita la toma de mejo-res decisiones y la preparación de los datos deentrada para las simulaciones de yacimientos.

Los datos NMR resultaron cruciales para laevaluación petrofísica de la zona de Aruma. En elPozo A, las fotografías de núcleos confirmaron laprecisión de la identificación de la zona de breaen base al registro CMR.

En el Pozo B, las herramientas CMR y MRX sebajaron juntas. En algunas secciones, la pobrecalidad del agujero deterioró la calidad de losdatos de registros con excepción de la carcasaprofunda de 2.7 pulgadas de la herramienta MRX,o volumen, que no fue afectada por el agranda-miento del pozo. El equipo de estudio de yaci-mientos logró evaluar en forma confiable la poro-sidad y el volumen de brea mediante la integra-ción cuidadosa de los datos.

Prof

undi

dad,

pie

s

X,W90

X,X00

X,X10

X,X20

X,X30

X,X40

X,X50

X,X60

X,X70

X,X80

X,X90

X,Y00

X,Y10

X,Y20

X,Y30

X,Y40

X,Y50

X,Y60

X,Y70

X,Y80

X,Y90

X,Z00

X,Z10

X,Z20

6 16pulgadas

Tamaño dela barrena

0 200API

Rayos gammacorregido de

alta resolución

6 16pulgadas

Calibre 26 1

6pulgadas

Calibre 1

0.2 200ohm-m

Resistividad de laformación invadida

filtrada a 8 pulgadas

0.2 200ohm-m

Resistividad somerade alta resolución

0.2 200ohm-m

Resistividad profundade alta resolución

45 -15%

Porosidad CMR total0 5

Factor fotoeléctrico de la formación, deresolución estándar

1.92 g/cm3 2.95

Densidad de laformación, de

resolución estándar

0.3 3,000ms

Media logarítmicade T2

Carril de CMR T2

0 29pies

0.5 5,000ms

Media logarítmica deT2 para la carcasa 4

0 63pies

Distribución de T2 enla carcasa de 2.7 pulgadas

Distribución de T2 en la carcasa 4

0.5 50,000ms

Media logarítmica deT1 para la carcasa 4

0 70pies

Distribución de T1en la carcasa de

2.7 pulgadas

Distribución de T1en la carcasa 4

5E-7 0.0051 E-4 cm2/s

Media logarítmica deDC para la carcasa 4

0 63pies

Distribución delcoeficiente de

difusión (DC) enla carcasa 4

-0.0001 0.0001

EstacionesMRF

1 100cp

Viscosidad delpetróleo parala carcasa 4

1 100cp

0 1pie3/pie3

Visualización FMI

Resistiva Conductiva

N W S E N

Orientación

Hidrocarburosin desplazar

Distribución de DCen la carcasa de

2.7 pulgadas

Viscosidad delpetróleo parala carcasa 1

Dolomía

Calcita

Brea/Bitumen

Hidrocarburodesplazado

Agua sin perturbar

Arcilla

> Registro compuesto del Campo Bahrain. El análisis de registros de alta resolución resultó esencial para la correcta interpretación de un juego de regis-tros completo y de un núcleo del Pozo B. Los datos de rayos gamma, tamaño de la barrena y calibre del Carril 1 muestran la pobre calidad del agujero. Losdatos CMR y MRX aparecen en los Carriles 4 a 8. Los datos de viscosidad del fluido del Carril 8 incluyen mediciones de estaciones CMR y perfiles MRX.En el Carril 9 se muestra una evaluación de formación realizada con el programa de Análisis Elemental de Registros ELANPlus y, en el Carril 10, unaimagen generada con la herramienta FMI.

