20 Oilfield Review

Evaluación de yacimientos carbonatados

Mahmood AkbarBadarinadh VissapragadaAbu Dhabi, EAU

Ali H. AlghamdiSaudi AramcoDhahrán, Arabia Saudita

David AllenMichael HerronRidgefield, Connecticut, EUA

Andrew CarnegieDhruba DuttaJean-Rémy OlesenCentro de Investigación Conjunto deOil & Natural Gas Corporation y SchlumbergerNueva Delhi, India

R. D. ChourasiyaOil & Natural Gas Corporation, Ltd.Mumbai, India

Dale LoganDave StiefMidland, Texas, EUA

Richard NetherwoodYakarta, Indonesia

S. Duffy RussellAbu Dhabi Company for Inshore Oil OperationsAbu Dhabi, EAU

Kamlesh SaxenaMumbai, India

Se agradece la colaboración en la preparación de este artí-culo a Kamal Babour y Robert Dennis, Al-Khobar, ArabiaSaudita; Tim Diggs, Shell International EP, Houston, Texas,EUA; Jack Horkowitz, Sugar Land, Texas; Fikri Kuchuk y participantes del Primer Foro Anual de Carbonatos de MEA,Dubai, EAU; Chris Lenn, Houston, Texas; T.S. Ramakrishnan y Yi-Qiao Song, Ridgefield, Connecticut, EUA; CharlotteSullivan, Universidad de Houston, Texas, EUA; W. BruceWard, Earhworks LLC, Norwalk, Connecticut.BorTex, CMR (herramienta Combinable de ResonanciaMagnética), CNL (Registro de Neutrón Compensado), ECS(Espectrometría de Captura Elemental), ELAN (AnálisisElemental de Registros), FMI (Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), GeoFrame, Litho-Density (Lito-Densidad),MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),PL Flagship, PS Platform, Q, RockCell, RST (herramienta deControl de Saturación del Yacimiento), RSTPro, SpectroLithy TDT (Tiempo de Decaimiento Termal) son marcas deSchlumberger.

Durante décadas, la evaluación de los yacimientos carbonatados ha sido una

importante prioridad para los investigadores y productores de petróleo y gas, pero

los retos que plantean estas rocas tan heterogéneas parecen ser infinitos. Desde la

exploración inicial hasta las etapas avanzadas de producción, geocientíficos,

petrofísicos e ingenieros trabajan en conjunto para obtener la mayor información

posible de sus datos, para producir el máximo de reservas del subsuelo.

Los yacimientos carbonatados presentan unaimagen de extremos. Los yacimientos pueden sercolosales, aunque sus poros pueden sermicroscópicos (página siguiente, arriba). Lapermeabilidad de la matriz puede ser incon-mensurablemente baja, mientras que los fluidosfluyen como ríos a través de las fracturas. Lastécnicas de evaluación que tienen éxito en losyacimientos de areniscas a veces fallan en losyacimientos carbonatados. Estas variacionescomplican tanto la evaluación de los yacimientoscomo la recuperación de los hidrocarburos. Sinembargo, los investigadores están trabajandopara superar estos problemas, debido a la impor-tancia económica que reviste la producción depetróleo de los yacimientos carbonatados, espe-cialmente en los campos gigantes y súper gigan-tes del Medio Oriente.

Los beneficios potenciales son grandes: alre-dedor del 60% de las reservas mundiales de pe-tróleo se encuentran en los yacimientoscarbonatados, con un enorme potencial de reser-vas de gas adicionales, específicamente en elMedio Oriente. En este artículo, se examinan lasformas de evaluar los yacimientos carbonatadosmediante registros de pozos y de núcleos, con

ejemplos de grupos de investigación y operacionesde todo el mundo (página siguiente, abajo).1 Losmétodos van desde ensayos probados y verificadoshasta ensayos experimentales, y representan unsubconjunto, y no una revisión completa, de las ini-ciativas en curso. Los resultados de las evaluacio-nes a nivel de pozo juegan un papel significativo enel desarrollo de campos a una escala mayor.También se analiza el efecto de estos resultadosen las iniciativas de investigación en curso.

¿Por qué tanta confusión con los carbonatos?Las rocas sedimentarias carbonatadas se diferen-cian de las rocas sedimentarias siliciclásticas devarias maneras. Las rocas siliciclásticas se for-man a medida que los sedimentos son desplaza-dos, se depositan y litifican, o se compactan ycementan en roca sólida. La mayor parte de loscarbonatos se desarrollan a partir de los sedimen-tos biogénicos formados por actividad biológica,como la creación de arrecifes y la acumulación derestos de organismos en el fondo marino. Otrostipos se forman a medida que el agua se evaporade las cuencas poco profundas, o como precipita-dos de las aguas marinas. Normalmente, los frag-mentos que componen la mayor parte de loscarbonatos han viajado mucho menos que lossedimentos siliciclásticos.

Las rocas siliciclásticas son predominante-mente areniscas y lutitas que contienen una granvariedad de minerales y partículas, incluidos elcuarzo, el feldespato, los minerales de arcilla,fragmentos de rocas preexistentes y restos deplantas o animales. Los carbonatos están com-

1. Para una introducción general a la interpretación de loscarbonatos: Akbar M, Petricola M, Watfa M, Badri M,Charara M, Boyd A, Cassell B, Nurmi R, Delhomme J-P,Grace M, Kenyon B y Roestenburg J: "ClassicInterpretation Problems: Evaluating Carbonates," Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 38-57.

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> Heterogeneidad de los carbonatos. Los pares fotomicrográficos muestran tres texturas de rocas del mismo yacimiento. Las imágenes de la partesuperior son fotomicrografías convencionales de planos de luz polarizada para secciones delgadas. Las fotomicrografías de cátodo-luminiscencia(abajo) revelan diferentes generaciones de minerales carbonatados formados durante la diagénesis. Cada textura de roca presenta una respuestadiferente a la resonancia magnética nuclear (RMN) debido a las distintas relaciones dentro de los poros y de entre los granos. Las diferencias defacies depositacionales y posición estratigráfica produjeron tres caminos diagenéticos claramente diferenciados. En la caliza granular (grainstone)ooide (izquierda), los núcleos de los ooides se disolvieron en una temprana etapa de la historia depositacional. Los cementos de calcita llenaron laporosidad tanto intergranular como intragranular. La caliza granular ooide-peloidal dolomitizada y retentiva de la textura (centro) sufrió inicialmenteuna diagénesis menor durante la cual fueron disueltos algunos fragmentos de esqueletos. A continuación, cristales finos de dolomita reemplazaronel sedimento y preservaron la textura original en una etapa temprana. Más tarde, el cemento de dolomita llenó algunos de los grandes poros móldi-cos. Las dolomías (dolostones) sucrósicas (derecha) representan caliza granular peloidal que fue reemplazada por cristales finos de dolomitasucrósica, destruyendo gran parte de la textura depositacional original.

60 N

40 N

20 N

0

20 S

40 S

60 SArrecife Carbonatos de plataforma continental Carbonatos de aguas profundas Provincia de carbonatos petrolíferos

> Distribución de rocas carbonatadas. Los círculos negros indican ubicaciones de ejemplos descritos en este artículo.

puestos por un grupo más limitado de minerales,preferentemente calcita y dolomita. Otros mine-rales que normalmente están menos presentesen los carbonatos son el fosfato y la glauconita;entre los minerales secundarios se incluyen laanhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales dearcilla, la pirita, la anquerita y la siderita.

Estas diferencias dan como resultado siste-mas de clasificación completamente diferentespara las rocas clásticas y las carbonatadas. Lasrocas clásticas se distinguen por la composición yel tamaño de los granos, y los carbonatos se dife-rencian por factores como la textura depositacio-nal, los tipos de grano o de poro, la composiciónde la roca, o la diagénesis (derecha).2 La capaci-dad de diferenciar las unidades de flujo actualesde las unidades depositacionales originales escada vez más importante que diferenciar otrosaspectos de la clasificación, por cuanto el empla-zamiento óptimo del pozo depende de cuán biense comprendan las unidades de flujo actuales.

Una vez depositados, los sedimentos pasanpor la diagénesis, es decir, los cambios químicosy físicos posdepositacionales que convierten elsedimento en roca sólida. La diagénesis de loscarbonatos puede modificar de manera significa-tiva la permeabilidad y el espacio entre los poros.Los carbonatos son altamente susceptibles a ladisolución; los granos se pueden disolver paraformar un nuevo espacio entre poros, y la disolu-ción a lo largo de las fracturas y planos de estra-tificación puede producir grandes cavidades.Normalmente, la diagénesis clástica no implicaun cambio en la mineralogía. Sin embargo, ladiagénesis de los carbonatos generalmenteimplica reemplazar la calcita y la aragonita origi-nales por la dolomita mineral, un proceso deno-minado dolomitización, que puede mejorar lascaracterísticas productoras de hidrocarburos.

Si bien normalmente las rocas clásticas ycarbonatadas se encuentran sepultadas, compac-tadas y cementadas, los sedimentos carbonata-dos contienen importantes cantidades de losminerales metaestables aragonita y calcita demagnesio; la calcita en sí se disuelve fácilmente yvuelve a precipitar mediante la percolación de losfluidos alojados en los poros. Por lo tanto, es másprobable que los carbonatos sufran disolución,reemplazo mineralógico y recristalización. Estosefectos varían según la temperatura, la químicade los fluidos de los poros y la presión. Común-mente, la diagénesis de los carbonatos comienzacon la cementación marina y el barrenado produ-cidos por los organismos en la interfase sedimen-to-agua previa al depósito. Continúa a través deldepósito poco profundo con la cementación, diso-

lución y recristalización, con un sepultamientomás profundo, donde los procesos de disoluciónconocidos como disolución por presión puedenformar elementos tales como las estilolitas.3

Frente a muestras de núcleos o registros deimágenes de rocas carbonatadas, incluso losobservadores ocasionales se dan cuenta de laenorme variedad de tipos y tamaños de poros, yde la irregular distribución de éstos. En las rocasclásticas, los poros están predominantementeentre los granos, es decir, son intergranulares, yestán distribuidos de manera uniforme en toda lamatriz de la roca. Los poros intergranulares tam-bién están presentes en los carbonatos. La poro-sidad intragranular puede ser común en losgranos de carbonatos como tipo de poro princi-pal, o se puede desarrollar cuando los granos,tales como los fragmentos de conchas, están par-cialmente disueltos. La porosidad móldica con-serva las formas de los fragmentos de conchasdisueltos u otros componentes. Por lo general,los carbonatos tienen una variedad mucho mayor

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Lodolita(Mudstone)

Caliza lodosa(Wackstone)

Caliza granular lodosa(Packstone)

Caliza granular(Grainstone)

Biolitita(Boundstone)

Cristalina(Crystalline)

Menos de 10% de granos

Más de 10% de granos

Está soportada por granos

Carece de lodo y está soportada por granos

Los componentes originales estaban unidos

Textura depositacional no reconocible

Está soportada por lodo

Contiene lodo, arcilla y carbonatos de tamaño de limo fino

Los componentes originales no estaban ligados durante la deposición

Textura depositacional reconocible

Tipos de poros

Intergranular, Intercristalino Móldico, Interfósil, Resguardado Cavernoso, Fractura, Fractura ampliada por disolución

> Clasificación de los carbonatos. Las rocas carbonatadas se diferencian por su texturadepositacional, tipos de granos, composición de la roca u otros factores. La clasificación deDunham, publicada en 1962, se utiliza ampliamente para caracterizar rocas carbonatadassegún la cantidad y textura de los granos y de lodo. La clasificación de Embry y Klovan sigueel esquema de Dunham, pero agrega categorías para rocas formadas por organismos quecrecieron juntos, tales como colonias de ostras. La descripción de los tipos de poros refinaaún más las descripciones de rocas; la clasificación de Lucia es hoy ampliamente aceptada.(Adaptado de Dunham, en Ham, referencia 2, y Lucia, referencia 2.)

2. Los geólogos han desarrollado muchos esquemas dife-rentes de clasificación de los carbonatos. Algunos sonesquemas generales, otros son específicos de un yaci-miento, cuenca o región. Para mayor información acercade la clasificación de los carbonatos, véase:Embry AF y Klovan JE: "A Late Devonian Reef Tract onNortheastern Nanks Island, N,W,T, Boletín de Geologíadel Petróleo Canadiense 19, no. 4 (Diciembre de 1971):730-781.Ham WE (de): Clasificación de los carbonatos,Asociación Norteamericana de Geólogos del Petróleo,Memoria 1. Tulsa, Oklahoma, EUA: AAPG, 1962Lucia FJ: Carbonate Reservoir Characterization, NuevaYork, Nueva York, EUA: Primavera de 1999

3. Las estilolitas son superficies interpenetrantes y sutura-das que se forman durante la diagénesis.

4. Para mayor información acerca de la evaluación de lapermeabilidad para la caracterización de yacimientos,véase: Ayan C, Douglas A y Kuchuk F: "A Revolution inReservoir Characterization," Middle East Well EvaluationReview no. 16 (1996): 42-55.Baadaam H, Al-Matroushi S, Young N, Ayan C, MihcakanM y Kuchuk F: "Estimation of Formation Properties UsingMultiprobe Formation Tester in Layered Reservoirs," artí-culo de la SPE 49141, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.Kuchuk F: "Interval Pressure Transient Testing with MDTPacker-Probe Module in Horizontal Wells," artículo de laSPE 39523, presentado en la Conferencia y Exposiciónde Petróleo y Gas de la India de la SPE, Nueva Delhi,India, Febrero 17-19, 1998.

