Investigación de la sedimentología de los yacimientos clásticos

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Investigación de la sedimentologíade los yacimientos clásticos

Carmen ContrerasHelena GameroCaracas, Venezuela

Nick DrinkwaterCambridge, Inglaterra

Cees R. GeelStefan LuthiUniversidad de Tecnología de DelftDelft, Países Bajos

David Hodgetts Universidad de LiverpoolLiverpool, Inglaterra

Y. Greg HuPetro-CanadaCalgary, Alberta, Canadá

Erik JohannessenStatoilStavanger, Noruega

Melissa JohanssonAnchorage, Alaska, EUA

Akira MizobeTeikoku Oil Company, Ltd.Tokio, Japón

Philippe MontaggioniClamart, Francia

Pieter PestmanTeikoku Oil de Sanvi-GüereCaracas, Venezuela

Satyaki RayRichard ShangCalgary, Alberta

Art SaltmarshForest Oil CorporationAnchorage, Alaska

Los geocientíficos utilizan un potente arsenal de herramientas para ampliar su conoci-

miento acerca de las características de los yacimientos y a fin de modelar el compor-

tamiento de los mismos. Las imágenes de la pared del pozo ofrecen a los geólogos los

datos de alta resolución que necesitan para investigar aspectos detallados de la sedi-

mentología de yacimientos. La explotación óptima de los activos de petróleo (aceite) y

gas es más factible cuando los geólogos conocen los procesos geológicos que defi-

nieron el carácter de los yacimientos sedimentarios.

Durante cientos de años los geólogos han procu-rado entender el origen de las rocas sedimenta-rias y los procesos de sedimentación que lasformaron, y se han esforzado en desarrollarmétodos claros para describirlas y clasificarlas.Esta disciplina, conocida con el nombre de sedi-mentología, tiene un valor económico clara-mente establecido. El geólogo petrolero debeestudiar los factores sedimentológicos a travésde un amplio rango de escalas espaciales que vandesde la granulometría hasta la continuidad delyacimiento. Si bien los granos de sedimentosindividuales son pequeños y aparentementeinsignificantes, las distancias a lo largo de lascuales fueron transportados pueden ser enormesy las formaciones de rocas creadas mediante lasedimentación varían significativamente en loque respecta a tamaño y propiedades de la for-mación. Estos factores se utilizan para crearmodelos de yacimientos a partir de los cuales losespecialistas en yacimientos predicen y evalúanel comportamiento de la producción como conse-cuencia de las operaciones de desarrollo de cam-pos y de recuperación asistida.

Dentro de cada uno de los diversos ambientessedimentarios reconocidos existen subdivisiones;subambientes y facies sedimentarias.1 Ciertasfacies son reconocibles porque los rasgos sedimen-tarios observados en afloramientos de superficie,núcleos de diámetro completo e imágenes de lapared del pozo, indican un ambiente determinado.Sin embargo, muchas facies resultan menos pecu-liares. El marco sedimentario incide en el espesor,la distribución y la arquitectura interna de las for-maciones siliciclásticas o carbonatadas durante la

sedimentación y afecta en forma considerable lascaracterísticas finales de los yacimientos.

Este artículo destaca las técnicas de genera-ción de imágenes de la pared del pozo y de inter-pretación que ayudan a definir la sedimentologíade los yacimientos clásticos. A través de ejemplosde campo se demuestra la importancia de las imá-genes de la pared del pozo para la construcciónde análogos sedimentarios y modelos de yaci-mientos, así como para la toma de decisiones máscerteras en términos de desarrollo de campos.

Importancia en la sedimentaciónLa comprensión de la historia sedimentaria deun yacimiento ofrece muchas ventajas a los espe-cialistas involucrados en todas las etapas de lavida productiva de un campo, desde la explora-ción hasta el abandono. La arquitectura de unacuenca y la fuente de los sedimentos inciden enla estrategia de exploración. Una vez iniciado eldesarrollo de un campo, es posible describir lasedimentología de los yacimientos en diferentesescalas y a partir de una diversidad de fuentes.Las imágenes sísmicas de superficie, los datos depozos—incluyendo datos sísmicos de pozos eimágenes de la pared del pozo—y los datos denúcleos, resultan cruciales para el éxito de laexplotación de un yacimiento (véase “Excelentesdatos sísmicos de pozos,” página 2). La informa-ción sedimentológica de los datos de pozosresulta de particular utilidad en la definición deuna estratigrafía de yacimiento más amplia apli-cada a la planificación de otros pozos vecinos ytrayectorias de pozos para la definición del puntode comienzo de la desviación, y para pozos hori-

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jurry Van Doorn, Arnaud Etchecopar y RobLaronga, Clamart, Francia; Karen Glaser, Sugar Land, Texas,EUA; Stewart Garnett y David Hodgson, Universidad deLiverpool, Inglaterra; Karl Leyrer, Al-Khobar, Arabia Saudita;y Bill Newberry, Houston, Texas. Se agradece también aNorsk Hydro por su autorización para utilizar la fotografíaInside Reality de la página 80 y a Research Planning, Inc.por permitir la publicación de las fotografías de la página 59.AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo), BorTex, BorView, ECS (Espectroscopía deCaptura Elemental), FMI (herramienta de generación deImágenes Microeléctricas de Cobertura Total), FormationMicroScanner (Microbarredor de la Formación), GeoFrame,GeoViz, NGS (Espectrometría de Rayos Gamma Naturales),OBMI (herramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas en Lodos Base Aceite), OBMI2 (herramientaintegrada de generación de Imágenes Microeléctricas de

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zontales y multilaterales. Las interpretaciones deimágenes de la pared del pozo obtenidas con dis-positivos tales como la herramienta de genera-ción de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal FMI y su par para lodos base aceite OBMIproveen descripciones detalladas de los rasgossedimentarios, en especial acerca de la estratifi-cación. Esto ayuda a los geólogos a predecir laarquitectura y distribución local de la roca yaci-miento productiva.