30 Oilfield Review

La técnica MRF fue aplicada en el Pozo B(arriba). La técnica MRF puede utilizarse me-diante la adquisición de registros estacionarioscon la herramienta CMR; la sonda MRX puedeadquirir datos que caracterizan los fluidos versusla profundidad en el modo de adquisición deregistros continuo. En este caso se efectuaronmediciones en cuatro estaciones con la herra-mienta CMR. Los resultados de la caracteriza-ción de fluidos de ambas herramientas indicaronla existencia de petróleo de viscosidad relativa-mente baja, inferior a 5 cp, además de brea, loque condujo al equipo de estudio a concluir quela zona de Aruma contiene saturaciones econó-micamente explotables de petróleo móvil.

Sobre la base de esta nueva evaluación de lazona de Aruma, BAPCO proyecta realizar opera-ciones de terminación adicionales en este yaci-miento. La compañía seguirá integrando méto-dos de adquisición de registros y enfoques analí-ticos de avanzada para aumentar eficazmente laproducción.

Además de ayudar a las compañías a evaluarmejor los yacimientos pasados por alto, la tecno-

logía de RMN está desempeñando un rol impor-tante en lo que respecta a la evaluación del com-portamiento de zonas individuales del yacimien-to. La identificación de unidades significativasdesde el punto de vista del yacimiento constituyeuna parte importante de la comprensión y predic-ción del desempeño de un yacimiento. Este tipode interpretación trasciende el análisis petrofísi-co estándar ya que traslada una interpretación deun solo pozo a un contexto más amplio, tal comoun marco estratigráfico o un marco estratigráficosecuencial.32 A partir de esta interpretación, lospaquetes sedimentarios pueden agruparsecorrectamente en unidades de flujo o comparti-mientos de yacimientos y los ingenieros de yaci-mientos pueden tomar decisiones sobre la basede toda la información disponible relacionadascon el manejo de yacimientos.

La identificación de unidades significativasdesde el punto de vista del yacimiento se mues-tra promisoria en las rocas carbonatadas petrolí-feras. Las unidades de flujo cuidadosamentemapeadas se incorporan en modelos de yaci-mientos tridimensionales (3D). A partir de estos

modelos, los científicos e ingenieros puedenmejorar el manejo de los yacimientos. Se hanefectuado estudios estratigráficos secuencialesde alta resolución en yacimientos carbonatadosde petróleo de Medio Oriente, donde los investi-gadores están observando que la combinación deregistros de imágenes de la pared del pozo yregistros de RMN constituye una herramientapoderosa para comprender el comportamientode los yacimientos, encarando la problemáticageneral de distinguir entre los diferentes tipos deporosidades presentes en las rocas carbonatadas.

Comprensión del flujo en yacimientos carbonatadosEn el pasado, los petrofísicos trabajaban asidua-mente para estimar la permeabilidad en rocascarbonatadas, desarrollando nuevas técnicas amedida que se disponía de nuevas herramientasde adquisición de registros. Los primeros méto-dos de RMN eran promisorios, pero su utilidad sereducía en zonas de macroporosidad. Los méto-dos sónicos, tales como el método de estimaciónde la permeabilidad de Stoneley, también resul-

> Caracterización de fluidos en el Campo Bahrain. Los colores del mapa de difusión (D) versus el tiempode relajación transversal, T2, (extremo superior izquierdo) indican la magnitud de la porosidad asocia-da con un coeficiente de difusión, o difusividad, y un tiempo T2 dados. Esto puede concebirse como elestiramiento de la distribución de T2 hasta alcanzar una segunda dimensión. Este mapa de difusiónversus T2 indica la presencia de petróleo de baja viscosidad. Las gráficas del extremo inferior izquier-do y del extremo superior derecho son proyecciones del mapa sobre los ejes T2 y D. Los resultados dela interpretación se muestran en el extremo inferior derecho.