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de formas de grano que la mayoría de las rocassiliciclásticas. Es evidente que en un yacimientocarbonatado pueden coexistir varios tipos deporosidad, desde el nivel microscópico hasta eltamaño de una cavidad, lo que hace que la esti-mación de la porosidad y la permeabilidad, y elcálculo de las reservas sean una tarea extrema-damente difícil.4

Otra característica de los carbonatos es sususceptibilidad a la disolución. En la superficie, amedida que el agua y el dióxido de carbono for-man el ácido carbónico, la disolución puede llevara una impresionante topografía cárstica, in-cluidos los sumideros, cavidades e intrincadospatrones de drenaje como las corrientes que "de-saparecen" en los sistemas cársticos activos.5 Lossistemas cársticos inactivos, o paleocársticos,pueden formar yacimientos dominados por frag-mentos de rocas angulares producidos durante elcolapso de la cavidad. Para la industria del petró-leo, los sistemas cársticos pueden ser un arma dedoble filo: pueden causar hundimientos de barre-nas y pérdida de fluidos durante la perforación,pero también pueden originar porosidades y per-meabilidades extremadamente altas.

Dada la heterogeneidad de los carbonatos, noes sorprendente que la producción dehidrocarburos a partir de estas formaciones, amenudo, esté fuertemente influenciada por lapresencia de fallas y fracturas, particularmenteen los yacimientos más antiguos del Mesozoico yel Paleozoico. Los expertos advierten que lasrelaciones entre porosidad y permeabilidad en loscarbonatos no se pueden determinar sincomprender la distribución del tamaño de losporos (véase "Integración de la información petro-física y geológica: una tarea para los petrofísi-cos," página 1).6 Puesto que los yacimientoscarbonatados presentan enormes retos, durantedécadas han impulsado grandes iniciativas deinvestigación en Schlumberger y en la industriadel petróleo. Estas iniciativas varían a medidaque los expertos tratan de resolver los difícilesproblemas de los yacimientos carbonatados.

Evaluación de carbonatos en IndonesiaLa evaluación integrada de carbonatos esimportante en todas las etapas de exploración yproducción. En 1997, un operador perforó un pozoen la cuenca de Sibolga, en las costas del

noroeste de Sumatra, para evaluar un prospectode acumulación de carbonatos identificado endatos sísmicos (abajo). Como resultado, serealizó un completo análisis petrofísico yestratigráfico de los datos sísmicos y de registrosde pozos para comprender los resultados de laperforación y reevaluar la factibilidad de lapresencia de hidrocarburos.

Los análisis bioestratigráficos de los recortesdel pozo indicaron que la sedimentación ocurrióen el Mioceno Medio, unos 13 millones de añosatrás, en un frente similar al actual, con la sub-ducción de la corteza oceánica de la Placa Indiadebajo de Sumatra, a lo largo de la fosa deSunda. Éste fue un período de levantamientoeustático general.7

El pozo se evaluó utilizando registros adquiri-dos a pozo abierto (rayos gamma, resistividad,densidad y neutrón) y, debido a que los proble-mas de circulación de lodo durante la perforaciónimpidieron la extracción de núcleos, también seutilizó la herramienta de Imágenes Micro-eléctricas de Cobertura Total FMI. La integraciónde los registros de pozos, especialmente las imá-genes FMI, con los datos sísmicos fue clave para

Kuchuk FJ, Haldord F, Hafez H y Zeybeck M: "The Use ofVertical Interference Testing to Improve ReservoirCharacterization," artículo de la ADIPEC 0903, presentadoen la Nonagésima Exposición y ConferenciaInternacional del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi,EAU, Octubre 15-18, 2000.Lenn C, Kuchuk FJ, Rounce J y Hook P: "Horizontal WellPerformance Evaluation and Fluid Entry Mechanisms,"artículo de la SPE 49089, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.

5. El carst fue primero reconocido y descrito en la plata-forma carbonatada dinárica de Yugoslavia, tambiénconocida como la región de carst. El carst se encuentraen todo el mundo.

6. Lucia, referencia 2:7.7. Para mayor información acerca de la historia geológica

de Indonesia, véase: Netherwood R: "The PetroleumGeology of Indonesia" en la Conferencia sobreOptimización de Yacimientos de Indonesia, año 2000.Yakarta, Indonesia: PT Schlumberger Indonesia,Noviembre 2000: 174-227.

MALASIA

ASIA

AUSTRALIA

Cuenca de Sumatra

Central

Cuenca de Sumatra

del Sur

Cuenca de Bengkulu

Fosa tectónica de Pagar Jati

Fosa tectónica de Singkel

Cuenca de Sumatra

del Norte

SINGAPUR

SUMATRA

Fosa tectónica de Kedurang

Fosa tectónica

de Pini

Cuenca de Sibolga

Zona de falla deSumatra

0 100 200 km

0 62 124 millas

VolcanesRocas volcánicas

Fosa de Sunda

Cuenca de Antearco de Sumatra

Zona de falla de Mentawai

> Ubicación de la Cuenca de Sibolga, Indonesia.

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> Contrastes en rocas carbonatadas del oeste de Texas. Estas imágenes FMImuestran una roca carbonatada continua y relativamente homogénea (arriba),y una caliza fracturada, y con cavidades y poros con relleno de lutitas (abajo).Los datos del registro ECS que se muestran en el Carril 1 indican volúmenes decarbonato en azul, de arcilla en marrón y de cuarzo en amarillo.

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8. Para más ejemplos del oeste de Texas, véase: NewberryBM, Grace LM y Stief DD: "Analysis of Carbonate DualPorosity Systems from Borehole Electrical Images," artí-culo de la SPE 35158, presentado en la Conferenciasobre Recuperación de Gas y Petróleo de la cuencaPérmica, Midland, Texas, EUA, Marzo 27-29, 1996.

10. Logan D, Strubberg C y Conner J: "New ProductionLogging Sensors Revolutionize Water/CO2 Conformancein the Pumping Wells of West Texas," artículo de la SPE59716, presentado en la Conferencia sobre laRecuperación de Petróleo y Gas de la cuenca Pérmica,Midland, Texas, EUA, Marzo 21-23, 2000. Este artículotambién analiza el uso de los registros del Tiempo deDecaimiento Termal (TDT) con la sonda PS Platform paraevaluar la inundación de dióxido de carbono.

9. Para mayor información sobre las aplicaciones de RMNen el oeste de Texas, véase: Logan WD, Horkowitz JP,Laronga R y Cromwell D: "Practical Application of NMRLogging in Carbonate Reservoirs," artículo de la SPE 38740presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

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determinar las facies depositacionales. Antes dela formación de la acumulación de carbonatos,grandes masas de lutitas fueron depositadas enun ambiente marino de baja energía.Posteriormente se fueron depositando lutitaslaminadas y areniscas de estratificaciones cruza-das a medida que el agua se hizo menos profunday aumentó la energía depositacional. La sucesiónprogradante del frente de arrecife se produjo poracumulaciones menores que coalescieron paraformar una gran plataforma carbonatada.Finalmente, el nivel relativo del mar aumentórápidamente y sumergió los sedimentos (abajo).

Se esperaba que el prospecto pudiera conte-ner gas biogénico. Sin embargo, un estudio másdetallado de los registros e imágenes de pared depozo mostró que, en forma casi continua, se for-maron carbonatos de calidad de yacimiento, enausencia de rocas sello internas. Los sellos supe-riores del yacimiento se depositaron mucho des-pués de la generación del gas, de modo que elgas biogénico que se generó, no quedó atrapado.Como resultado, la compañía decidió no realizarmás estudios y pudo dirigir sus recursos en otrasdirecciones. De todos modos, este ejemploresalta la utilidad de integrar todos los datos dis-ponibles para desarrollar modelos geológicos tri-dimensionales razonables de yacimientos en unatemprana etapa del proceso de exploración.

Evaluación de carbonatos en el oeste de Texas, EUAEn contraste con el ejemplo anterior de la etapade exploración, la Cuenca Pérmica del oeste deTexas, EUA, es famosa por sus vastos yacimientoscarbonatados, en muchos de los cuales hoy seestán desarrollando proyectos de recuperaciónsecundaria y terciaria. Los modernos métodos ylas nuevas tecnologías mejoran en gran medida laproducción, al permitir que los intérpretes com-prendan mejor la manera en que la he-terogeneidad de los yacimientos influye en elrendimiento de los pozos y al facilitarles la identi-ficación de las zonas que contribuyen al flujo.8

Quizá los mayores aportes provengan de los regis-tros de resonancia magnética nuclear (RMN), lasimágenes de pared de pozo y los registros deproducción.

Al utilizar la herramienta Combinable deResonancia Magnética CMR en las formacionescarbonatadas, los ingenieros del oeste de Texasajustan los parámetros de adquisición para com-pensar los mayores tiempos de polarización que im-plican las formaciones clásticas.9 Las velocidadeshabituales de adquisición de registros CMR en estaregión son de 90 a 140 pies/hr [30 a 40 m/hr], en

contraste con las velocidades de 300 pies/hr [100m/hr] para las rocas clásticas. Los mayores valo-res de corte para T2, más de tres veces que losvalores de corte de T2 utilizados en las areniscas,se determinaron a partir de mediciones de labora-torio efectuadas sobre núcleos y son aplicados alos campos específicos por los intérpretes locales.Estos pasos mejoran la medición de la porosidad,la permeabilidad y la saturación de fluidos en lasrocas cuyos tamaños de poros, formas y conexio-nes de gargantas de poro varían mucho más queen la mayoría de las rocas clásticas.

Además de ajustar los parámetros de adquisi-ción de registros, el uso de diferentes conjuntosde registros permite una interpretación más rea-lista de los yacimientos carbonatados. En las for-maciones de dolomita del oeste de Texas, el altocontenido de yeso produce una sobreestimaciónde la porosidad cuando se utilizan las gráficas deinterrelación (crossplots) estándares. La integra-ción de los resultados de los registros de NeutrónCompensado CNL, Lito-Densidad y CMR propor-ciona mejores estimaciones de la porosidad y lapermeabilidad. Si no hay datos de núcleos dispo-nibles, que es lo más frecuente, la combinaciónde estos registros con la sonda de Espectrometríade Captura Elemental ECS, también puede ayudara cuantificar la mineralogía para obtener unaporosidad más precisa. La adición de un registrode imágenes de pared de pozo, tal como el de laherramienta FMI, permite una mayor compren-sión del tipo de porosidad, particularmente lascavidades, que por lo general están distribuidasde manera irregular en los yacimientos carbona-tados (página anterior).

Debido a la madurez y economía marginal dealgunos campos del oeste de Texas, los operado-res deben reducir al mínimo los costos de adqui-sición de datos. Puesto que el costo de cortarnúcleos puede ser mayor que el costo de unregistro operado a cable, los intérpretes han cali-brado los registros con los núcleos existentespara asegurarse de que las interpretaciones seancoherentes, generando confianza en las interpre-taciones de los registros cuando no se disponede datos de núcleos. Esto es particularmenteimportante cuando se evalúa la permeabilidad delos yacimientos bajo recuperación secundaria porinyección de agua. La capacidad de distinguir laszonas de alta permeabilidad permite que los ope-radores sellen las zonas invadidas y mejoren eldesplazamiento en las zonas no barridas.

Algunas de las soluciones específicas en eloeste de Texas son la adquisición de registros deproducción por debajo de las bombas eléctricassumergibles.10 En un campo, los ingenieros deSchlumberger y una compañía operadora pudie-ron evaluar la entrada de fluidos en distintaszonas de varios pozos, al adaptar la Plataforma deServicios de Producción (PS Platform) para ser uti-lizada debajo de la bomba. Encima y debajo de labomba, se instalaron placas G construidas es-pecialmente para guiar los cables de lasherramientas de registros y los de la bomba, conel objeto de impedir que se enredaran alrededorde la tubería y evitar el empleo de un conjuntomodificado de boca de pozo.

Relleno negro lacustre

Facies de arrecife resistentes a las olas

Parte posterior del arrecife formada por depósitos de tormentas y de talud

M1

M3

SO NE

> Interpretación sísmica. Esta línea sísmica aparece aplanada en el horizonteM3, posiblemente una superficie depositacional horizontal o casi horizontal. Lasucesión progradante del frente del arrecife se produjo por formaciones inicialesde menor tamaño que coalescieron para formar una gran plataforma carbona-tada. Finalmente el nivel relativo del mar se elevó, sumergiendo la acumulaciónde carbonatos.