Los geólogos e ingenieros que estudian cam-pos maduros han observado sistemáticamente

que los modelos de campo iniciales que describenla conectividad del yacimiento—tanto lateralcomo vertical—tienden a ser simplistas. Lasubestimación de la complejidad del yacimientopuede tener implicancias económicas importan-tes porque con las estrategias de drenaje inicialespodrían no explotarse las reservas de hidrocarbu-ros recuperables anticipadas. Contrariamente, lasobrestimación de la complejidad puede llevar aperforar demasiados pozos en yacimientos queexhiben buena conexión, desperdiciando valiososrecursos. Las capacidades del modelado de yaci-

mientos y de la representación del subsuelo a tra-vés de la sísmica tridimensional de repetición osísmica 4D han reducido sustancialmente laincertidumbre asociada con el desarrollo de yaci-mientos, pero la calidad de esos modelos dependede los datos utilizados para su construcción.2

Las mediciones de alta resolución son esen-ciales para la evaluación de la heterogeneidad depequeña escala de un yacimiento.3 Si bien losregistros geofísicos estándar quizás no sean sufi-cientes para identificar estas complejidades, lasimágenes de la pared del pozo proporcionan deta-

1. El término facies refleja las características generales y elorigen de una unidad de roca, que diferencian a esa uni-dad de las otras unidades que la rodean. El origen mine-ralógico y sedimentario, el contenido de fósiles, lasestructuras sedimentarias y la textura distinguen unafacies de la otra.

2. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M,Dutta N, Mallick S, Schultz G. den Boer L, Livingstone M,Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, SigismondiM, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lolargo de la vida productiva del yacimiento,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.Frorup M, Jenkins C, McGuckin J, Meredith J ySuellentrop G: “Capturing and Preserving Sandbody

Connectivity for Reservoir Simulation: Insights fromStudies in the Dación Field, Eastern Venezuela,” artículode la SPE 77593, Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.

3. Sovich JP y Newberry B: “Quantitative Applications ofBorehole Imaging,” Transcripciones del XXXIV SimposioAnual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Calgary,Alberta, Canadá, 13 al 16 de junio de 1993, artículo FFF.Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K:“Oilfield Anisotropy: Its Origins and ElectricalCharacteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de1994): 48–56.Delhomme JP: “A Quantitative Characterization ofFormation Heterogeneities Based on Borehole ImageAnalysis,” Transcripciones del XXXIII Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Oklahoma City,Oklahoma, EUA, 14 al 17 de junio de 1992, artículo T.

Cobertura Dual en Lodos Base Aceite), Platform Express,SediView, Sequence, SpectroLith, StrucView y UBI (herra-mienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de laPared del Pozo) son marcas de Schlumberger.

lles de la estratificación interna y de las superfi-cies de discontinuidad que ayudan a caracterizarlos estratos expuestos en el pozo (derecha). Losingenieros formulan las estrategias de termina-ción y estimulación de pozos en base a la hetero-geneidad y a la estratificación del yacimiento,factores directamente relacionados con los proce-sos sedimentarios.4 El análisis cuantitativo decapas delgadas mediante la utilización de datosde imágenes de la pared del pozo, puede ayudar aidentificar secciones productivas previamentepasadas por alto por parecer demasiado arcillosaso demasiado húmedas. En un ejemplo de análisisde conteo de arenisca realizado en el oeste deIndia, las capas delgadas de arenisca limosa sedetectan claramente en las imágenes FMI proce-sadas. La utilización de valores de corte (limita-dores, cutoffs) de la resistividad sintéticarefinada (SRES, por sus siglas en inglés) deriva-dos de los datos de imágenes calibradas, permiterealizar una comparación de escenarios de espe-sores útiles netos altos, medios o bajos en secuen-cias muy laminadas (próxima página arriba).5

Herramientas de la profesiónLos geocientíficos disponen de numerosas herra-mientas para describir y modelar la geología de losyacimientos. Entre las más prominentes seencuentran las herramientas de generación deimágenes de la pared del pozo, que han experi-mentado varios avances tecnológicos desde ladécada de 1950; estas herramientas ahora aportandatos de alta resolución en una amplia gama deentornos operativos desafiantes.6 La tecnología degeneración de imágenes de la pared del pozo se

extendió a las operaciones de adquisición deregistros durante la perforación (LWD, por sussiglas en inglés) en 1994, permitiendo a los ope-radores optimizar las ubicaciones de los pozos enel yacimiento (véase “El auge de las imágenes dela pared del pozo,” página 24).

Las nuevas herramientas no se limitan a laadquisición en el fondo del pozo sino que tambiéndesempeñan un papel importante en la aplicaciónexitosa de las imágenes de la pared del pozo para

comprender la sedimentología del yacimiento. Elprograma de geología de pozo GeoFrame incluyeun conjunto integrado de herramientas que per-mite a los geocientíficos y petrofísicos analizar cui-dadosamente los datos de pozos. El programaGeoFrame proporciona a los especialistas unaserie integrada de aplicaciones para procesar yanalizar datos de echados (buzamientos, inclina-ciones) de formaciones, interpretar rasgos sedi-mentológicos tales como la estratificación de

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4. Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A,Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A,Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los dis-paros para optimizar la productividad,” Oilfield Review12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79.Cosad C: “Choosing a Perforation Strategy,” OilfieldReview 4, no. 4 (Octubre de 1992): 54–69.

5. Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G,Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M,Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos baseaceite,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002): 2–27.Shray F y Borbas T: “Evaluation of Laminated FormationsUsing Nuclear Magnetic Resonance and ResistivityAnisotropy Measurements,” artículo de la SPE 72370,presentado en el Encuentro Regional de Oriente de laSPE, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001.Ray S y Singh C: “Quantitative Evaluation of Net PayThickness from Clastics of Western India Using HighResolution Response from Electrical Images,” presen-tado en el V Simposio de Adquisición de Registros de laSPWLA, Makuhari, Chiba, Japón, 29 al 30 de septiembrede 1999.Boyd A, Darling H, Tabanou J, Davis B, Lyon B, Flaum C,Klein J, Sneider RM, Sibbit A y Singer J: “The Lowdownon Low-Resistivity Pay,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoñode 1995): 4–18.

6. Cheung y otros, referencia 5.Para obtener mayor información sobre aplicaciones deimágenes de la pared del pozo, consulte: Luthi S:Geological Well Logs:Their Use in Reservoir Modeling.Berlín, Alemania: Springer-Verlag, 2001.

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Prof

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s

Imagen FMI

0 120 240 360

Orientación Norte

Resistiva Conductiva

Patín 1

> Identificación de rasgos sedimentarios. Las imágenes de la pared delpozo de alta resolución, obtenidas con herramientas tales como el disposi-tivo FMI, permiten a los geólogos localizar e identificar rasgos en o cercade la pared del pozo que raramente se observan utilizando registros geofí-sicos convencionales. Ciertos rasgos pueden ayudar a los geólogos a re-construir el ambiente en el que se produjo la sedimentación. Esta imagenmuestra nódulos resistivos—de color blanco—interpretados como concre-ciones que podrían indicar inundaciones periódicas. La estratificación alre-dedor de las concreciones ha sido compactada después de la sedimenta-ción, tal como lo indica la compresión de la estratificación por encima y pordebajo de las concreciones.