Logarítmica de T2, s-2 -1-3 0

-3

-2

-4

-5

-6

-7

D-T2

Med

ia lo

garít

mic

a de

D, c

m2 /

s

Gas

Agua

Petróleo

0.15

0.10

0.05

0

Ampl

itud

rela

tiva

Logarítmica de T2, s

Porosidadtotal

PetróleoAgua

-2 -1-3 0

Distribución de T2 Resultados

φ = 0.228

φgas = 0 Sgas = 0φagua = 0.194 Sagua = 0.852φpetróleo = 0.0337 Spetróleo = 0.148

Viscosidad a partir de T2 = 4.8 cp

0 0.05 0.10 0.15Amplitud relativa

Distribución de la difusión

Med

ia lo

garít

mic

a de

D, c

m2 /

s

-3

-2

-4

-5

-6

-7

Verano de 2005 31

taban de utilidad para la predicción de tenden-cias.33 El análisis de los registros de imágenesproporcionaba un mayor grado de resolución ver-tical y mejores evaluaciones de las fracturas y laporosidad secundaria. Durante un tiempo, lospetrofísicos reconocieron que ciertas combina-ciones de herramientas y registros aportabanmejor información sobre las rocas carbonatadas.Por ejemplo, correr registros de imágenes de lapared del pozo después de adquirir núcleos late-rales constituye una alternativa poderosa pararelacionar los datos derivados de núcleos con losdatos de registros en rocas heterogéneas. No obs-

tante, en ciertas áreas, los especialistas observanque la permeabilidad es difícil de predecir enforma confiable en base a registros y que la reali-zación de pruebas con empacadores y probetas deherramientas tales como el Probador Modular dela Dinámica de la Formación MDT constituye elmejor método de estimación de la permeabilidad.

Los estudios de carbonatos en curso conduje-ron al desarrollo de nuevos programas de petrofí-sica de los carbonatos. El programa de separaciónde la porosidad y análisis de la permeabilidad esuna aplicación del sistema GeoFrame que imple-menta una nueva metodología para los carbona-

tos en base a una serie de estudios de campo lle-vados a cabo en Medio Oriente y en otros lugaresdel mundo en los últimos años. La clasificación dela porosidad se basa en la clasificación de Lucia,al igual que en otros esquemas de clasificaciónampliamente utilizados, como fundamento parala tipificación de las rocas carbonatadas.34

Luego de un exhaustivo análisis petrofísico dela litología, la porosidad y las saturaciones defluidos, las mediciones de RMN de la herramien-ta CMR, la herramienta MRX o los datos del ser-vicio de geonavegación dentro del yacimiento entiempo real proVISION y los datos de la herra-mienta FMI, además de una interpretación de laporosidad realizada con el programa de AnálisisElemental de Registros ELANPlus, son introduci-dos en el paquete de separación de la porosidadpara dividir la porosidad en sus micro, meso ymacro componentes (arriba).35 La aplicación deseparación de la porosidad utiliza luego eseresultado para reconstruir la permeabilidad. Lapermeabilidad se calcula de acuerdo con versio-nes especiales de las ecuaciones del Centro de

32. La estratigrafía secuencial es un campo de estudio en elque los depósitos sedimentarios que constituyen elrelleno de cuencas, denominados secuencias, son inter-pretados en un marco de depositación, subsidencia yeustasia, o variación del nivel del mar, a través deltiempo para correlacionar los estratos y predecir laestratigrafía de áreas relativamente desconocidas.

33. La permeabilidad de Stoneley se refiere a la capacidaddel fluido de desplazarse a través de una roca y se midepor la reducción de la amplitud o el incremento de lalentitud de la onda acústica de Stoneley generada en elpozo. La velocidad y la amplitud de la onda de Stoneleyse reducen debido a la presencia de fluidos móviles enla formación. Físicamente, el efecto puede verse comoun acoplamiento de la energía de Stoneley que da como

resultado una onda de formación conocida como ondalenta. La magnitud de la reducción es una función com-plicada de esta movilidad (o permeabilidad dividida porla viscosidad), las propiedades del fluido de pozo, elfluido de poros y el revoque de filtración, las propiedadeselásticas de la roca y la frecuencia de onda.

34. Lucia, referencia 11.Marzouk I, Takezaki H y Suzuki M: “New Classification ofCarbonate Rocks for Reservoir Characterization,” artí-culo de la SPE 49475, presentado en la 8a Exhibición yConferencia Internacional del Petróleo de Abu Dhabi,Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 11 al 14 de octubrede 1998.