Cuando se tomaron registros por debajo de labomba con la herramienta PS Platform en un pozoen producción, se observó que el petróleoentraba desde un intervalo que estaba sobre lasección superior del yacimiento y que la zona deinterés en realidad estaba produciendo agua. Laevaluación con la herramienta FMI reveló que doszonas porosas y delgadas superiores estabancontribuyendo al flujo de petróleo (arriba).Mediante el empleo de un tapón para bloquear laentrada de agua de la sección invadida del yaci-miento, el operador logró un importante ahorroen los costos de manejo del agua y a su vez au-mentó la producción de petróleo de la zona supe-rior. También se obtuvieron otros ahorros enpozos vecinos, debido a que no se realizaron másacidificaciones en las zonas potencialmente pro-ductoras de agua. Como resultado de estas expe-riencias, los operadores están tratando deidentificar en forma anticipada los conductos deagua de alta permeabilidad.

Estudios de casos de calizas en el SDRLos científicos del Centro de Investigaciones deSchlumberger Doll, situado en Ridgefield (SDR,por sus siglas en Inglés), Connecticut, EUA, hanseguido variados caminos, desde complejosmétodos teóricos hasta enfoques más simplesque ponen énfasis en la evaluación pozo a pozo.Sin embargo, la meta común ha sido desarrollarinterpretaciones que se puedan incorporar a lassoluciones para todo el campo.

Cualquier mejoramiento en la recuperación deyacimientos carbonatados gigantes influyeenormemente en la producción de petróleo y gas.La heterogeneidad de los yacimientos lo compli-ca todo, desde la perforación hasta las termina-ciones de los pozos, incluyendo la evaluaciónpetrofísica. Por lo tanto, el desarrollo de una me-todología de interpretación confiable basada enregistros de pozos es esencial para el desarrollode los campos. La heterogeneidad de los yaci-mientos impide relacionar directamente la po-rosidad y la permeabilidad, como se podría hacer

al analizar yacimientos relativamente homogé-neos. Por ello, es fundamental distinguir las lito-logías de los carbonatos y la composición de lasrocas para optimizar la producción, ya sea que setrate de trabajar con un solo pozo o se quierasimular la producción de un campo completo.

El trabajo en SDR en la década de 1990 con-dujo a una metodología integrada de evaluaciónde carbonatos para la formación Thamama, unyacimiento del Cretáceo Inferior en el MedioOriente.11 Esta metodología se aplicó a estudiosde otros yacimientos carbonatados en los Emira-tos Árabes Unidos (EAU) y en el oeste de Texas.Reconociendo la amplia variedad de rocascarbonatadas existentes en todo el mundo, en1997, los investigadores de SDR decidieronembarcarse en una serie de estudios adicionales.Los científicos e ingenieros de SDR, en conjuntocon sus pares de las compañías operadoras, hanrealizado o están realizando varios estudios decasos sobre los carbonatos.

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> Resultados complementarios de registros del pozo. Los registros de producción en este pozo del oeste de Texas mostraron que el petróleo ingresabadesde zonas que estaban por encima de la zona de interés y que ésta en realidad estaba produciendo agua. La evaluación con la herramienta FMI revelóque dos zonas porosas y delgadas, ubicadas a 4660 pies aproximadamente, contribuían al flujo de petróleo. Las líneas oscuras en la imagen indican planosde estratos lixiviados (lavados).

4650

4660

4670

Flujo de agua

Molinete

0 25

Conteo de burbujas

Cant/seg

ciclos/seg

0 30MD

1:400 piesRayos

gamma Sonda 1 R8

API grad0 1021

0

360

Calibre Y

pulg3 6

Calibre X

Holdup

1

0

Burbujas

pulg3 6

Flujo de petróleo

B/D0 1500

B/D0 1500

B/D0 4500

B/D0 300Flujo total

Flujo de petróleo (amplificado)

Temperatura

F 105

Presión

lpc75 325

Holdup del petróleo

Holdup del petróleo

m3/m30.75 1

Densidad WFg/cm30.95 1.15

4600

4650

4700

30% Porosidad -10%Profundidad,

pies

Primavera de 2001 27

Las investigaciones realizadas en dos camposgigantes, el campo Bombay High en las costas dela India y un campo del Medio Oriente, indicanque la variedad de tipos de roca y la heterogenei-dad en un determinado yacimiento carbonatadose prestan para realizar evaluaciones específicasde cada formación, particularmente en los casosde alteración diagenética extrema. Ambos estu-dios, terminados en el año 2000, utilizan técnicasque van desde el análisis petrofísico y petrográ-fico convencional hasta la primera aplicación deun nuevo método de RMN de laboratorio, deno-minado decaimiento debido a la difusión en elcampo interno (DDIF, por sus siglas en Inglés).

Estudio de Bombay High—El campo giganteBombay High, situado en la costa oeste de la In-dia, cubre cerca de 1200 km2 [463 millas cuadra-das] y tiene más de 600 pozos de desarrollo.Descubierto en 1974 por Oil & Natural Gas Cor-poration, Ltd. (ONGC), el campo comenzó a pro-ducir en 1976. La principal zona de explotación esla caliza L-III del Mioceno, un yacimiento con trescapas con hidrocarburos separadas por lutita,caliza rica en arcilla y caliza dura. Las capas noson continuas y tienen escasa comunicaciónvertical. En abril del año 2000, el campo producía

297 millones de toneladas métricas [327 millonesde toneladas] de crudo y 110 * 109 m3 [3.9 * 1012

pc] de gas natural, y actualmente está en su fasemadura. Se ha preparado un plan de redesarrollopara mejorar la recuperación.

ONGC decidió tratar de comprender mejor lapetrofísica del yacimiento para controlar la irrup-ción de agua en las capas heterogéneas carbo-natadas, las cuales han sido invadidas por aguadesde 1984.12 Por lo general, el yacimientoprincipal no está fracturado, de modo que ONGCsospechó que algunas zonas de alta permeabili-dad estaban contribuyendo a la irrupción deagua. Por lo tanto, el reto era desarrollar unmétodo coherente de interpretación de registrosque permitiera identificar estas zonas de altapermeabilidad. Para el estudio de Bombay High,se evaluaron, junto con los registros, 61 mues-tras de núcleos del pozo N5-9.

Estudio del Medio Oriente—Los científicos eingenieros de una compañía operadora del MedioOriente y SDR evaluaron las complejidades de uncampo gigante de gas que produce de carbonatosprolíficos. Los registros de pozos y 80 muestras denúcleo de un pozo forman el marco para una inter-pretación integrada.

Los investigadores aplicaron una metodologíaanalítica muy similar para ambos casos. Al co-mienzo, ambos operadores pensaron que el vo-lumen de arcilla (Varcilla) sería el problema claveque tendrían que solucionar los estudios. Lacuantificación precisa de la abundancia de mine-rales de arcilla es esencial para realizar cálculosprecisos de porosidad y saturación, lo que a suvez influye en las estimaciones de las reservas.

El análisis cuantitativo mineralógico y químicode las muestras de núcleo realizado en SDRmejoró el análisis petrofísico de los yacimientos.La mineralogía se evaluó a través de una técnicaque utiliza transformadas de Fourier de los espec-tros infrarrojos (FT-IR, por sus siglas en Inglés)que relaciona los espectros de absorbencia derayos infrarrojos con 50 estándares de mineralesde silicatos, carbonatos, arcillas y otras familiasde minerales.13 Entre los análisis químicos seincluyeron la fluorescencia de rayos X, la activa-ción de neutrones y la espectrometría de masaacoplada por inducción. Todos estos resultados seintegraron con los datos de los registros de pozos.Un importante resultado del análisis de losnúcleos fue que los registros de rayos gammasolos, habrían indicado un contenido de arcillaincorrecto en ambos yacimientos (izquierda). Porlo tanto, para la caracterización de futuros yaci-mientos, es fundamental desarrollar un métodoque determine en forma precisa la mineralogía,prescindiendo del análisis de los núcleos.

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Rayos gamma, API

0 5 10 15Aluminio, % en peso

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Aluminio, % en peso

11. Ramakrishnan TS, Rabaute A, Fordham EJ,Ramamoorthy R, Herron M, Matteson A, Raghuraman B,Mahdi A, Akbar M y Kuchuk F: "A Petrophysical andPetrographic Study of Carbonate Cores from theThamama Formation," artículo de la SPE 49502, presen-tado en la Octava Exposición y ConferenciaInternacional del Petróleo de Abu Dhabi, EAU, Octubre11-14, 1998.

12. Tewari RD, Rao M y Raju AV; "Development Strategyand Reservoir Management of a Multilayered GiantOffshore Carbonate Field," artículo de la SPE 64461,presentado en la Conferencia y Exposición de Petróleoy Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane,Queensland, Australia, Octubre 16-18, 2000.

13. Herron MM, Matteson A y Gustavson G: "Dual-range FT-IR Mineralogy and the Analysis of SedimentaryFormations," artículo 9729 presentado en la Conferenciade la Sociedad de Analistas de Núcleos de 1997,Calgary, Alberta, Canadá, Septiembre 7-10, 1997.Matteson A y Herron MM: "Quantitative Mineral Analysisby Fourier Transform Infrared Spectroscopy," artículo9308 presentado en la Conferencia de la Sociedad deAnalistas de Núcleos de 1993, Houston, Texas, EUA,Agosto 9-11, 1993.

> Incertidumbre en el contenido de arcilla. Debido a la preocupación acerca de los volúmenes de arci-lla, se analizó la mineralogía y la química de los carbonatos del Medio Oriente (arriba) y de BombayHigh (abajo). Las respuestas de los rayos gamma, computadas a partir del análisis químico del Torio(Th), Uranio (U) y Potasio (K), no se correlacionan bien con el contenido de arcilla en ningún caso. Sinembargo, se puede realizar una correlación mucho mejor con el Aluminio (Al), lo cual constituye labase de cálculo del volumen de arcilla del método SpectroLith.

La herramienta de registros ECS permite unaestimación precisa de la mineralogía, de la con-centración de arcilla y de la litología, y tambiénse puede utilizar para evaluar la porosidad totaly efectiva, y el tipo de hidrocarburo.14 La herra-mienta ECS utiliza un espectrómetro para medirlas concentraciones de algunos elementos—cal-cio, silicio, sulfuro, hierro, titanio, gadolinio,

sodio y magnesio—que reflejan las concentracio-nes de ciertos minerales en la formación. Losdatos se pueden analizar para determinar lamineralogía en términos de arena, arcilla, evapo-rita y minerales carbonatados, mediante el proce-samiento SpectroLith. En ambos casos, losresultados del registro ECS procesados por

28 Oilfield Review

> Datos de ECS obtenidos mediante el método SpectroLith que proveen unamineralogía precisa, confirmada por los datos de núcleos. En una formacióndel Medio Oriente (arriba), los registros de ECS procesados para contenido decarbonato, anhidrita, arcilla y arena se correlacionan bien con los datos delnúcleo (círculos rojos). Los resultados de Bombay High (abajo) muestran unabuena concordancia entre los datos de núcleos y los datos de ECS procesa-dos para contenido de carbonato, arcilla, pirita y arena, con leves discrepan-cias surgidas de muestras de núcleos que se obtuvieron en capas delgadasde lutita, las cuales no fueron detectadas por el registro.

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SpectroLith proveen un cuadro más realista de lamineralogía, como lo confirma el análisis minera-lógico de los núcleos (arriba).

Otro objetivo clave de estos estudiosintegrados es la identificación y comprensión delos distintos tipos de poros, incluidos los mi-croporos, mesoporos y macroporos, y el efectoque su distribución tiene en la producción

Primavera de 2001 29

1

2

3

4

> La comprensión de la distribución de micro, meso y macroporos, es un objetivo clave de los estudiosintegrados de yacimientos. Las fotomicrografías e imágenes del microscopio de barrido electrónico(SEM, por sus siglas en Inglés) de secciones delgadas carbonatadas de Bombay High ilustran los trestipos de poros. La vista ampliada de la sección delgada (arriba) muestra las ubicaciones de las imáge-nes SEM numeradas. Se inyectó epóxico azul a la muestra para destacar la porosidad. Las imágenesSEM incluyen escalas de barras de 400 micrones, excepto por la de 25 micrones que se muestra en laimagen inferior derecha. La imagen SEM de la Posición 1 (fila media, izquierda) revela un macroporonegro en la parte inferior izquierda y meso y microporos en la región gris oscura. La imagen SEM de laPosición 4 (fila media, centro) muestra mesoporos. La siguiente imagen (fila media, derecha) incluye laparte inferior izquierda de la Posición 1, como se ve por el macroporo rodeado de cristales de calcitaeuedral; cristales cuyo crecimiento no se ha visto limitado por granos adyacentes. La imagen inferiorizquierda incluye la parte superior derecha de la Posición 3, pero muestra lixiviación alrededor delborde del macroporo oscuro, y los microporos apenas son visibles como puntos oscuros. La imageninferior derecha es una ampliación que muestra detalles del sistema de microporos en la Posición 3.