Verano de 2003 61

paleocorrientes, evaluar texturas de rocas y litolo-gías para diferenciar facies, interpretar rasgosestructurales tales como fallas, y caracterizar ras-gos naturales para estimar el potencial productivode las formaciones.

Una vez procesados los datos de campo paracrear imágenes de la pared del pozo, la aplicaciónBorView permite a los geocientíficos examinar losdatos de imágenes en diversos formatos y escalas.La selección detallada e interactiva del plano deechado genera información sumamente precisadel echado de formación que puede ser utilizadaen otras aplicaciones para refinar aún más el aná-lisis. Por ejemplo, la aplicación SediView del sis-tema de computación GeoFrame ayuda a losgeólogos a efectuar la determinación y correcciónpor el echado estructural. Comúnmente, las luti-tas generan la mejor representación del echadoestructural en un pozo porque se caracterizan porestar depositadas en ambientes de baja energía yexhiben estratificación plana o echado nulo. Laposterior inclinación de los estratos produce elechado estructural y modifica la verdadera orien-tación y magnitud del echado estratigráfico.

El programa SediView utiliza la técnicabasada en el principio del eje de curvatura local(LCA, por sus siglas en inglés) y el análisis de cír-culos grandes para determinar un echado estruc-tural preciso y representativo. Ese echado seelimina luego para determinar cuál era la estra-tificación interna o la estratificación entrecru-zada antes de ser modificada estructuralmente(izquierda).

Fotografíasde núcleos

Limolita

Prof

undi

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med

ida,

m

1518.5

1518

1519

1519.5

1520

1520.5

Segmentosuperior

Segmentoinferior

1519.7 m

1520.2 m

1520.3 m

1520.6 m

120 240 360Orientación Norte

Resistiva ConductivaImagen FMI en escala, Patín 6

0.2 ohm-m

Resistividad sintética, Patín 6

0

Rayos gamma

2000

150API

0

Resistividad sintética,Patín 6

0.2 ohm-m 2000

0.2 200

Espesor limoso neto

Suma de datos altos

Suma de datos medios

Suma de datos bajos

> Análisis de conteo de arenisca para la evaluación de capas delgadas. Se procesó un intervalo dearenisca limosa ubicado en el oeste de India para determinar el porcentaje de espesor productivoneto utilizando el análisis de conteo de arenisca de alta resolución. Las mediciones de registros geofí-sicos convencionales carecen de la resolución vertical necesaria para caracterizar correctamentelas secuencias de laminación fina. Con varios valores de corte de resistividad, se pueden utilizar losresultados SRES derivados de los datos FMI (Carriles 1 y 2) para definir escenarios de espesores pro-ductivos netos altos, medios y bajos. En este caso, utilizando un valor de corte de resistividad mediade 3.0 ohm-m, se determinó que un 46% del intervalo total de 3.3 m [10.8 pies] era productivo, lo queposibilitó efectuar predicciones de reservas más precisas. El recuadro rojo indica el intervalo cubiertopor las fotografías de núcleos (derecha).

b

0 30

a

b

c

a

c

Echadoestructural

ab

c

Polo del echadoestructural

a

cb

Echado estructural

< Principio del método del eje de curvatura local(LCA, por sus siglas en inglés). Se muestran lasestructuras sedimentarias y sus ejes conjunta-mente con la correspondiente respuesta delmedidor de echados (izquierda). Todas las es-tructuras se encuentran afectadas por la mismacomponente de echado estructural. Las superfi-cies de estratificación de cada estructura segrafican en una retícula de Schmidt (proyecciónde Lambert) y se determinan los polos de cadasuperficie (centro). Cuando estos polos se ajus-tan a un círculo grande, se calcula un eje de cur-vatura local para cada estructura sedimentariaa, b y c. Luego se puede determinar el echadoestructural graficando los LCAs en una gráficade Schmidt (abajo a la derecha); si los LCAssiguen un círculo grande, este círculo grandecorresponde al echado estructural (centro a laderecha). El diagrama del extremo superior dere-cho ilustra el echado estructural, y muestra lostres ejes sedimentarios y el polo de la compo-nente de echado estructural (flecha verde).

Algunos ambientes carecen de lutitas, lo cualdificulta la determinación del echado estructuraldel yacimiento. Por ejemplo, en ambientes flu-viales y eólicos, el método SediView a menudoresuelve el echado estructural, posibilitando alos interpretes la eliminación de la componentede echado estructural para una mejor represen-tación mediante el programa de construcción desecciones transversales StrucView de GeoFrame.El rumbo de un canal puede determinarse a par-tir de la dirección de las paleocorrientes, o laorientación de una duna puede revelarse a partirde la dirección prevaleciente de los vientos(izquierda). La representación vectorial de indi-cadores de transporte de sedimentos del programaSediView ofrece a los geólogos las direcciones pre-

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Echado estructural(del programaSediView)

1

2

3

4

5

Salida de la herramienta StrucViewSalida de la herramienta StrucView

1

2

3

4

5

Pliegue similarCilíndricoAPDip = 12.0APAzi = 280.0CSDir = 50

Estratificaciónde interdunas

Echadoverdadero

0 90grados

Estratificaciónde dunasEchado

verdadero

0 90grados

4935

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4940

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4932

4936

4946

4949

< Representación sedimentológica mediante lautilización de la herramienta StrucView. El pro-grama StrucView (Carril 2) muestra la estratifica-ción interna (azul) de un antiguo complejo dedunas de arenisca. Los datos de echados seobtuvieron con la herramienta FMI (Carril 1). Seutilizó el programa SediView para determinar yeliminar el echado estructural (verde) y compu-tar vectores para cada duna (Carril 3). Las gráfi-cas de vectores se codifican en colores según laprofundidad, dentro de los cinco intervalos dedunas (Carril 3). El análisis de estas areniscaseólicas, o sopladas por el viento, demuestra cla-ramente que la dirección predominante delviento fue desde el noreste.