35. Para obtener mayor información, consulte: Hassall et al,referencia 25.

Porosidad totalPetróleo en sitio

0.5micrones

5micrones

Microporosidad Mesoporosidad Macroporosidad

Porosidad pordebajo del valor decorte de T2 corto

Porosidad porencima del valor de

corte de T2 largo

Respuestade T2 de la

herramientade RMN

Respuesta de la

herramientaFMI

No vugular Porosidadvacuolar

Baja AltaParámetro de facies 2(capacidad de flujo)

100%de microporosidad

100%de mesoporosidad

100%de macroporosidad

Baja

Alta

Pará

met

ro d

e fa

cies

1(c

apac

idad

de

alm

acen

amie

nto)

k = 0.35 φ2 (ρT2 LM)2

Rocas carbonatadas con porosidadintergranular (sin macroporosidad)La permeabilidad es controlada porla porosidad y el tamaño promediode poros (granos)

k = 1.0 φ2 [Vmacro/(Vmeso + Vmicro) ]2

Rocas carbonatadas con abundantemacroporosidadPoros bien conectados (gargantas de porosde gran tamaño)La permeabilidad es controlada por laporosidad y el volumen ocupado por lamacroporosidad

100%de microporosidad

100%de mesoporosidad

Clases de sistemas porosos ypermeabilidad de los carbonatos

100%de macroporosidad

> Separación de la porosidad. Los programas de avanzada utilizan las mediciones de T2 obtenidas con la herramienta de RMN y las respuestas de la herra-mienta FMI para distinguir la microporosidad de la mesoporosidad y de la macroporosidad (extremo superior izquierdo). A partir de esto, los científicos eingenieros pueden comenzar a evaluar los aspectos cruciales del comportamiento de los yacimientos, incluyendo la capacidad de almacenamiento y lacapacidad de flujo (extremo inferior izquierdo). Las clases de sistemas porosos que se muestran precedentemente se utilizan en las visualizaciones de lasinterpretaciones estándar.

Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) olas ecuaciones del modelo Timur-Coates paracarbonatos, dependiendo de qué clases de siste-mas porosos hayan sido identificados. El resulta-do final puede adaptarse a las necesidades espe-cíficas como asistencia en la toma de decisionesrelacionadas con la ejecución de pruebas, opera-ciones de disparos o tratamientos de estimula-ción ácida (arriba).

Este programa, utilizado por primera vez anivel comercial por los intérpretes consultoresde Schlumberger a fines de diciembre de 2004,ha sido rigurosamente probado en rocas carbo-natadas. Los petrofísicos de Abu Dhabi Companyfor Onshore Oil Operations (ADCO), trabajandoen conjunto con Schlumberger, obtuvieron medi-ciones de núcleos y utilizaron el programa paracompletar el desarrollo del método.36

Al igual que otras técnicas para evaluar elpotencial de flujo, el método de separación de laporosidad requiere una interpretación calificaday una aplicación juiciosa para obtener resultadosde utilidad. El modelo asume que el tamaño delos cuerpos porosos está relacionado con el tama-ño de las gargantas de poros. En consecuencia, elprograma no fue diseñado para manipular yaci-mientos con predominio de vacuolas separadas

32 Oilfield Review

> Separación de la porosidad en un campo petrolero gigante. Los diferentes tipos de poros se indicanen los Carriles 2, 3 y 4. El resultado final de la aplicación del programa del sistema GeoFrame puedeadaptarse a necesidades específicas como asistencia en la toma de decisiones relacionadas con laejecución de pruebas, operaciones de disparos o tratamientos de estimulación ácida.