14. Herron SL y Herron MM: "Application of NuclearSpectroscopy Logs to the Derivation of Formation MatrixDensity," Compendio del Cuadragésimo-Primer SimposioAnual de Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA,Junio 4-7, 2000, artículo JJ.

(arriba). Los microporos, con diámetros de menosde 0.5 micrones en la garganta del poro, normal-mente contienen agua que en gran medida esirreductible y escaso hidrocarburo. Los mesopo-ros, con diámetros de entre 0.5 y 5 micrones en lagarganta del poro, contienen importantes canti-dades de petróleo y gas. Los macroporos, con

gargantas que miden más de 5 micrones de diá-metro, son responsables de las altas tasas deproducción de muchos yacimientos carbo-natados, pero a menudo son las vías para unatemprana irrupción de agua, dejandoconsiderables cantidades de gas y petróleodetrás de los mesoporos. Los registros de RMN

han mejorado la evaluación de la porosidad, de ladistribución del tamaño de los poros y de losfluidos adheridos (arriba).

Las herramientas de registros de RMN, talescomo la herramienta CMR, utilizan grandes imanespara polarizar fuertemente los núcleos de hidró-geno presentes en el agua y en los hidrocarburos,a medida que se difunden por el espacio poroso de

las rocas. Cuando se retira el imán, los núcleos dehidrógeno se relajan. El tiempo de relajación trans-versal, T2, depende de la distribución del tamañode los poros: por lo general, los poros más grandestienen tiempos de relajación transversal más pro-longados. El asfalto y los aceites viscosos se rela-jan más rápidamente que el aceite liviano o elagua. Las variaciones en el tiempo de relajación

30 Oilfield Review

15. Para mayor información acerca de la tecnología deRMN, incluidas las transformaciones de la permeabili-dad y RMN en los carbonatos, véase: Allen D, Flaum C,Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D,Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville MA, Seim M,Pritchard T y Ramamoorthy R: "Trends in NMR Logging,"Oilfield Review 12, no. 3 (Otoño de 1999): 2-19.

16. Song YQ, Ryu S y Sen P: "Determining Multiple LengthScales in Rocks," Nature 406, n° 6792 (Julio 13, 2000):178-181.

17. Allen et al, referencia 15: 7-8.

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0.001 0.01 0.1 1 10 100Tiempo de relajación transversal T2, seg Tiempo de relajación transversal T2, seg

>Muestras de Bombay High que contienen meso y macroporos (arriba a la izquierda) y micro, meso ymacroporos (arriba a la derecha). Las gráficas muestran distribuciones del diámetro de la gargantadel poro y distribuciones de T2 para cada muestra. Los poros se asignan a tipos de poros por su diá-metro de la garganta del poro, medido por inyección de mercurio (las dos gráficas superiores). Losporos a la izquierda de las líneas rojas son microporos, los que están entre las líneas roja y azul sonmesoporos y los macroporos se encuentran a la derecha de las líneas azules. La comparación con lasdistribuciones de T2 (gráficas inferiores) muestra que las particiones de porosidad se pueden estable-cer utilizando valores de cortes de T2, una valiosa aplicación de los registros de RMN en carbonatos.

Primavera de 2001 31

Las imágenes SEM ayudaron a explicar laausencia de acoplamiento difusivo en amboscasos (derecha). De este modo, en ambas forma-ciones la forma de la distribución de T2 es simi-lar a la distribución del tamaño de los porosdeterminada mediante la inyección de mercurio ypor el método DDIF. Se aplicó el análisis conven-cional de RMN basado en T2, que se detalla másadelante, para determinar tanto las distribucio-nes del tamaño de los poros como la permeabili-dad. Un importante resultado de los estudios fueel cálculo más realista de la permeabilidad conlos registros de CMR.17

En el campo Bombay High, los datos de CMRconfirmaron una permeabilidad por lo general ba-ja, con numerosos canales de alta permeabilidaden las zonas de macroporos lixiviadas. La trans-formación de Timur-Coates, que utiliza la porosi-dad total y la relación entre el volumen de fluidolibre y el volumen de fluido adherido para calcu-lar la permeabilidad, se seleccionó para determi-nar la permeabilidad utilizando datos de CMR, yaque tal transformación establece correctamentelas particiones de la red de poros que se encuen-tran en estas calizas macroporosas lixiviadas. Seagregaron los datos del registro FMI debido aque los canales de alta permeabilidad son muy

Análisis del tamaño de los poros por DDIF;según la distribución de T2 de RMN, y mediante lainyección de mercurio. En la fila superior, losespectros de DDIF (rojo) se utilizan para determi-nar si la distribución de T2 de RMN (azul) reflejaverdaderamente la distribución del tamaño de losporos mediante la comparación de los dos espec-tros. El eje horizontal de las distribuciones de T2 hasido multiplicado por 100 para facilitar la superpo-sición. Para estas tres muestras la corresponden-cia es excelente. Las primeras dos muestras sondolomías granulares (dolo-grainstones); la terceraes una dolomita sucrósica. Las gráficas inferiorescomparan las distribuciones obtenidas por inyec-ción de mercurio (azul) con las distribuciones deDDIF (rojo). Los porosímetros de mercurio utilizaninyección de mercurio para determinar las presio-nes capilares del espacio poroso conectado. Lasgráficas obtenidas a partir de estos datos se inter-pretan como los tamaños de las gargantas de losporos. Por otra parte, el método DDIF mide lasaberturas de los poros, incluidos los cuerpos y lasgargantas de los poros. La superposición de losdos resultados revela la conectividad en la red deporos. Para la dolomía sucrósica (derecha) lasuperposición revela una red que consiste encuerpos porosos con un diámetro de 20 micronesconectados por gargantas de 1 a 2 micrones. Paralas dos rocas granulares, el tamaño del cuerpo delporo es mayor y cubre un rango más amplio. Éstascomparten una red de gargantas de poro con undiámetro de 2 micrones; sin embargo, la segundamuestra (centro) presenta un sistema bimodal conuna red muy fina de gargantas de poro condiámetros de 0.1 micrón.

> Imagen SEM que muestra un macroporo (granárea oscura en la parte inferior izquierda) den-tro de la roca granular (grainstone) peloidal(área gris). Los microporos aparecen comopequeñas zonas manchadas en los peloides. Uncemento con forma de V invertida separa elporo intergranular de los microporos y produceuna respuesta a la RMN distintiva, puesto que elcemento impide el acoplamiento difusivo. Labarra mide 50 micrones.

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Diámetro de poro, micrones y T2 modificado, mseg

Diámetro de poro, micrones

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DDIFT2

DDIFT2

DDIFMercurio

DDIFMercurio

DDIFMercurio

transversal producen una distribución de T2, a par-tir de la cual se interpretan los componentes de losfluidos y los tamaños de los poros.

La capacidad de clasificar los poros en lastres categorías de tamaño utilizando datos deRMN fue un importante avance derivado de losestudios. Este éxito se debió al descubrimientode que, en contraste con las primeras rocas car-bonatadas estudiadas, las distribuciones de T2

tienen una utilidad directa para la interpretación,puesto que el acoplamiento difusivo no es unproblema. El acoplamiento difusivo es causadopor el movimiento giratorio de los protones entrelos micro y los macroporos durante la medición,lo que desvanece la distribución de T2.15

Una nueva técnica desarrollada en SDR per-mite la resolución de los tres tamaños comunesde poros utilizando los espectros cuantificadospor tamaño, y no por tiempo de relajación trans-versal. El nuevo método, DDIF, proporciona unadistribución cuantitativa del tamaño de los porosparticularmente poderosa en el caso de los car-bonatos.16 El método DDIF es una técnica demedición de laboratorio que posee su propio pro-cesamiento y se diferencia claramente de la dis-tribución de T2 de RMN convencional. Los nuevosconocimientos provistos por los estudios de DDIFindican que las distribuciones de T2 convenciona-les se asemejan a las distribuciones de DDIF.Esto confirma que no hay acoplamiento difusivo,de modo que las distribuciones de T2 son válidaspara distinguir tamaños de poros (arriba).

>

importantes para la producción y a que la señalde hidrocarburos oculta los macroporos en losregistros de CMR, (abajo).

La ecuación de SDR, que relaciona la permea-bilidad con la media logarítmica de T2 y la porosi-dad total, se utilizó para determinar lapermeabilidad a partir de los datos del registroCMR para el pozo del Medio Oriente. En las dolo-mías (dolostones), se efectuaron estimaciones depermeabilidad más realistas, utilizando los valo-res de T2 de RMN obtenidos de los registros y delnúcleo, en lugar de utilizar sólo una relación en-tre porosidad y permeabilidad. Las estimacionesde la permeabilidad en las calizas, que tenían sis-temas de poros más variables que las dolomías,también mejoraron, aunque no de manera tanradical. Los cálculos de permeabilidad más preci-sos se obtuvieron utilizando un factor de correc-ción basado en la sensibilidad a la temperaturade los valores de T2 de RMN en cada formación.

En este pozo, se utilizaron tres valores distin-tos de corte de T2 de RMN, lo que permitió quelos registros de RMN se emplearan para deter-minar la micro, meso y macroposidad. La relaciónentre los valores de T2 de RMN y el diámetro dela garganta del poro, determinada mediante lainyección de mercurio (T2 de RMN/garganta) en22 muestras, también arrojó tres clases específi-cas de T2 de RMN/garganta que corresponden alas clases de composición de las rocas observa-das en el análisis de las secciones delgadas.

La capacidad de predicción de la permeabili-dad optimiza el emplazamiento y la producción delos pozos, particularmente en los pozos direccio-nales o de alcance extendido. La capacidad dedistinguir los tipos de poros permite la termina-ción exitosa de las zonas que pueden producirhidrocarburos. El método también les ayuda a losingenieros a predecir las capas propensas a lasirrupciones tempranas de agua.

La integración de los registros de ECS y CMRcon los conjuntos de registros y datos de núcleosconvencionales, dio lugar a interpretaciones másrigurosas de las texturas de los carbonatos delMedio Oriente y Bombay High y a los historialesdiagenéticos realizados hasta la fecha. Y lo quees más importante, los estudios conjuntosdetallados proporcionan un mejor marco para lospermanentes problemas de interpretación enambas regiones. Los grupos de estudio recomien-

dan que los nuevos pozos se evalúen de manerasimilar a como se hizo con los pozos de ambosestudios. El conjunto de registros óptimo incluyelos registros de CMR y ECS, además de losregistros rutinarios de resistividad, rayosgamma, densidad y neutrón.

La confianza en la interpretación de registrosseguirá aumentando a medida que se evalúenmás pozos en estos campos y en otros camposque produzcan de formaciones similares. Para lacaracterización y simulación de yacimientos encurso, es fundamental una mayor confianza en lainterpretación de pozos individuales, puesto quela adquisición de muestras de núcleos de todoslos pozos no es económicamente viable. Los es-tudios integrados de registros y núcleos arrojanimportantes datos de referencia para el análisisde pozos de campo que carecen de núcleos.

32 Oilfield Review

m3/m3

m3/m3

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Porosidad totalAgua movible

0.5 0 mseg0.3 3500 mD

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1 1000 Resistiva Conductiva

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0.5 0

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0 29

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Análisis volumétrico0 1 m3/m3 00.5

m3/m3 00.5

Hg macro

Perm. de núcleo Perm. de núcleo Escala horizontal:1:14.835

Orientación norte

Dist. de T2 de CMR

Corte de T2

0 29

Agua ligada a las arcillas

Macroporosidad

Mesoporosidad

Microporosidad

Agua irreductible

Arcilla

Agua ligada

FMI macro

Comparación de datos de núcleos y registrosde pozos en la formación L-III para la identifica-ción de canales de alta permeabilidad. La litologíadel primer carril—arcilla, cuarzo, calcita y dolo-mita—se computa utilizando el software de análi-sis ELAN con los datos de ECS como datos clavede entrada. Los fluidos se reportan como petróleoque no ha sido desplazado por la invasión (verde),petróleo que ha sido desplazado (naranja), aguairreductible contenida en microporos (azul conpuntos negros) y agua movible (blanco). Los datosde RMN ayudan a distinguir entre agua irreducti-ble y movible. El segundo carril muestra la porosi-dad desglosada en porosidad de agua ligada a lasarcillas a partir de datos de ECS, microporosidada partir de datos de CMR y meso y macroporos apartir de registros de CMR y FMI. El tercer carrilcontiene las distribuciones de T2 del registroCMR. La curva de permeabilidad en azul sólidodel Carril 4 se calcula a partir de los volúmenescomputados por el procesamiento ELAN. Los pun-tos celestes representan la permeabilidad medidaen muestras de núcleo. La línea negra es la per-meabilidad medida con muestreos de 1 cm efec-tuados sobre una cara del núcleo laminado utili-zando un minipermeámetro. La macroporosidadcomputada a partir de los datos del registro FMI(que se muestra en el Carril 6) se indica en rojo enel Carril 5. Los puntos celestes indican macropo-rosidad determinada por inyección de mercurioen muestras de núcleos. La línea negra repre-senta porosidad de cavidades, medida en la caradel núcleo laminado.