Imagen estática OBMIResistiva Conductiva

0 120 240 360

Orientación Norte

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

100,000 1

Variabilidad

0.5 500ohm-m

Resistividad de lafracción conductiva

0.5 500ohm-m

Resistividad de lafracción resistiva

0.5 500ohm-m

Resistividad total

1.50

Imagen deíndice granulométrico

0100

Imagen de distribuciónde resistividad

Conductiva

Otras

Resistiva

Estratificación

Variabilidad

Facies 19 - 24

Facies 13 - 18

Facies 7 - 12

Facies 1 - 6

XX10

XX20

XX30

XX40

< Diferenciación de facies a través de la clasifi-cación del tamaño de los granos. El programaSandTex calcula un espectro de imágenes deresistividad cada 2.5 cm [1 pulgada], en estecaso, a partir de los datos OBMI (Carril 1). Secalcula una imagen del índice granulométrico enbase a la distribución porcentual del espectro.Localmente, cualquier punto más o menos resis-tivo que una arenisca bien clasificada se cuentacomo parte de las fracciones resistivas o con-ductivas, respectivamente (Carril 2). Si bien enlos intervalos cortos, la limolita contenida en laarenisca aparecería como parte de la fracciónconductiva, su resistividad sería normalmentemuy diferente a la de la lutita. Por esta razón, secalculan las resistividades de las fraccionesconductivas y resistivas (Carril 3). El Carril 4muestra la distribución de imágenes de resistivi-dad y un índice granulométrico calculado dondeun valor bajo indica una mejor clasificación.Luego se combinan los registros geofísicosadquiridos a pozo abierto con los datos de imá-genes de alta resolución para generar una des-cripción de facies que capta gran parte del con-tenido textural de las imágenes (Carril 5).También se computan la variabilidad y la estrati-ficación en las imágenes locales. Éstas se mues-tran en el Carril 5.

Verano de 2003 63

valecientes del agua y el viento durante el tiempode sedimentación, las que influyen significativa-mente en la forma, continuidad y tendencia de loscuerpos arenosos (derecha). Por otra parte, lascaracterísticas de los cuerpos arenosos incidendirectamente en el tamaño, la anisotropía y la com-partimentalización del yacimiento.

Durante el análisis de la sedimentología delos yacimientos, los geólogos deben diferenciarcapas estratigráficas individuales en una secuen-cia sedimentaria. Los límites entre conjuntos opaquetes de estratificación interna puedenrepresentar cambios abruptos; por ejemplo, cam-bios en la energía de sedimentación, dirección detransporte de sedimentos o provisión de sedi-mentos. La herramienta de determinación delímites estratigráficos Sequence de GeoFramedetecta límites utilizando el análisis de formas decurvas de registros geofísicos y ayuda a caracteri-zar las tendencias del tamaño de los granos den-tro de cada paquete sedimentario. La comprensiónde estas tendencias y de sus sucesiones verticalesayuda a los geólogos a definir relaciones de facies.Esto, a su vez, ayuda en la correlación y el mapeo,en la evaluación de la calidad de las areniscas y enla determinación de los ambientes de sedimenta-ción específicos.

Otra herramienta de GeoFrame, el programaBorTex de clasificación de texturas, también per-mite discriminar facies mediante la clasificaciónde texturas derivadas de datos de imágenes de lapared del pozo. El programa BorTex se utilizapara caracterizar porosidad de carbonatos y dis-tinguir facies.7 Recientemente, especialistas deSchlumberger desarrollaron un nuevo programapara el análisis de texturas de areniscas ensecuencias de areniscas y lutitas. La herramientaSandTex computa la distribución de imágenes de

resistividad a través de los intervalos arenososdel yacimiento, aprovechando tanto los datos dealta resolución de la herramienta FMI, delMicrobarredor de la Formación y de la herra-mienta OBMI, como los datos de registros con-vencionales. La distribución se relacionadirectamente con el tamaño de los granos, lo quepermite al programa SandTex efectuar la clasifi-cación del tamaño de los granos, un importantefactor en la definición de facies del yacimiento(pagina anterior, abajo). El carácter de una faciesespecífica influye en la arquitectura final de unyacimiento en escala local, mientras que las rela-ciones espaciales entre facies diferentes incidenen características de mayor escala, tales comocontinuidad y conectividad de los yacimientos.

Caracterización de facies para la recuperación asistida de petróleoLa arquitectura de los yacimientos afecta laspruebas de pozos y el comportamiento de ladeclinación de la producción.8 Los límites estra-tigráficos, tales como discordancias, acuñamien-tos y superficies de amalgamiento, puedenreducir drásticamente la recuperación de hidro-carburos durante las etapas de producción pri-maria y de recuperación asistida. La presenciade capas impermeables arcillosas o de lutitas eny alrededor de las facies de yacimiento, y aun laestratificación o la laminación entrecruzada den-tro de un cuerpo arenoso, influyen en la efectivi-dad de las técnicas de recuperación asistida.9

Cuando se desarrollan estrategias de inyecciónde vapor para la recuperación asistida de petró-

Prof

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s X230

X240

X250

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

1.95

Lentitudcompresional

140 40µsec/pies

0 10

2.95g/cm3

0.45 pies3/pies3 -0.15

4 9pulgadas

Calibrador 2

3000 8000lbf

Tensión4 9pulgadas

Calibrador 1

Visualización 3D

Cruzamiento

Factorfotoeléctrico

ResistividadAIT de

30 pulgadas

ResistividadAIT de

90 pulgadas

Duna

Interduna

Duna

Interduna

Duna

Interduna

Duna

Estratificaciónde interduna

Echado verdadero

Estratificaciónde dunas

Echado verdadero Imagen FMIRes. Cond.

0 90grados

0 90grados

0 10grados

FlechasDesviación

del pozo

Porosidad-Neutrón

Densidad

0 200API

Rayos gamma

0 360

OrientaciónNorte

> Facies de dunas de areniscas eólicas y de interduna. A través de un análisis detallado, el programaBorView ayuda a caracterizar las diferentes facies asociadas con la sedimentación de areniscas eóli-cas. La dirección prevaleciente del viento durante la sedimentación se indica por los echados encolor azul, y exhibe la consistencia comúnmente encontrada en las dunas de forma semicircular o enla sedimentación de dunas transversales (Carril 1). Los echados verdes de menor ángulo representanlas facies de interduna. La imagen de pozo FMI en el Carril 2 muestra claramente contactos agudosentre las dos facies principales en esta sección. El Carril 3 muestra datos del calibrador y de orienta-ción del pozo; el Carril 4 contiene información de porosidad y de litología, y el Carril 5 muestra datosde resistividad AIT. Una representación 3D del pozo ayuda a la visualización (derecha).7. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron

M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden GM:“Rock Types and Permeability Prediction from Dipmeterand Image Logs: Shuaiba Reservoir (Aptian), Abu Dhabi,”Boletín de la Asociación Americana de Geólogos dePetróleo 86, no. 10 (Octubre de 2002): 1709–1732.