X,X50

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Análisis volumétrico

Ilita

Agua ligada

Anhidrita

Calcita

Dolomía

Petróleo

Agua

Hidrocarburo desplazado

Agua desplazada

Prof

undi

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pie

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MicroporosidadMesoporosidad +Macroporosidad

Mesoporosidad +MacroporosidadMicroporosidad

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Macro Meso

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Macro Micro

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Micro Macroo

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Microporosidad

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Análisis defluidos ELAN

Petróleo

Agua

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

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Verano de 2005 33

que no se comunican, fracturas que vinculanporos o poros de gran tamaño conectados porgargantas de poros pequeñas. No obstante, sudesempeño es destacado en yacimientos queposeen macroporos con conexiones entre porosintermedios. La calibración de los resultados dela nueva aplicación con las permeabilidadesmedidas a partir de núcleos o pruebas de forma-ciones es esencial para asegurar la validez de lasinterpretaciones.

En el caso del análisis del yacimiento AbuDhabi, el equipo de interpretación seleccionóinicialmente un pozo con datos extensivos, inclu-yendo datos de núcleos y un conjunto completode registros, de un campo gigante cuyas rocasyacimiento habían sido estudiadas previamenteen forma exhaustiva.37 Al equipo de estudio lepreocupaba particularmente el amplio rango depermeabilidad del pozo—0.1 a 5,000 mD—y lanecesidad de comprender los efectos potencialesde los intervalos de alta permeabilidad sobre laproducción en un proyecto de inyección de aguaactivo. Finalmente, la mejor estimación de lapermeabilidad se obtuvo de la integración de losdatos de RMN con el registro de imágenes de lapared del pozo.

Los profesionales de todo el mundo están par-ticipando activamente en el desarrollo de diver-sas técnicas basadas en registros para la separa-ción de la porosidad y la cuantificación de la per-meabilidad, con el fin de mejorar las estrategiasde terminación de pozos y el manejo de campospetroleros.38 La correcta adaptación de estas téc-nicas según la naturaleza específica de cadacampo o de cada región petrolera constituye undesafío significativo. Por ejemplo, el éxito de unproyecto de recuperación secundaria requiereque los fluidos inyectados barran el yacimientoen forma eficaz en vez de penetrar en un com-partimiento aislado o pasar por alto las reservasalojadas en zonas de alta permeabilidad. Enestas situaciones, es fundamentalmente impor-tante determinar cómo las diferentes rocas car-bonatadas contribuyen al flujo o lo impiden.

Diferentes tecnologías, diferentes modalidades, diferentes discernimientosLos especialistas en carbonatos están desarro-llando diligentemente diversas formas de aplicartanto la tecnología vieja como la nueva paralograr mejores resultados. Por ejemplo, los in-vestigadores del Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge (SCR) están apli-cando técnicas de tomografía computada (TC) yvisualización inmersiva para examinar los gra-nos, cementos y sistemas porosos de las rocasdesde la escala de secciones delgadas hasta la

escala de núcleos de diámetro completo.39 Lasvisualizaciones, en estas diferentes escalas,muestran detalles de la mineralogía, los tipos yformas de granos, las estructuras porosas y lasconexiones entre los poros. El entorno inmersivofacilita la interpretación interactiva de los datosTC y la integración de éstos con otros datos.

Los científicos del Centro de Investigación deCarbonatos Dhahran de Schlumberger en ArabiaSaudita están realizando estudios de aplicacio-nes sísmicas terrestres, geología y petrofísica derocas carbonatadas, dinámica de fluidos y tecno-logías de producción de avanzada. Los yacimien-tos carbonatados de Medio Oriente representanun laboratorio natural superlativo en el que loscientíficos pueden examinar los detalles finos delos poros individuales para evaluar la recupera-ción final de petróleo, las heterogeneidades enuna variedad de escalas que afectan la eficienciade barrido, y los aspectos, a escala de campo, dela ubicación y el diseño de los pozos, así como delmanejo de yacimientos. Sin embargo, el personalprocura trascender la geología local para encararlos problemas con que se enfrentan los especia-listas en carbonatos de todo el mundo, talescomo el desarrollo de descripciones de rocas uni-formes que puedan utilizarse efectivamente porgeólogos, petrofísicos e ingenieros de yacimien-tos, y la concepción de técnicas de evaluaciónpetrofísica en tiempo real para las rocas carbo-natadas.