>

Primavera de 2001 33

Ambos estudios dieron lugar a una estrechacolaboración entre el personal de investigación yel de operaciones, lo que fortaleció las relacionesde trabajo y hace más probable la investigaciónfutura conjunta. La mejor comprensión de losyacimientos gracias a las iniciativas de losgrupos de investigación se puede aplicar deinmediato a las operaciones. Sobre la base de losresultados de las investigaciones, es posibleadaptar las herramientas desarrolladas para losyacimientos de petróleo con el fin de serutilizadas en la evaluación de rocas quecontienen gas.

Es posible aplicar algunos resultados de losestudios de casos de SDR a los estudios de losyacimientos clásticos, ya que hay analogías entrelos carbonatos y ciertos yacimientos clásticos.Por ejemplo, un trabajo en ejecución sobreareniscas confirma la presencia de microporosasociados con arcilla cubiertas de granos ygranos parcialmente disueltos. Es evidente que elpersonal de investigación y los grupos deoperaciones pueden beneficiarse al compartir losresultados no confidenciales de su trabajo.

Los estudios en curso en el yacimiento delMedio Oriente descrito en este artículo, incluyenla generación de imágenes sísmicas con elsistema del sensor Q para caracterizar de mejormanera el yacimiento y optimizar los objetivos deperforación.

Entre los beneficios del estudio de BombayHigh se incluyen una mejor comprensión de laformación L-III, especialmente de la hete-rogeneidad y de sus efectos en la transmisibili-dad de los fluidos; el desarrollo de un rigurosoenfoque petrofísico; y la evaluación de la factibi-lidad de aplicación de la nueva metodología aconjuntos de datos más antiguos y de menoralcance. ONGC ha reconocido la importancia delos datos de ECS y CMR para la estimación delvolumen de arcilla. Estos resultados se incorpo-rarán a futuras estrategias de producción.

Evaluación integrada de carbonatos en el Centro de Investigación Conjunto de ONGC y SchlumbergerLos yacimientos carbonatados plantean impor-tantes retos de interpretación a los científicos eingenieros que trabajan en el Centro deInvestigación Conjunto (JRC, por sus siglas enInglés), un esfuerzo conjunto de Oil and NaturalGas Corporation, Ltd. (ONGC) y Schlumberger. ElJRC, ubicado en Nueva Delhi, se creó en ladécada de 1980 para investigar los problemas deevaluación de formaciones, descripción de yaci-mientos, producción y terminación de pozos, asícomo también problemas de monitoreo de yaci-mientos experimentados por ONGC, y para

encontrar soluciones a dichos problemas. Hayvarios yacimientos carbonatados dignos de men-ción en las costas de Mumbai, India, incluido elcampo Neelam, que el personal de JRC ha estu-diado desde su descubrimiento y puesta en pro-ducción en 1990.

En el JRC, las evaluaciones petrofísicas, geo-físicas y geológicas de los yacimientos carbona-tados proporcionan la base para una soluciónintegrada de yacimientos. El objetivo final esmaximizar la recuperación de petróleo y la efi-ciencia en la producción, mediante la compren-sión y el modelado del yacimiento. Este enfoquetambién minimiza la cantidad de intervencionesde pozos y la cantidad de pozos requeridos, demodo que se exploten todos los reservorios quesean comercialmente viables. Mediante la crea-ción de un modelo de simulación numérica delcampo, los geocientíficos e ingenieros puedenextrapolar el comportamiento del campo a lolargo del tiempo y evaluar posibles escenarios,tales como la manera en que un determinadoprograma de intervenciones podría afectar el ren-dimiento y la producción del campo, o si el noperforar ciertos pozos de desarrollo pudiese dejarcompartimentos de hidrocarburos no explotados.

En el caso de un campo maduro como elcampo Neelam, la primera fase de la creación deun modelo de simulación es su calibración parareproducir el comportamiento histórico del yaci-miento; conocido como ajuste histórico. Puestoque esta etapa condiciona el modelo del yaci-miento a los datos dinámicos, como las tasas deproducción de los pozos y los cambios en las pre-siones y saturaciones, una vez logrado el ajustehistórico, el modelo se convierte en una descrip-ción mucho más representativa del yacimientoque el modelo estático.

Para modelar correctamente el comporta-miento de los flujos en los yacimientos carbona-tados, es esencial entender el perfil depermeabilidad. Los datos de registros estánda-res—registros de densidad, neutrón, sónicos,rayos gamma, SP y resistividad—cuando sonevaluados con métodos convencionales, condemasiada frecuencia indican un yacimientohomogéneo. Las variaciones de la porosidad noson un indicador confiable de las variaciones dela permeabilidad, ya que los cambios en la tex-tura de los carbonatos influyen en la permeabili-dad mucho más de lo que los cambios en laporosidad afectan la permeabilidad. El tan tradi-cional método de utilizar datos de núcleos paraderivar una relación porosidad-permeabilidadasociada con un yacimiento específico, fallacuando varía la textura de la roca del yacimiento.Aunque la técnica es básicamente correcta, deberealizarse en forma separada para cada tipo o

textura de roca carbonatada. De hecho, estudiosanteriores realizados en el campo Neelam handemostrado que la permeabilidad aumentaba amedida que la porosidad disminuía, una conclu-sión que para los petrofísicos es difícil de conci-liar con sus interpretaciones.

Muchos yacimientos carbonatados contienencapas localizadas o extendidas de roca soportadapor lodo, en que la permeabilidad se reduce no-tablemente, pero las barreras completas a la mi-gración de fluidos verticales son raras. Durantelos millones de años de evolución de los yaci-mientos, los fluidos se han segregado, creándoseuna zona de agua en la parte inferior, una zona entransición donde los volúmenes de agua y petró-leo se pueden desplazar y una zona de petróleoen la parte superior, donde el agua está comple-tamente ligada a los capilares y sólo el petróleose puede desplazar. Las presiones también seequilibran en el yacimiento durante este período.

Sólo mediante una rigurosa inspección de losdatos de núcleos, o a través de una evaluacióninnovadora de los registros de imágenes depared de pozo o de RMN, se puede distinguir latextura de los yacimientos carbonatados comozonas específicas con grados variables desoporte de lodo en los granos de carbonatos ypropiedades de transmisibilidad de los fluidos. Lacaliza granular (grainstone), a menudo la menosporosa, generalmente ofrece la mayor permeabi-lidad de entre los tipos de rocas carbonatadas. Amedida que aumenta el contenido de lodo,creándose como consecuencia caliza granularlodosa (packstone) o caliza lodosa (wackstone),por lo general aumenta la porosidad total, pero lapermeabilidad es quizás de 10 a 100 vecesmenor que en la caliza granular, debido a la cre-ciente importancia de la microporosidad en loslodos asociados.

Estas diferencias de textura no crean necesa-riamente verdaderas barreras al flujo de fluidos alo largo del tiempo geológico. Sin embargo,cuando los fluidos del yacimiento son sometidosa una extracción "instantánea" de la forma-ción—por ejemplo, la producción durante unos 5a 20 años, en contraposición con los millones deaños que fueron necesarios para que se formarael yacimiento—los pulsos de presión resultantescrean unidades de flujo diferentes dentro delyacimiento, separadas por zonas con una signifi-cativa disminución de la permeabilidad. En con-secuencia, se suelen crear grandes diferenciasde presión entre las unidades de flujo y se pro-duce una completa interrupción de la suave tran-sición de agua a petróleo a medida quedisminuye la profundidad. Los frentes de agua sepropagan lateralmente, a cualquier profundidad,hacia las secciones más permeables.

Para complicar aún más las cosas, con fre-cuencia, la permeabilidad de un yacimiento carbo-natado se ve profundamente afectada por losfenómenos tectónicos y diagenéticos. Por ejem-plo, las capas de permeabilidad extremadamentealta, llamadas capas "súper k", por lo general seproducen a partir de la alteración diagenética. Lamayor parte de los datos disponibles en el yaci-miento Neelam sugieren que las capas súper khan sido creadas por disolución y lixiviación de lacomposición de la roca por agua meteóricadurante períodos de bajo nivel del mar, cuando loscarbonatos estaban expuestos al agua atmosfé-rica en la superficie de la Tierra.

La disponibilidad de una descripción precisade la permeabilidad, acelera de manera impor-tante el proceso de ajuste de la historia de pro-ducción y mejora significativamente laconfiabilidad de las predicciones del modeloajustado históricamente. Debido a que el ajustehistórico es un proceso complejo que involucramúltiples variables, a veces se puede lograr loque aparenta ser un ajuste satisfactorio de losdatos históricos con un modelo inexacto de ladistribución de la permeabilidad del yacimiento.En este caso, el modelo proporcionará prediccio-nes imprecisas. Sólo mediante una adecuadadeterminación de la distribución de la permeabi-lidad de un yacimiento es posible crear unmodelo de simulación realista y útil.18

34 Oilfield Review

18. Un análisis completo de la simulación de yacimientos vamás allá del alcance de este artículo, pero se incluirá enun futuro artículo de Oilfield Review.

19. Ramakrishnan et al, referencia 11.20. Olesen JR, Dutta D y Sundaram KM: "Carbonate

Reservoirs Evaluation with Advanced Well-Log Data,"presentado en la Cuarta Conferencia y ExposiciónInternacional del Petróleo, Nueva Delhi, India, Enero 9-12, 2001 y también extracto ampliado presentado en laConferencia y Exposición Internacional de la AAPG, Bali,Indonesia, Octubre 15-18, 2000.

21. Los ooides son pequeños granos redondos de capascarbonatadas de calcio alrededor de un núcleo dearena. Los moldes oolíticos son los orificios esféricosque permanecen cuando los ooides se disuelven.

22. Brie A, Johnson DL y Nurmi RD: "Effects of SphericalPores on Sonic and Resistivity Measurements,"Compendio del vigésimo-sexto simposio anual de regis-tros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, Junio 17-20, 1985,artículo W.Kuster GT y Toksöz M: "Velocity and Attenuation ofSeismic Waves in Two-Phase Media: Part I, TheoreticalFormulations, Part II, Experimental Results," Geophysics39, no. 5 (Octubre de 1974): 587-618.

23. Maxwell-Garnett JC: "Colours in Metal Glasses and inMetallic films," Compendios Filosóficos de la SociedadReal de Londres 203 (1904): 385.Sen PN, Scala C y Cohen MH: "A Self- Similar Model forSedimentary Rocks with Application to the DielectricConstant of Fused Glass Beads," Geophysics 46, no. 5(Mayo de 1981): 781-795.

Caliza granular lodosa

(Packstone)

Caliza granular

Caliza granular lodosa

Caliza lodosa (Wackstone)

Caliza granular (Grainstone)

> Análisis de textura y permeabilidad de un registro adquirido a pozo abierto en el campo Neelam. El Carril1 muestra los resultados de porosidad efectiva del procesamiento ELAN, incluyendo petróleo inamovible(verde), petróleo movible (naranja), agua movible (blanco) y agua ligada a los capilares (celeste). El Carril 2agrega el análisis de la litología a los resultados de porosidad efectiva, en una escala de 0 a 1. El grisrepresenta lutita; el gris azulado es caliza; el celeste es caliza soportada por grano; y otros materiales car-bonatados se muestran en azul oscuro. El Carril 3 presenta distribuciones de T2 del registro CMR, las quese correlacionan con las texturas de carbonatos (fotomicrografías de la izquierda).

Los geocientíficos e ingenieros del JRC seconcentraron en el mapeo de la permeabilidadutilizando cuatro enfoques complementarios. Sibien cada enfoque tiene su origen en el pozo, espreciso integrar los resultados de cada pozo enun modelo tridimensional del campo para que eloperador obtenga el máximo valor. Estos enfo-ques incluyen los siguientes elementos:• análisis de datos de RMN para evaluar la tex-

tura de la roca y los perfiles de permeabilidad• adquisición de registros de saturación a pozo

entubado para comparar las saturaciones delos fluidos originales con las saturaciones des-pués de cierto período de producción, con elfin de desarrollar un perfil de decaimiento defluidos

• utilización de curvas de proporción y otrasherramientas geoestadísticas para destacarcorrelaciones ocultas que se puedan confirmaren pozos clave a través de alguno de los dosmétodos anteriores

• análisis geoestadístico de la irrupción de aguaen los datos históricos de producción de lospozos para evaluar las capas de alta permea-bilidad que transportan el agua del yacimientoo de inyección.

Las técnicas geoestadísticas todavía están enuna etapa experimental.