8. Deruyck B, Ehlig-Economides C y Joseph J: “TestingDesign and Analysis,” Oilfield Review 4, no. 2 (Abril de1992): 28–45.

9. Corbett PWM, Ringrose PS, Jensen JL y Sorbie KS:“Laminated Clastic Reservoirs: The Interplay of CapillaryPressure and Sedimentary Architecture,” artículo de laSPE 24699, presentado en la 67ª Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Washington DC,EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.Weber KJ y van Geuns LC: “Framework for ConstructingClastic Reservoir Simulation Models,” Journal ofPetroleum Technology 42, no. 10 (Octubre de 1990):1248–1297.Weber KJ: “How Heterogeneity Affects Oil Recovery,”en Lake LW y Carroll HB Jr (eds): ReservoirCharacterization. Orlando, Florida, EUA: Academic Press(1986): 487–544.

leo pesado, las imágenes de la pared del pozo dealta resolución resultan cruciales para caracteri-zar el yacimiento y las facies circundantes.

Se estima que Alberta, Canadá, alberga elmayor volumen de bitumen crudo en sitio, alrede-dor de 400,000 millones de m3 [2.5 trillones debarriles].10 Los depósitos ricos en bitumen, tam-bién llamados areniscas petrolíferas o areniscasbituminosas, se localizan en tres áreas:Athabasca, Cold Lake y Carbonate Triangle(arriba a la izquierda). Estos depósitos situadosen el Noreste de Alberta comprenden las forma-ciones Wabiskaw y McMurray. La explotación acielo abierto constituye la técnica más común uti-lizada para extraer la arenisca y el bitumen dezonas someras. Sin embargo, cuando estas forma-

ciones se encuentran a profundidades que exce-den los 75 m [245 pies], la tecnología de extrac-ción en sitio conocida como drenaje gravitacionalasistido con vapor (SAGD, por sus siglas eninglés) demostró ser una técnica más viable.11

La técnica SAGD de recuperación de petróleorequiere dos pozos horizontales: un pozo supe-rior para inyección, y un pozo inferior para pro-ducir el petróleo movilizado por el vapor. Estatécnica funciona efectivamente cuando el vapordel pozo de inyección fluye libremente hacia losestratos superiores y cuando el petróleo calen-tado fluye sin impedimentos hacia el pozo de pro-ducción que se encuentra debajo (arriba a laderecha). Si existen barreras de permeabilidadque obstruyen este proceso, los gastos de pro-

ducción (tasas de flujo, velocidades de flujo, cau-dales, ratas) de petróleo declinan, las relacionesvapor/petróleo aumentan y partes de las reservasquedan sin explotar.

Petro–Canada ha estado caracterizando laFormación McMurray para optimizar el desem-peño de la tecnología SAGD en sus proyectos deareniscas petrolíferas. La Formación McMurray,que contiene gran parte del bitumen en las are-niscas Athabasca, fue depositada durante unperíodo de transgresión Cretácico temprano enun paleovalle de 200 km [120 millas] de ancho.12

Una fase dinámica transgresiva interrumpióvarias veces la sedimentación de la areniscaMcMurray, lo que se tradujo en una historia sedi-mentaria con rápidas variaciones. La sedimenta-

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Edmonton

Calgary

A L B E R T A

Fort McMurray

0

125

km

0 millas

200

C A N A D Á

E S T A D O S U N I D O SD E A M É R I C A

Depósito de areniscaspetrolíferas Athabasca

> Depósito de areniscas petrolíferas Athabasca.Las areniscas petrolíferas de Alberta, tambiéndenominadas areniscas bituminosas, contienenmás de 400,000 millones de m3 [2.5 trillones debarriles] de bitumen en sitio, proveyendo aCanadá de las mayores reservas de petróleoultrapesado y bitumen del mundo. El depósitoAthabasca alberga la gran mayoría de las reser-vas de bitumen de Canadá.

Petró

leo

Vapo

r

Arenisca

Lutita

Inyección de vapor

El petróleo pesado calentadofluye hacia el pozo

Lutita

> Método de extracción en sitio a través de drenaje gravitacional asistidocon vapor (SAGD, por sus siglas en inglés). El vapor se inyecta a través delpozo superior perforado a tal efecto. El vapor calienta la arenisca circun-dante saturada con bitumen y moviliza el petróleo. Los hidrocarburos movili-zados, bajo la fuerza de gravedad, migran hacia el pozo de producción.Cuando barreras de permeabilidad obstruyen este proceso, los gastos deproducción de petróleo declinan, las relaciones vapor/petróleo aumentan, yparte de las reservas se desaprovechan. El diseño SAGD óptimo se logracuando el volumen de flujo de vapor no es obstruido por bancos impermea-bles de lutita o arcilla, también llamados acreciones laterales, asociados consistemas fluviales meandrosos. Una cuidadosa ubicación de pozos tambiénminimiza los requerimientos de vapor.

> Modelo sedimentario de la Formación McMurray. Una significativa porción de la Formación McMurray fue depositada en un ambiente de canal estua-rino superior en un valle labrado e inundado (arriba). También se muestra la arquitectura interna de los estratos McMurray (abajo). El predominio de acre-ciones laterales—capas de lutita y arcilla—en el tope de muchos de los canales y la presencia de intensa bioturbación sugieren que existieron influenciasde mareas estuarinas.

Verano de 2003 65

ción más significativa para la acumulación dehidrocarburos ocurrió en valles fluvio-estuarinosde nivel bajo, donde un sistema de río meandrosodepositó areniscas de barra de espolón (barra demeandro, barra de albardón, point bar), que con-tenían numerosas facies distintas, cada una delas cuales exhibía diferentes propiedades deyacimiento (arriba).13 Los espesores de las are-niscas McMurray varían entre 20 y 58 m [65 y 190pies], poseen altas porosidades de 30 a 35% y sonextremadamente permeables, con permeabilida-des que oscilan comúnmente entre 3 y 10 darcys.