Seguirán efectuándose estudios de RMN derocas carbonatadas con el propósito de optimizarla evaluación de yacimientos carbonatados me-diante el desarrollo de una imagen más clara deltamaño y la distribución de los poros. Esto podríaconducir a la generación de modelos matemáti-cos o transformadas de permeabilidad de mayorrobustez para los yacimientos carbonatados,pero no contribuirá a satisfacer los desafíos in-mediatos que plantea el manejo de yacimientos,tales como la eficiencia de barrido.

Las técnicas de probabilidades tambiénseguirán desempeñando un rol importante en laestimación de la permeabilidad en los carbona-tos debido a la heterogeneidad de los sistemasporosos. Las predicciones confiables de la per-meabilidad son esenciales para optimizar lasoperaciones de estimulación de pozos y el mane-jo de yacimientos.

Si bien el tema no ha sido abordado en deta-lle en este artículo, la mayoría de los yacimientoscarbonatados contienen fracturas naturales quepueden afectar profundamente el movimiento delos fluidos. El tamaño y la distribución de lasfracturas siguen siendo difíciles de predecir omodelar con la tecnología actual.40 Las rocas car-

bonatadas fracturadas, presentes en el subsueloy en afloramientos, requieren un estudio más pro-fundo para reforzar el conocimiento adquirido apartir de datos tales como registros de imágenes,otros registros y pruebas de pozos, con el fin demejorar la ubicación de los pozos y el manejo delos yacimientos.

La falta de una solución del tipo “talla única”obliga a los científicos e ingenieros a tener encuenta rigurosamente todos los datos, en todaslas escalas.41 Si bien algunos profesionales espe-cialistas en carbonatos optan por concentrarseen un solo atributo que controla el comporta-miento y los aspectos económicos de los yaci-mientos en una localización en particular, talcomo la geometría de poros o la permeabilidad,los estudios integrados basados en tecnología deavanzada están posibilitando un manejo másefectivo de los yacimientos carbonatados de todoel mundo. —GMG

36. Para obtener mayor información sobre predicción de lapermeabilidad con métodos de RMN, consulte: Hassallet al, referencia 25.

37. Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden GM:“Rock Types and Permeability Prediction from Dipmeterand Image Logs: Shuaiba Reservoir (Aptian), Abu Dhabi,”Boletín de la AAPG 86, no. 10 (Octubre de 2002):1709–1732.

38. Para ver un ejemplo de Texas Oeste, EUA, consulte: Xu C,Russell D, Gournay J y Richter P: “Porosity Partitioningand Permeability Quantification in Vuggy CarbonatesUsing Wireline Logs, Permian Basin, West Texas,” artí-culo presentado en el 46o Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 dejunio de 2005.

39. Para obtener mayor información sobre la utilización de técnicas de tomografía computada y visualización inmersiva, consulte: Kayser A, Gras R, Curtis A y Wood R:“Visualizing Internal Rock Structures: New ApproachSpans Five Scale-Orders,” Offshore 64, no. 8 (Agosto de2004): 129–131.

40. Kerans C: “Progress and Potential in Building and Populating 3D Static Models of Carbonate Reservoirs,”presentado en el Simposio de Investigación de Hedbergde la AAPG de Caracterización y Simulación de Yacimientos Carbonatados: De las Facies a las Unidadesde Flujo, El Paso, Texas, EUA, 15 al 18 de marzo de 2004.

41. Para ver un ejemplo de las Filipinas, consulte: Grotsch Jy Mercadier C: “Integrated 3-D Reservoir ModelingBased on 3-D Seismic: The Tertiary Malampaya andCamago Buildups, Offshore Palawan, Philippines,” Boletín de la AAPG 83, no. 11 (Noviembre de 1999):1703–1728.