Primavera de 2001 35

Análisis de textura y permeabilidad conregistros adquiridos a pozo abierto—Durante eldesarrollo del campo o la perforación de pozos derelleno, los operadores tienen la oportunidad deadquirir nuevos datos a pozo abierto. En elpasado, los geólogos de carbonatos dependíande los registros de imágenes para revelar las tex-turas de los carbonatos, a partir de las cualesinferían la permeabilidad. Hoy se están agre-gando técnicas más modernas al análisis de imá-genes para evaluar la permeabilidad.Confirmando los descubrimientos realizados pre-viamente en el laboratorio y mediante el mode-lado computacional de Ramakrishnan y otros, losgeocientíficos del JRC observaron que el rangode la distribución de T2 de RMN en los pozos,está estrechamente relacionado con la litologíade los carbonatos.19 Los análisis petrográficos yde núcleos confirman las conclusiones del JRC(página anterior).20 Esta información se puede uti-lizar para calibrar las permeabilidades derivadasde registros de RMN, con el fin de obtener unperfil de permeabilidad continuo y preciso.

Anteriormente, derivar la permeabilidad a par-tir de registros de RMN era muy complicado,debido a la variabilidad y escasa definición delvalor de corte de T2 para los fluidos libres y losligados a los capilares. El método desarrolladopor el JRC utiliza primero la formulación de per-meabilidad del Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger, situado en Ridgefield, conocidacomo kSDR. Esta relación, también utilizada en elestudio del Medio Oriente descrito anterior-

2.30

2.20

2.10

"m" d

e nú

cleo

s

"m" de registros

2.00

1.901.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25 2.30

> Factor de cementación. Los valores del factor de cementación, m, derivadosde los datos de registros de pozos utilizando el modelo de Kuster-Toksöz y losmedidos en el laboratorio en muestras de núcleos, varían de 1.95 a 2.20. Lamedición de m en laboratorio confirma que los valores derivados de registrosson razonables y que, en último término, dan como resultado predicciones másprecisas del volumen de hidrocarburos.

mente, define la permeabilidad como una funciónde la porosidad y el valor medio de la distribuciónde T2 de RMN, independientemente del valor decorte de T2. Los científicos del JRC observaron unaclara dependencia del premultiplicador de estarelación en la textura de la roca, de modo queintrodujeron un término relacionado con la texturaen la relación kSDR. Ellos confirmaron la precisióndel método al comparar la tendencia de lapermeabilidad derivada de los datos de RMN conlos datos de permeabilidad de núcleos medidoscon salmuera. La concordancia entre las estima-ciones de textura y permeabilidad lograda conesta técnica y los resultados de un amplio estudiode núcleos es razonable, dada la incertidumbre delos resultados de permeabilidad provocada por laheterogeneidad de los carbonatos.

La realización de predicciones significativasde producción de un yacimiento requiere de unconocimiento preciso de los respectivos volúme-nes de petróleo y agua libres. Los ingenieros delJRC obtuvieron la estimación de agua libre al in-vertir la relación de permeabilidad de Timur-Coates e igualarla a la medición de lapermeabilidad basada en la textura. Esto divide elagua total—definida simplemente como la poro-sidad efectiva menos el volumen de hidrocarbu-ros—en agua libre y agua ligada a los capilares.

En los yacimientos carbonatados, no se puedederivar la saturación a partir de una simple rela-ción de Archie. Es común encontrar moldes oolíti-cos o cavidades de disolución que afectan elfactor de cementación m utilizado en la relación

de Archie.21 Durante años, quienes se dedican alestudio de los carbonatos, han sabido que serequiere un enfoque de "m variable." La dificultadradica en realizar particiones correctas de laporosidad total entre la porosidad primaria, dematriz y de cavidades.

Un método, utilizado por primera vez por Brie yotros en 1985, utiliza un modelo de dispersiónacústica desarrollado anteriormente por Kuster yToksöz para evaluar estas particiones.22 La técnicase basa en la porosidad total indicada por losregistros de densidad o de neutrón, o ambos, y lasvelocidades compresional y cizallante (de corte)indicadas por los registros sónicos. Una técnicaiterativa ajusta la cantidad de porosidad de cavi-dades necesaria para minimizar el error entre losvalores teóricos esperados de los tiempos de trán-sito de corte y de compresión del registro sónico,y los valores medidos. Una vez que se ha evaluadola partición de la porosidad, se utiliza una aproxi-mación equivalente a la de las propiedades eléc-tricas provista por el modelo de Maxwell-Garnettcon el fin de evaluar el efecto de las inclusionesconductoras o aisladas en el factor de cementa-ción.23 Se obtiene un valor de m variable que seutiliza en los cálculos del Análisis Elemental deRegistros ELAN para obtener un volumen de hidro-carburos mucho más preciso. Si bien otros estu-dios han utilizado valores variables para m, éstees quizás el primero en el cual el método ha sidovalidado con mediciones de m efectuadas ennúcleos individuales en el laboratorio (abajo).

36 Oilfield Review

La evaluación petrofísica resultante de la com-binación del volumen de petróleo, de agua libre yde agua ligada a los capilares, se comparó con losresultados de un exhaustivo análisis de perfiles depresión derivados del Probador Modular de laDinámica de la Formación MDT y de los datos depruebas en pozos (abajo).

Análisis de perfiles de decaimiento—En loscampos desarrollados, por lo general los opera-dores adquieren nuevos datos a través del reves-tidor.24 En estos casos, los miembros del JRC hanaprovechado la línea de productos RSTPro paramejorar las estimaciones de saturación de petró-leo remanente, utilizando datos de la herra-

mienta de Control de Saturación del YacimientoRST y para llevarlas a un grado de precisión quepermita realizar una comparación directa con lasaturación original obtenida a pozo abierto.25 Estopermite inferir un perfil de decaimiento quedefine claramente tres tipos de zonas: las zonasque no presentan decaimiento aparente, que pro-bablemente sean rocas soportadas por lodo y debaja permeabilidad que separan las unidades deflujo dentro del yacimiento; las zonas parcial-mente agotadas que constan de rocas "norma-les," y las zonas de decaimiento extremo, quepueden ser capas súper k o zonas que contienengrandes canales originados por disolución.

> Perfil de presión en la parte superior de la zona de transición. Las mejores técnicas de evaluaciónpetrofísica predijeron agua libre y ligada a los capilares, y volúmenes de petróleo de manera másrealista. Estos resultados son comparables con los resultados del análisis del perfil de presión deri-vado del MDT, y fueron verificados con datos de pruebas del pozo. En este ejemplo, las prediccionesde fluidos derivadas del CMR (derecha) fueron confirmadas por la producción de petróleo durante laspruebas del pozo.

> Perfil de presión en la parte superior de la zona de agua. Los análisis convencionales de los regis-tros utilizando un valor constante de m, indicaban que la zona contenía petróleo, pero la evaluacióndel perfil de presión utilizando tanto datos del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT,como los resultados de las pruebas de pozos, probaron que la zona contiene agua, como lo predijo lametodología de evaluación petrofísica del JRC.

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Presión del yacimiento, lpc3500

XX00

XX50

X100

X1503550 3600 3650 3700 3750

Gradiente de presión en zona de transición agua-petróleo de 1.294 lpc/m, equivalente a una densidad de fluido de 0.910 g/cm3

Gradiente de presión de agua de formación de 1.436, equivalente auna densidad de fluido de 1.01 g/cm3, o una salinidad de 22 ppk

Prueba 2: 1930 bapd con estrangulador de 1/2 pulg; 23.4 ppk

Prueba 1: 1500 bapd con estrangulador de 1/2 pulg; 23.4 ppk

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Presión del yacimiento, lpc

X170

X120

XX70

XX20

3200 3250 3300 3350 3400 3450 3500

Prueba 10: Productor más prolífico, pero sólo agua, salinidad 23.4 ppk

Prueba 9: Antes de la acidificación, estrangulador de 1/4 pulg: 140 bppd, 24 bapd, sospecha de canalización, ya que la tasa del flujo de agua cambia con el tamaño del estrangulador. Después de la acidificación produjo sólo agua.

Prueba 7: Antes de la acidificación, estrangulador de 1/2 pulg: flujo no medible. Después de la acidificación, estrangulador de 1/2 pulg: 1715 mcgpd, 514 bppd, 37.5 API, 91 bapd, 29.3 ppk

Prueba 11: Produjo sólo agua, salinidad de 24.5 ppk

Prueba 8: Antes de la acidificación, estrangulador de 1/2 pulg: 1745 mcgpd, 858 bppd, 38 API, wc<1%. Después de la acidificación, estrangulador de 1/2 pulg: 4084 mcgpd, 2593 bppd, 38 API, wc<1%.

Caliza granular lodosa (Packstone)

Biolitita(Boundstone)

Caliza lodosa(Wackstone)

En el yacimiento Bassein del campo Neelam,se pueden apreciar estas tres zonas que se corre-lacionan a lo largo de una distancia superior alos 6 km [3.7 millas]. En cada pozo estudiado, lacombinación del perfil de decaimiento del RST yun registro de temperatura efectuado durante laproducción, destaca las zonas de producción enlos intervalos abiertos y muestra un yacimientoseparado en tres unidades de flujo principales(próxima página, abajo). Todavía queda un granvolumen de petróleo en la unidad superior, peroprácticamente no hay producción en esta unidad,ya que el decaimiento por presión en esta zonaes más intenso que en las unidades inferiores.

Para mejorar la determinación a pozo entu-bado del volumen de petróleo remanente en car-bonatos con la herramienta RST, es fundamentalcomprender la sensitividad del registro RST a lascondiciones de terminación, especialmente lacementación. En las rocas siliciclásticas, el espe-sor del cemento tiene escaso efecto en la longi-tud de los segmentos del cuadrilátero deevaluación de la saturación utilizando datos delregistro RST; cuadrilátero que se presenta engráficas de las relaciones carbono/oxígeno (C/O)provenientes del detector cercano (NCOR) versuslas relaciones C/O provenientes del detectorlejano (FCOR). El cuadrilátero y las relacionesC/O se utilizan para determinar las saturacionesde los fluidos (próxima página, arriba).

La geometría del pozo, la litología de laformación, la porosidad y la densidad delcarbono del hidrocarburo definen los puntosextremos del cuadrilátero de evaluación de lasaturación. La esquina inferior izquierda, AA, esdonde tanto el pozo como la formación contienenagua. Avanzando en el sentido de las agujas delreloj, el punto AP indica que el pozo contieneagua y la formación contiene petróleo. El puntoPP, lado derecho superior indica petróleo, tantoen el pozo como en la formación. Finalmente, elpunto PA indica petróleo en el pozo y agua en laformación. La posición exacta de estos cuatropuntos se obtiene en condiciones de laboratoriocontroladas.26

En los carbonatos, el cuadrilátero deevaluación se traslada debido al carbono y oxí-geno adicionales presentes en la matriz decarbonatos. El grado de traslación del cuadrilá-tero de evaluación está relacionado con lacantidad de carbonatos en torno a la herramientay también con la distancia entre la herramienta yel material de los carbonatos.

Se puede decir que el efecto será mayor enun pozo pequeño, donde la herramienta y lamatriz de la roca están separadas sólo por elrevestidor. A medida que aumentan el tamañodel pozo y el espesor del cemento, la herra-

Primavera de 2001 37

mienta se ve menos afectada por las rocas car-bonatadas. En el límite, para un espesor delcemento mayor que el radio de investigación dela herramienta, la roca carbonatada no influye enla medición, ya que la herramienta tomamuestras sólo del cemento.

En el pasado, si se disponía de un registro decalibre adquirido a pozo abierto, se incorporabaal conjunto de datos del RST para evaluar elespesor del cemento. Esto a partir de la diferen-cia entre el radio del pozo abierto y el radio exte-rior del revestidor. La utilización de los datos delcalibre parte de los supuestos que el pozo no hasido ampliado desde el momento en que seadquirieron los registros a pozo abierto hasta elmomento de la cementación del revestidor; queéste está perfectamente centrado en el pozo; yque el pozo es perfectamente redondo, en lugarde tener una forma ovalada. Estos supuestos sonsumamente improbables, especialmente enpozos desviados. Con la tecnología RSTPro y laadquisición de datos con una pasada adicional dela herramienta RST en modo sigma, es posiblecalcular un valor optimizado del espesor decemento que, después de la corrección por efec-tos de difusión, resultará en una discrepanciamínima entre las mediciones de la sección decaptura efectiva (sigma) de la formación deriva-das de los detectores lejano y cercano.

Este espesor del cemento y el diámetro exte-rior del revestidor pueden utilizarse para generarun "calibre del RST," para ingresar la informaciónal módulo de evaluación de volumen de petróleodel RST. Los anteriores registros RST de carbona-tos de áreas marinas de la India, mostraban per-files de petróleo remanentes que eran difíciles dejustificar. La nueva técnica ha producido registrosconfiables desde su introducción a comienzos delaño 2000. Es común que en los perfiles de satu-ración ocurran cambios de hasta 20 unidades de

24. Para mayor información acerca de los registros de pro-ducción: Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P, Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemingway J,Horkowitz J, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D yMartin A: "Keeping Producing Wells Healthy," OilfieldReview 11, no. 1, (Primavera de 1999): 30-47.