La secuencia sedimentaria es compleja. Apesar de la inmensa cantidad de datos, incluyendoregistros de pozos y datos de núcleos de pozosestrechamente espaciados, es dificultoso correla-

cionar zonas, aun a cortas distancias. La extrac-ción de núcleos de diámetro completo constituyeuna práctica estándar para evaluar correctamentelos recursos de bitumen y la sedimentología de las

areniscas petrolíferas. Esta práctica insume de 10a 15 horas de equipo de perforación por pozo, másotros costos asociados con la extracción y el trata-miento de los núcleos.

10. El bitumen es un material orgánico inflamable natural,formado a partir del kerógeno en el proceso de genera-ción de petróleo, que es soluble en bisulfuro de carbono.El bitumen incluye hidrocarburos tales como asfalto ycera mineral. Típicamente sólido o casi sólido, de colorcafé o negro, el bitumen tiene un distintivo olor a petró-leo. La disolución en laboratorio con solventes orgáni-cos permite la determinación de la cantidad de bitumenen las muestras, como evaluación de la riqueza en laroca generadora.Hein FJ, Langenberg CW, Kidston C, Berhane H,Berezniuk T y Cotterill DK: A Comprehensive Field Guidefor Facies Characterization of the Athabasca Oil Sands,Northeast Alberta. Alberta Energy and Utilities Board yAlberta Geological Survey (2001): 422.

11. Para mayor información sobre explotación de yacimien-tos de petróleo pesado, consulte: Curtis C, Kopper R,

Decoster E, Guzmán-García A, Huggins C, Knauer L,Minner M, Kupsch N, Linares LM, Rough H y Waite M:“Yacimientos de petróleo pesado,” Oilfield Review 14,no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55.

12. El término transgresión se refiere a la migración de unalínea de costa hacia fuera de una cuenca y sobre tierradurante la acumulación de secuencias a través de lasedimentación, en la que los bancos son depositadossucesivamente hacia tierra porque el aporte de sedi-mentos es limitado y no puede llenar el espacio de aco-modación disponible. Una transgresión puede hacer quelos sedimentos característicos de agua somera seansobreyacidos por sedimentos de aguas más profundas.

13. Hu YG y Lee DG: “Incised Valleys Versus Channels:Implications for McMurray Formation Bitumen Mappingand Exploration,” presentado en la Reunión Anual de laSociedad Canadiense de Geólogos de Petróleo, Calgary,Alberta, Canadá, 3 al 7 de junio de 2002.

A’

A

A A’

Ensenada Embudo estuarino Canal estuarino superior Fluvial

Paleovalle

Valleslabrados

Las imágenes de la pared del pozo obtenidascon la herramienta FMI permiten identificar ydeterminar la orientación de los límites estrati-gráficos dentro del depósito de arenisca petrolí-fera McMurray (abajo).14 Las areniscas de canalapiladas de la Formación McMurray están limita-das en la base por una superficie de erosión, o dis-cordancia, sobre rocas carbonatadas Paleozoicas.Hacia el tope, se encuentran limitadas por una

superficie de inundación transgresiva sobre lacual fueron depositados los sedimentos marinosWabiskaw.

La interpretación e integración de los datosFMI con otra información derivada de registros,en combinación con datos de núcleos de diámetrocompleto extraídos de pozos verticales y datos deafloramientos de rocas, están permitiendo cono-cer en mayor detalle factores sedimentológicos

críticos que afectan directamente la efectividadde la tecnología SAGD. Esta comparación deta-llada entre afloramientos, núcleos e imágenesFMI permite a los geólogos de Petro-Canada y deSchlumberger identificar diferentes facies dentrode la Formación McMurray e inferir direccionesde paleocorrientes. La utilización de la herra-mienta FMI reduce potencialmente el número denúcleos de pozos y los costos asociados con laextracción de núcleos de diámetro completo. Enalgunos casos, las técnicas de generación de imá-genes de la pared del pozo adquieren datos a tra-vés de intervalos de arenisca de alta porosidadque pueden perderse cuando se extraen núcleossi la recuperación de los mismos es pobre.

La determinación de las relaciones detamaño de los granos, tales como granodecre-ciente o granocreciente dentro de bancos de are-nisca, ayuda a la identificación de facies. En elsubsuelo, esto se logra normalmente utilizandodatos de registros geofísicos convencionales,tales como rayos gamma o neutrón. Los geólogosexaminan las tendencias del tamaño de los gra-nos para identificar sucesiones de facies queexisten dentro de las secuencias de sedimenta-ción, adquiriendo un mayor conocimiento sobrelos procesos sedimentarios que dan forma alyacimiento. Los métodos de análisis de la formade las curvas convencionales, por ejemplo utili-zando rayos gamma solamente, a veces no resul-tan confiables porque no describen la historiasedimentaria. En el intervalo McMurray, serequieren mediciones de mayor resolución parareconocer la complejidad sedimentaria.Mediante la utilización de datos de resistividadsintética de alta resolución (SRES, por sus siglasen inglés) derivados de la herramienta FMI, laaplicación Sequence puede identificar automáti-

66 Oilfield Review

Acreciones laterales

Fondo de canal

Tope

Base

900 grados

Superficie de erosiónEchado verdadero

Rayos gamma

Tamaño dela barrena

0 150

mm

API

125 375mm

Calibrador 1

900 grados

Estratificaciónentrecruzada

Echado verdadero

Areniscaspetrolíferascon estratificación

de corriente

Discordancia

0 120 240 360

Orientación Norte

Resistiva ConductivaImagen FMI estática Imagen FMI dinámica


0 120 240 360Orientación Norte

Fotografías de núcleos

483.2

483.4

483.6

483.8

484.0

484.2

484.4

484.6

125 375mm

Calibrador 2

125 375

Porosidad-Neutrón

0.45 -0.15m3/m3

1950 2950

Densidad

kg/m3

Resistividad

0.2 2000ohm-m

Prof

undid

ad m

edida

, m

< Un afloramiento de la Formación McMurraycerca de la población Fort McMurray, Alberta,Canadá. El afloramiento, de unos 50 m [165 pies]de altura, muestra al menos cinco secuencias debarra de espolón granodecrecientes (arriba). Labase de este canal está indicada por puntosamarillos. Cada sucesión tiene arenisca conestratificación entrecruzada maciza, saturada debitumen en la parte inferior, que es más oscuraen el afloramiento, y estratificaciones disconti-nuas inclinadas, que son más claras en el aflora-miento. Estas estratificaciones se interpretancomo acreciones laterales (puntos rojos). Lasfotografías de núcleos y una imagen FMI de 1.4m. [4.6 pies] en altura muestran el contacto dis-cordante entre la arenisca petrolífera McMurrayarriba y las rocas carbonatadas Paleozoicasabajo (abajo). Esta discordancia no se puedeobservar en el afloramiento porque está ligera-mente debajo de la superficie del agua en elextremo inferior de la fotografía.

Verano de 2003 67

camente intervalos como granodecrecientes, gra-nocrecientes, o de carácter homogéneo. Esteanálisis se combina con una interpretación inte-grada de imágenes FMI y núcleos para producirun análisis sedimentológico avanzado que brindaa los geólogos una descripción más precisa de lasfacies significativas a considerar durante la per-foración de pozos para la aplicación de la tecno-logía SAGD (arriba).

El análisis sedimentológico avanzado estáayudando a diferenciar ciertas facies que tienenaspectos similares en los registros convenciona-

les pero que afectan la recuperación de petróleoaplicando la tecnología SAGD de maneras drásti-camente diferentes. Los sistemas estuarinosmeandrosos producen depósitos de areniscas debarra de espolón que comúnmente contienenacreciones laterales, o bancos de arcillas de bajapermeabilidad, depositados en la porción supe-rior de las areniscas de barra de espolón grano-decrecientes, durante períodos de inundación ode agua estancada. Si bien las acreciones latera-les pueden haber limitado la extensión lateral,sus porciones arcillosas del tope son desventajo-sas para el proceso SAGD porque pueden obs-truir el crecimiento local de la cámara de vapor

dentro de las areniscas de barra de espolón ricasen bitumen, situadas sobre dichas porcionesarcillosas. Estos bancos de baja permeabilidadparecen inhibir la movilización del petróleo quedesciende hacia el pozo de producción.

Otra facies, identificada como clasto fangoso,presenta un aspecto similar a la arenisca arcillo-sa en los registros convencionales. Los intervalosarcillosos no son considerados mineralizados,pero sí lo son las zonas de clastos fangosos, yaque la matriz de tales intervalos es arenisca lim-pia saturada con bitumen. Las zonas de clastospermiten que el vapor penetre y migre haciaarriba. Las imágenes FMI diferencian fácilmente14. Hein y otros, referencia 10.

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

435

440

445

450

455

460

465

470

475

480

485

Relleno fangoso decanal o relleno de bahíaAcreciones lateralesfangosasZona de clastos fangosos

Acreciones lateralesarenosas

Zona de clastosfangosos

Arenisca conestratificaciónde corriente

Arenisca arcillosabioturbada

Acreciones laterales

Arenisca conestratificaciónde corriente

Tipo

de

secu

enci

a ut

iliza

ndo

RG

API0 200

Resistividadsintética FMI

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 10 pulgadas

-300 0mV

Potencial espontáneo

0 150API

Rayos gamma

125 375

Calibrador

mm

125 375

Tamañode la

barrena

mm

0.45 -0.15m3/m3

Porosidad-Neutrón

1950 2950

Densidad volumétrica

kg/m3

0 10

Efecto fotoeléctrico

0.2 2000

Rayos gamma

Límite superiorde la secuencia

Discordancia

Interpretaciónde la imagen FMISalida del programa Sequence

Tipo

de

secu

enci

a ut

iliza

ndo

SRES

Tipo

de

secu

enci

a ut

iliza

ndo

SRES

más

RG



Superficie de erosión de nivel bajo

Superficie de inundación

> Utilización de la herramienta Sequence para la definición de facies. Al principio, el programa Sequence sólo utilizaba el registro de rayos gamma (RG)para definir tres tendencias de formas de curvas o tipos de secuencias: granocreciente, granodecreciente y homogénea o de tamaño de granos relativa-mente constante (Carril 4). Este análisis no brindaba una solución adecuada para captar la complejidad estratigráfica. En consecuencia, se llevó la escalade la resistividad sintética de alta resolución (SRES) del registro FMI a la escala de la herramienta AIT de 30 pulgadas y se utilizó para mejorar el análisisde tendencias (Carril 5). Por último, se utilizaron los registros SRES y de rayos gamma para generar una descripción mejorada de los tipos de secuencias(último carril a la derecha, o Carril 6). Comparando los tipos de secuencias con el análisis sedimentológico a través de imágenes, los geólogos puedenautenticar el análisis estratigráfico secuencial determinado en base a la forma de las curvas de los registros. Significativamente, las secciones en blancoen el análisis corresponden a zonas de clastos fangosos. Además, las superficies de inundación y las superficies de erosión de nivel bajo pueden obser-varse claramente en la imagen. En el Carril 1 se muestran datos de porosidad y litología, en el Carril 2 se muestran las curvas de rayos gamma y de poten-cial espontáneo, en el carril de profundidad se exhiben los datos del calibrador y en el Carril 3 se despliegan datos de resistividad.

zonas de clastos fangosos de areniscas arcillosasque suelen observarse interrumpiendo la partesuperior de las acreciones laterales (arriba).

La herramienta FMI ha resultado de gran uti-lidad para el análisis de orientación y geometríade los cuerpos arenosos. Los rasgos sedimentoló-gicos pueden ser difíciles de visualizar en losnúcleos a causa del manchado oscuro provocadopor el bitumen, pero son fácilmente detectadosen las imágenes FMI. La estratificación de

corriente de río en las imágenes de la pared delpozo muestra que la dirección de flujo era apro-ximadamente hacia el norte durante la sedimen-tación de la arenisca McMurray, pero varía a lolargo de la secuencia. La comprensión de lainfluencia de las mareas en la sedimentación deareniscas ayuda a construir un modelo geológicomás preciso. La estratificación de corriente derío asociada con procesos fluvio-estuarinos tam-bién refleja la tendencia del cuerpo arenoso;

para Petro-Canada esta información resultaimportante para el desarrollo efectivo de camposde bitumen.

Con esta información direccional, se puederealizar un análisis de tendencias de areniscasutilizando la herramienta SediView (próximapágina). Los datos de imágenes también proveena los operadores un contenido relativo de bitu-men entre zonas de características similares:una imagen estática más clara indica un mayorcontenido de bitumen. Esta relación ha sido esta-blecida a través de numerosas comparaciones denúcleos. Otro rasgo sedimentológico identificadoen las imágenes de la pared del pozo es la bio-turbación, comúnmente asociada con ambientesestuarinos. Además de proveer información defacies, la bioturbación puede afectar drástica-mente las características finales de las rocas,fundamentalmente la permeabilidad del yaci-miento.