25. Olesen JR y Carnegie A: "An Improved Technique forReservoir Evaluation Through Casing," artículo IRS2k-0228, presentado en el Simposio de RecuperaciónMejorada, Instituto de Estudios de Yacimientos,Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28, 2000.

26. Se han medido más de 3000 combinaciones de tamañosde poros, litologías, porosidades, saturaciones de forma-ción y de pozo. La interpolación entre los puntos extre-mos se obtiene mediante el modelado nuclear de laherramienta, las condiciones de las formaciones y de lospozos, con los puntos extremos del modelo calibradoscon datos de laboratorio.

0.50

0.45

0.40

0.35

0.30

FCOR V ILL0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

0.1

0.00.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

NCOR0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

AP

AA

PP

PA

Superposición del cuadrángulo de evaluación de saturación del RST con la grá-fica de la relación C/O del detector cercano (NCOR) y del detector lejano (FCOR). Lacodificación por color en el eje Z representa el volumen de lutitas (VILL); rojo es calizapura, azul es un 10% de lutita. Los datos se registraron en la India en un yacimientode caliza cuya porosidad es de 22 u.p., en un pozo de 8.5 pulg, con revestidor de 7.0pulg. La geometría del pozo, la litología y la porosidad de la formación, junto con ladensidad del carbono del hidrocarburo, definen completamente los puntos extremospara la caracterización. Los datos se agrupan a lo largo de la línea AA-AP, indicandoun pozo lleno de agua. La saturación de petróleo de la formación varía de 0 a 40%.

NLM2-2NLM2-4

NLM4-2

NLM5-9Norte

3

2

1

Análisis de un perfil de decaimiento. En estos cuatro pozos, una combinacióndel perfil de decaimiento del RST y de la derivada del registro de temperaturaadquirido con el pozo en producción, muestran las tres principales unidades deflujo del yacimiento. La base de la Zona 1 es la transición original agua-petróleo.La Zona 2 incluye los principales horizontes en producción. En la Zona 3 hayreservas remanentes, pero la simulación del yacimiento indica que ha ocurridoun importante decaimiento de presión.

saturación entre evaluaciones, tomando encuenta o no el espesor optimizado del cemento.

Análisis geoestadístico—La utilización inno-vadora de las herramientas estadísticas en elJRC amplía el análisis de datos de RMN y de losresultados del RST de los pozos clave a todo elmodelo del campo, el cual antes sólo estaba com-puesto por datos de registros convencionales ydatos de producción del fondo del pozo. Estasnuevas técnicas incluyen curvas de proporción yel seguimiento de los conductos de agua.

>

>

Una curva de proporción vertical traza un his-tograma en cada nivel estratigráfico dentro de laformación (derecha). En este ejemplo, se presen-tan registros de categorías de porosidad con pro-fundidades relativas a la parte superior delyacimiento: la superficie de separación entreestratos. En estos pozos, el intervalo vertical demuestreo es de 1 metro [3 pies]. El estudio de losdatos RST analizado anteriormente se llevó a caboen un pozo vecino. Los registros se han proyectadoen una línea que va de norte a sur y que se indicaen el mapa. La curva de proporción vertical segenera indicando los porcentajes relativos de lasdiferentes categorías de porosidad en cada nivelestratigráfico. La curva se hace más estrecha amedida que aumenta la profundidad, debido a quelos pozos tienen diferentes profundidades depenetración. No obstante, se puede inferir que laformación probablemente consta de dos zonas deporosidad relativamente alta, separadas por unazona de baja porosidad.

Este ejemplo demuestra que la técnica decurvas de proporción utiliza datos agrupados o ca-tegorizados, en lugar de datos continuos. Tradicio-nalmente, las curvas de proporción verticales sehan construido con datos de litofacies en funciónde la profundidad para comprender los ciclosdepositacionales y constreñir las realizacionesgeoestadísticas.27 Pero tal como se muestra en elJRC, estas curvas pueden tener una importanteaplicación en el diagnóstico del comportamientode los flujos del yacimiento, y en la relación dedicho comportamiento con la caracterización delyacimiento efectuada con registros de saturaciónadquiridos a pozo abierto y a pozo entubado.

Para tener una visión más clara de esta técnica,se puede llevar el ejemplo un paso más allá, al in-cluir una curva de proporción vertical derivada delos registros de producción (arriba, parte inferiorderecha). La productividad, o tasa de flujo, se cla-sifica como alta, media, baja, o sin flujo. En la par-te superior del yacimiento, las tasas de flujo sonaltas, lo que implica que existe una capa delgadade alta permeabilidad en la parte superior de la for-

mación. Análisis posteriores demostraron que éstaes una capa súper k. Más abajo, hay otras doszonas principales de alta tasa de flujo mezcladascon tasas de flujo más bajas. Estas zonas deberíantener una permeabilidad de media a alta. Estasobservaciones soportan las conclusiones obtenidasen base a los datos del registro RST descritos ante-riormente, puesto que las curvas de proporcióncaptan el comportamiento promedio de la región.

La comparación del registro de producción conlas curvas de proporción de porosidad muestraque la porosidad sola es un parámetro incompletode descripción de la permeabilidad en esta regióny, en consecuencia, se necesitan mejores indica-dores de la permeabilidad basados en registros apozo abierto, como los que se derivan de los datosMDT o de RMN.

La técnica de curvas de proporción se haaplicado en otros sitios del yacimiento y a otrasformas de datos dinámicos y estáticos, paraderivar rápida y eficientemente varios resultadosútiles. Por ejemplo, es posible mapear en todo elcampo la extensión lateral y vertical de las zonasde alta permeabilidad por las que ha fluido aguapor un tiempo prolongado. Esto mediante lacombinación en una curva de proporción del

registro de rayos gamma adquirido a pozoabierto con el registro de rayos gamma obtenidoa pozo entubado más tarde en la vida útil de unpozo. Por otro lado, la comparación de registrosde rayos gamma adquiridos a pozo abierto con laseparación de las curvas densidad-neutrónpermite la detección de zonas erosionadas en lasque el agua meteórica ha creado capas súper kmediante alteración diagenética.

Las curvas de proporción permiten un análisisrápido y eficiente de grandes cantidades dedatos, una importante ventaja cuando se requiereinterpretar y sintetizar datos de un campo com-pleto, que puede incluir datos de producción his-tórica, y registros adquiridos a pozos abierto yentubado, provenientes de varios cientos depozos. Las curvas de proporción se pueden agru-par para obtener una visión local de partes espe-cíficas de un campo. También ofrecen un altogrado de inmunidad frente a datos incorrectos ode baja calidad, puesto que el "ruido" creado portales conjuntos de datos tiende a anularse por sísolo, y la cantidad de datos de alta calidad superacon creces la de datos cuestionables dentro detodo el conjunto de datos. Un paquete patentadode software para PC, perfeccionado en el JRC,

38 Oilfield Review

Creación y aplicación de las curvas de propor-ción. Se hizo un muestreo de datos de porosidadde diez pozos a intervalos verticales de 1 m [3 pies]y se clasificaron para formar registros de propor-ción de porosidad (arriba a la izquierda). Las loca-ciones de los pozos y la línea de proyección norte-sur se muestran en el mapa (arriba a la derecha).Los registros de proporción de porosidad se com-binan para formar una curva de proporción deporosidad (abajo a la izquierda). El fondo de lacurva se estrecha porque los pozos tienen diferen-tes profundidades de penetración. Se puede gene-rar una curva similar utilizando los registros deproducción de los pozos (abajo a la derecha). LaZona 1 incluye sólo valores de alta productividad;las Zonas 2 y 3 tienen algunas tasas de flujo altasmezcladas con tasas de flujo más bajas.

D1

D2

D3

Porosidad < 8%

Porosidad 8-16%

Porosidad 16-24%

Porosidad > 24%

D4

D9

D8

D7

D6

D5

C2

Registros de proporción de porosidad Pozos con registros

Líne

a de

pro

yecc

ión

N-S

Sin flujo

Productividad baja

Productividad mediana

Productividad alta

Zona 1

Zona 2

Zona 3

>

Primavera de 2001 39

27. Para mayor información acerca de las curvas de propor-ción y los ciclos depositacionales, véase: Jain AK yCarnegie A: "Value Addition Through Stochastic Evaluationof Gamma Rays – A Geostatistical Approach to GeologicalModeling and Characterization of the Reservoir," presen-tado en la Conferencia y Exposición Internacional de laAAPG, Bali, Indonesia, Octubre 15-18, 2000.Para mayor información acerca de las curvas de propor-ción y las realizaciones geológicas, véase: Klauser-Baumgartner D y Carnegie A: "Geostatistical Modeling ofDelta Front Parasequences by Indicator Kriging,"Procesamiento y Modelado de Información Geológica, 10.Kontaktwochenende, Sedimentología, Aachen, 1995.

28. Para mayor información sobre el método de seguimientode conductos de agua, véase: Carnegie A: "Techniques toOptimize the Efficiency of History Matching in IntegratedStudies," artículo 402, presentado en el Simposio deRecuperación Mejorada de Petróleo, Instituto de Estudiosde Yacimientos, Ahmedabad, Gujarat, India, Julio 27-28,2000.

29. Para mayor información sobre el método de los RRTs,véase: Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden G:"Small-Scale Heterogeneity and Permeability Estimationfrom Dipmeter and Image Logs for Reservoir Rock Typing:Aptian Shuaiba Reservoir of Abu Dhabi," Boletín de laAsociación Norteamericana de Geólogos en Petróleo(en prensa).

RRT 6 RRT 7

RRT 14 RRT 15

RRT 8

> Heterogeneidad de la formación Shuaiba. Lostipos de rocas del yacimiento (RRTs, por sus siglasen Inglés) oscilan desde rudistas—moluscos enextinción similares a las ostras—en lodo de cal(arriba a la izquierda) a rudistas mezclados en unamatriz granular (arriba al centro), hasta rudstonecon desechos diagenéticamente alterado (arriba ala derecha). Un lápiz o la punta del dedo en cadafotografía indica la escala. Los RRTs de la partenorte del campo comprenden rudstone (fotomicro-grafía izquierda inferior) y caliza granular lodosa(packstone) de granos finos o caliza granularlodosa (abajo a la derecha). El campo de vista delas fotomicrografías es de 4 mm por 6 mm.

realiza, en forma interactiva, el manejo de unabase de datos, el cálculo y la visualización en 2 y3 dimensiones de estas curvas de proporción. Elpaquete es compatible con el programaGeoFrame Application Builder, que facilita elacceso a la base de datos.

Método de seguimiento de conductos deagua—La detección de conductos de alta per-meabilidad, tales como las fallas o capas súper kque transportan el agua del yacimiento o de in-yección, se puede mejorar mediante la realizaciónde un análisis en red de las veces en que se veri-ficó irrupción de agua en los datos de producciónde los pozos. Un paquete de software para PCescrito en el JRC les ayuda a los usuarios a detec-

tar de manera interactiva el trayecto del agua. Lainformación de la irrupción del agua proviene delos datos de producción de los pozos cargados enuna base de datos de manejo de la producción.Esta herramienta permite un diagnóstico másrápido y objetivo que los análisis manuales tradi-cionales en cuanto al progreso y la evolución de lairrupción de agua en todo un campo.28 Estemétodo, conocido como seguimiento de conductosde agua (WCT, por sus siglas en Inglés), hace quela evaluación de la validez de múltiples escenariossea más eficiente que en el pasado.

Al realizar los vitales análisis de texturas derocas, permeabilidad, perfiles de decaimiento ydatos de producción, y al integrar de manera sen-sata estos resultados con otros datos de campoutilizando técnicas geoestadísticas, el JRC estácreando modelos que resultan en simulaciones deyacimientos más realistas. Estas simulacionesayudan a tomar decisiones más confiables encuanto al desarrollo y la producción del yacimientoque con los análisis aislados.

Evaluación de la heterogeneidad de los carbonatos en Abu DhabiLos equipos de operaciones locales mejoran lascontribuciones de las iniciativas de investigaciónformales para entender los carbonatos. Los cientí-ficos e ingenieros de Abu Dhabi, EAU, han desa-rrollado nuevas técnicas para evaluar yacimientoscarbonatados heterogéneos, mediante la integra-ción de datos geológicos, registros adquiridos apozo abierto y registros de producción. La caracte-

rización de las heterogeneidades a pequeñaescala en las rocas de los yacimientos ha llevadoa una clasificación de 17 tipos de rocas del yaci-miento (RRTs, por sus siglas en Inglés) en la for-mación Shuaiba. Los tipos de rocas del yacimientose basan en las litofacies, los datos de registrosde pozos, la porosidad y la permeabilidad denúcleos, la presión capilar y las distribuciones deltamaño de los poros derivadas de los análisis deinyección de mercurio, y en los datos de produc-ción.29 Los RRTs se pueden utilizar para correlacio-nar de mejor manera las zonas de los yacimientoscuando no hay núcleos disponibles.

Un campo petrolífero en Abu Dhabi ha estadoproduciendo desde 1962 de la formación Shuaibadel Cretáceo Inferior. Dentro del campo, la forma-ción Shuaiba varía de plataformas de aguas pocoprofundas a sedimentos de talud de aguas profun-das, con cuatro facies específicas. Los RRTs varíande rocas no productivas a rocas que tienen hasta un30% de porosidad y una permeabilidad de 20Darcies (arriba). Este significativo grado de hetero-

40 Oilfield Review

> RRTs e indicador de permeabilidad de la formación Shuaiba derivados de los datos de núcleos y de regis-tros. Las fotografías (extremo derecho) en esta representación compuesta de un pozo en un campo en AbuDhabi muestran la heterogeneidad de tres de los RRTs específicos. La permeabilidad caracterizada por elanálisis de los datos de la herramienta de Echados (Buzamientos) Estratigráficos de Alta Resolución SHDT(Carril 8) muestra una estrecha concordancia con los datos de registros y de núcleos.

Indicador depermeabilidad

del SHDTRRTsde núcleos

Facies del SHDTy los registros

Canales del SHDT sin procesar

GRProf,pies

XX950

X1000

X1050

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X1150

X1200

X1250

X1300

Interpretaciónpetrofísica

Conductividaddel SHDT

Proporción de

hetero- geneidad

Permeabilidad de núcleos

0.2 2000

Primavera de 2001 41

geneidad debe considerarse al planificar las tra-yectorias y terminaciones de los pozos y las estra-tegias de producción.

Los RRTs se definen sobre la base de la cali-dad, la distribución y la productividad del yaci-miento, pero son productos de su ambientedepositacional y su historia diagenética. Los RRTsobservados en los núcleos y registros de dospozos del campo se han correlacionado con regis-tros de pozos sin núcleos, y esta correlación per-mitió una estimación de permeabilidad másprecisa que en los pozos en que sólo se utilizarondatos de registros. El estudio de los RRTs contri-buye de manera significativa al desarrollo delcampo, ya que el operador, Abu Dhabi Companyfor Onshore Oil Operations (ADCO), puede utilizarestimaciones de permeabilidad realistas y mode-los geológicos en 3D actualizados para optimizarel drenaje del campo y, de este modo, mantener yprolongar la producción.

Un método innovador de caracterización deRRTs depende de la cuidadosa integración de losregistros de pozos convencionales, tales comorayos gamma, neutrón y densidad, con las imá-genes y los registros de echados (buzamientos)de alta resolución. La heterogeneidad en la formade variaciones de conductividad se cuantifica uti-lizando un software especializado, entre otros,las aplicaciones BorTex y RockCell, para identifi-car los RRTs y generar indicadores de permeabili-dad (página anterior).30 En carbonatosextremadamente heterogéneos, la permeabilidadque se deriva utilizando esta metodologíaresuelve la heterogeneidad mejor que muestrasde núcleo de 1 pulgada o datos de minipermeá-metro (arriba). La mayor resolución y el aumentode la cobertura de las herramientas de genera-

ción de imágenes de pared de pozo, permitenhacer una diferenciación más precisa de los RRTsque los registros de echados solos y facilitan laidentificación de los trayectos de flujo entre cavi-dades y poros grandes. Debido a que es más fácildisponer de imágenes y de registros de echadosque de núcleos, el análisis de los RRTs es unapoderosa herramienta para evaluar los pozos quecarecen de muestras de núcleos.

Otra técnica exitosa para evaluar la porosidaden la formación Shuaiba utiliza imágenes depared de pozo para mapear la porosidad primaria

30. Un análisis completo del software BorTex y RockCell vamás allá del alcance de este artículo. Para mayor infor-mación, visite el sitio:http://www.geoquest.com/pub/prod/index.html.

> Datos de permeabilidad integrados. Muestras de núcleos de 246 intervalos de un pie (izquierda) y 586 mediciones del minipermeámetro a intervalos de 2 a 3pulgadas (centro) de un pozo en Abu Dhabi, muestran significativa dispersión debido a la extrema heterogeneidad que se presenta a pequeña escala. Por otraparte, el indicador de permeabilidad derivado del SHDT (derecha) muestra una clara tendencia que se correlaciona estrechamente con los RRTs encontradosen los núcleos. Cada color en el intervalo del núcleo representa un RRT específico de la formación Shuaiba.

XX900

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X13000.1 1

Prof

undi

dad,

pie

s

Permeabilidad de núcleos, mD Permeabilidad de núcleos del minipermeámetro, mD Indicador de permeabilidad del SHDT, mD10 100 1000 10,000 0.1 1 10 100 1000 10,000 1 10 100 1000 10,000

42 Oilfield Review

y secundaria. El espectro de porosidad azimutaldel pozo revela una extremada heterogeneidad enla porosidad, lo cual, a su vez, se relaciona con lapermeabilidad (derecha).31

Si bien los estudios de los RRTs ayudan en losestudios de caracterización y simulación de yaci-mientos a largo plazo, los resultados tambiénpueden influir en el desarrollo del campo en elcorto plazo. Por ejemplo, el reconocimiento dediferentes RRTs en un pozo horizontal perforadoen la formación Shuaiba le permitió al operadoroptimizar las tasas de producción.32 Un pozo hori-zontal perforado en 1997 produjo inicialmente6000 bppd (953 m3/d) libres de agua durante cua-tro meses y luego perdió repentinamente presióny fue cerrado. El operador necesitaba determinarqué había detenido el flujo de petróleo: ¿era ladisminución de la presión del yacimiento, lamigración de finos, o la carga de agua en el pozo?La interpretación de los datos de alta calidad delregistro de producción obtenido con la sarta PLFlagship, en conjunto con el análisis de los RRTsque incorporó los datos geológicos y de registrosadquiridos a pozo abierto, confirmó que la sec-ción horizontal penetraba dos RRTs muy diferen-tes (próxima página, a la izquierda).

Los ingenieros y geocientíficos descubrieronque un RRT de baja permeabilidad situado a lolargo del segmento central del pozo afectaba elcomportamiento del flujo. Al comprender la sen-sibilidad a los ajustes del estrangulador de flujo,el operador optimizó el rendimiento del pozo alseleccionar un ajuste que permitió una caída depresión uniforme a lo largo del pozo, a pesar dela heterogeneidad lateral del yacimiento. Ello hatenido como consecuencia la producción establede miles de barriles de petróleo seco por día. Estaestrategia de manejo de yacimientos se está apli-cando en otras partes del yacimiento para opti-mizar el emplazamiento de pozos adicionales.

Iniciativas de investigación a futuroEstá claro que queda pendiente una gran canti-dad de trabajo para quienes exploran y explotanyacimientos carbonatados. Si bien la complejidady heterogeneidad de los carbonatos planteanenormes retos operacionales y de interpretación,los ejemplos que se han presentado en este artí-culo destacan la necesidad de integrar todos losdatos disponibles y seleccionar rigurosamentelas herramientas de evaluación.

Schlumberger está enfrentando los proble-mas de los carbonatos de manera más dinámicaal crear un Centro de Investigación de Carbonatos(CRC, por sus siglas en Inglés) en la King FahdUniversity of Petroleum and Minerals (KFUPM) enDhahrán, Arabia Saudita (próxima página, a la

derecha). La proximidad del centro a los prolíficosyacimientos carbonatados del Medio Oriente, aoperadores clave y a selectas universidadesregionales facilitará la colaboración intra-regional. Las novedosas soluciones de latecnología de la información para trabajo enequipo virtual, acelerarán el ritmo deinvestigación y la diseminación de lasexperiencias exitosas en todo el mundo (véase"De las propiedades de los yacimientos a lassoluciones de estimulación", página 44).

Entre las áreas clave de trabajo del CRC seencuentran la adquisición de datos sísmicos, lainterpretación de datos de RMN, el manejo delagua y la estimulación de pozos en yacimientoscarbonatados. Las iniciativas de investigación secomplementarán en lugar de duplicar el trabajorealizado en otras instalaciones de investigación.Por ejemplo, los estudios de casos de carbonatosen el Medio Oriente se realizarán en el CRC y noen el SDR, cuando corresponda. Debido a la proxi-midad con campos de carbonatos clásicos, dos

> Evaluación de la porosidad en la formación Shuaiba. Una nueva técnica utiliza imágenes del FMI(Carril 1 del registro superior) para mapear la porosidad primaria y secundaria mediante la generaciónde histogramas de porosidad en cada profundidad (Carriles 2 y 3). En la figura inferior, la fongolita (muds-tone) a 3 pies es relativamente homogénea y microporosa, como se muestra en la fotografía y fotomicro-grafía a la derecha del registro inferior. La caliza ‘floatstone,’ un tipo de caliza soportada por la matrizcon algunos granos grandes, ubicada sobre los 5 pies, tiene extrema heterogeneidad de porosidad,como se muestra en la fotografía y fotomicrografía a la derecha.

3 p

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.90.0

0.10 0100Porosidad, % Porosidad, % 100

0.90.00.10.20.30.40.50.60.7

Prof,pies

Imagen dinámica del FMI

Histograma de porosidad del FMI

u.p. 050

Porosidad del FMI y de registros

Porosidad secundaria

u.p. 040

Porosidad de registros

Porosidad del FMI

2

3

4

5

6

7

8

Primavera de 2001 43

> El nuevo entorno de investigación de carbo-natos. El Centro de Investigación de Carbona-tos de Schlumberger está ubicado en el áreade la King Fahd University of Petroleum andMinerals (KFUPM) en Dhahrán, Arabia Saudita.

> Evaluación de los RRTs para optimizar la producción. El análisis de losRRTs confirmó que la sección horizontal del pozo penetró dos RRTs(arriba). Los registros operados a cable (abajo) confirman las variacio-nes en los rayos gamma, la porosidad y la resistividad de los dos RRTs.La invasión inferida de la separación entre las curvas de resistividadprofundas y poco profundas en el RRT 14 indica una permeabilidadsuperior que en el RRT 15.

GR14

15

14

Resistividad profunda

Resistividad somera

PHIE

0.2 2000ohm-mResistividad somera

Desviación, pies

Prof

undi

dad,

pie

s ba

jo n

ivel

del

mar

8000 6000 4000 2000 0

0.2 2000ohm-mResistividad profunda

0 50APIGR

0 0.4 pies3/pies3

Porosidad efectiva MD: 5000 pies

XX000

XX500

XX000

X1500

Total 45 pies

RRT 14

Pozo C Pozo A

Total 16 pies

X700

X720

X740

X760

X780

X800

X820

X840

X860RRT 15

misiones específicas de las instalaciones enDhahrán serán la prueba de nuevas herramientasen el campo y la modificación de herramientas enuso para lograr los mejores resultados posibles enrocas carbonatadas.

Hasta ahora, gran parte del énfasis ha estadoen los yacimientos petrolíferos, pero el énfasisestratégico a largo plazo hacia la producción degas está haciendo que incluso los mayores pro-ductores de petróleo del Medio Oriente deseendesarrollar yacimientos de gas de carbonatos. Lamayor profundidad de los depósitos de gas plan-tea importantes retos de interpretación, explora-ción y producción.

Si bien este artículo se ha centrado en losdatos a escala de pozo, Schlumberger y los ope-radores ya están evaluando los yacimientos car-bonatados a escalas mayores. Las simulacionesde yacimientos a escala de campo están incor-porando las interpretaciones de los registros ylos núcleos. Las simulaciones permiten que losmodelos de yacimientos se amplíen hacia lacuarta dimensión, el tiempo, para predecir enforma más eficiente la respuesta del campo yoptimizar el rendimiento.

Los nuevos métodos de adquisición sísmica,como la tecnología del sensor Q que se ha utili-zado para la adquisición de datos en el MedioOriente, enfrentarán los retos de generación deimágenes a una escala aún mayor. Los resulta-dos preliminares de estas pruebas sugieren queun mejoramiento substancial de la calidad de losdatos permitirá comprender mejor aún los yaci-mientos carbonatados y, cuando se integren demanera adecuada con otros datos, llevará a unmayor éxito en la exploración, el desarrollo y laproducción de carbonatos. —GMG

31. Akbar M, Chakravorty S, Russell SD, Al Deeb MA,Saleh Efnik MR, Thower R, Karakhanian H, MohamedSS y Bushara MN: "Unconventional Approach toResolving Primary and Secondary Porosity in GulfCarbonates from Conventional Logs and BoreholeImages," artículo 0929, presentado en la NovenaExposición y Conferencia Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, Octubre 15-18, 2000.

32. Russell SD, Al-Masry Y, Biobien C y Lenn C: "OptimizingHydrocarbon Drainage in a Heterogeneous, High-Permeability Carbonate Reservoir," artículo de la SPE59427, presentado en la Conferencia sobre ModeladoIntegrado para el Manejo de Activos del PacíficoAsiático de la SPE, Yokohama, Japón, Abril 25-26, 2000.