En los esfuerzos realizados por Petro-Canadapara caracterizar la Formación McMurray, lasimágenes FMI han resultado de utilidad pararesolver facies porque simulan los datos de faciesde núcleos. Estas imágenes permiten a los geólo-gos diferenciar aquellas facies que dificultan laimplementación de la tecnología SAGD de lasque no lo hacen. Vistas como una buena alterna-tiva para optimizar la extracción de núcleos, lasimágenes de la pared del pozo ofrecen beneficiosen términos de costos, datos completos a travésde intervalos con pobre recuperación de núcleos,así como información acerca del contenido debitumen, tendencias y geometría de areniscas.

El desafío de aguas profundasLos abanicos submarinos, comúnmente compues-tos por acumulaciones de arenisca, son algunos delos yacimientos arenosos más prolíficos delmundo. Muchos se localizan en ambientes deaguas profundas. El enorme costo de hallar yexplotar reservas de hidrocarburos hace a lasestrategias de desarrollo de yacimientos en aguasprofundas muy diferentes de las aplicables a yaci-mientos típicos. En una situación ideal, se debeminimizar el tiempo que transcurre hasta el pri-

68 Oilfield Review

Pozo deinyecciónPozo de

producción

Acreción lateral

Clastos fangosos

448.6

448.8

449.0

449.2

449.4

449.6

449.8

450.0

450.2

450.4

450.6

450.8

Acreción lateral

Imagen FMI estáticaResistiva Conductiva

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Tope

Base

Prof

undi

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med

ida,

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Fotografías de núcleos0 120 240 360

Orientación Norte0 120 240 360

Orientación Norte

463.2

463.0

462.8

462.6

463.4

463.6

Clastos fangosos

Erosión

Rayosgamma


mm

API

125 375mm

Calibrador 1

125 375mm

Calibrador 2Porosidad-Neutrón

0.45 -0.15m3/m3

1950 2950

Densidad

kg/m3

Resistividad

0.2 2000ohm-m

0 150

125 375

900 grados


900 grados


Echado verdadero

900 grados

Acreción lateralEchado verdadero

Pozo deinyección

Pozo deproducción

< Acreciones laterales versus zonas de clastosfangosos. El tope de estas secuencias de barrade espolón puede volverse dominado por elfango. La presencia de acreciones lateralesreduce los hidrocarburos producibles totalesporque las acreciones obstruyen el procesoSAGD (arriba). Sin embargo, las zonas de clastosfangosos pueden considerarse aprovechables ypueden incorporar reservas ya que el vapor delproceso SAGD asciende a través de las mismas,tratando y drenando efectivamente estos inter-valos (abajo).

Verano de 2003 69

mer hallazgo de petróleo para garantizar la viabi-lidad del área prospectiva; se tiende a perforarmenos pozos para la evaluación del yacimiento, yla utilización creciente de instalaciones submari-nas implica intervenciones de pozos extremada-mente costosas y difíciles.15 En consecuencia, losgeólogos deben comprender y modelar estos yaci-mientos con muchos menos datos de registros depozos, imágenes de la pared del pozo y núcleos.Esta carencia de información específica de campoha dado lugar al creciente estudio a escala deexploración y a escala de yacimientos de abanicossubmarinos y análogos turbidíticos para ayudar alos geólogos a modelar la compleja distribución yarquitectura de estos yacimientos.16

Un reciente estudio global sobre la utilizaciónde análogos sedimentarios en la industria mues-tra que dos tercios de las compañías estudiadasno sólo emplean análogos sino que tambiéncreen que su utilización reduce riesgos e incerti-dumbres. El estudio demostró también que tanto

geólogos como ingenieros se benefician con losestudios detallados de análogos, porque estosanálogos refuerzan la confianza en el modeladode exploración y desarrollo de campos, y en lasubsiguiente toma de decisiones.17 Dada la difi-cultad para estudiar sistemas sedimentarios

15. Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B,Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D,Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativaspara los pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 14,no. 4 (Primavera de 2003): 38–53.

16. Las turbiditas son depósitos sedimentarios formados porcorrientes de turbidez en aguas profundas, en la basedel talud continental y sobre la planicie abisal.Comúnmente, las turbiditas muestran cambios previsi-bles en la estratificación desde bancos gruesos en labase a laminación fina en el tope, lo que se conocecomo secuencias de Bouma, que resultan de los dife-rentes regímenes de sedimentación según los tamaños

de las partículas presentes. La alta energía asociadacon la sedimentación de turbiditas puede producir ladestrucción de los bancos depositados con anterioridadpor las corrientes de turbidez subsiguientes.Dromgoole P, Bowman M, Leonard A, Weimer P y SlattRM: “Developing and Managing Turbidite Reservoirs—Case Histories and Experiences: Results of the 1998EAGE/AAPG Research Conference,” PetroleumGeoscience 6, no. 2 (2000): 97–105.

17. Sun SQ y Wan JC: “Geological Analog Usage Rates Highin Global Survey,” Oil and Gas Journal 100, no. 46 (11 denoviembre de 2002): 49–50.

Salida de StrucView

470

475

480

485

Prof

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m

Bancos conestratificación

de corriente

Zona ricaen bitumen


Rayosgamma


0 150

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API

125 375mm

Calibrador 1

125 375mm

Calibrador 2

125 375

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva




482

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Prof

undi

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med

ida,

m

Porosidad-Neutrón

0.45 -0.15m3/m3

1950 2950

Densidad

kg/m3

Resistividad

0.2 2000ohm-m

Tope

Base

900 grados


900 grados


Echado verdadero

483

470

Gráfica vectorial de SediView

> Típicos canales labrados y apilados, separados por superficies de erosión. La herramienta StrucView muestra gráficamente los principales tipos de estra-tificación hallados dentro del ambiente de canal estuarino superior de las areniscas petrolíferas McMurray; incluyen estratificación de paleocorriente (azul),estratificación acrecional (rojo) y estratificación de bajo ángulo y baja energía que refleja el echado estructural hacia el sur—sureste (verde) (abajo a laderecha). Ésta es una sección transversal norte—noroeste a sur—sureste y muestra que la dirección de paleocorriente es predominantemente hacia elnorte en la sección inferior, pero se orienta de oeste a noroeste en la sección media. La parte superior de la barra de espolón, arriba de 480 m [1570 pies],indica un cambio en la dirección de transporte de sedimentos hacia el sureste. Se escogió la dirección de la sección transversal StrucView para realzar laestratificación de corriente. Las imágenes FMI de una sección pequeña en este intervalo muestran el aspecto de estratificación de corriente en la imagendinámicamente procesada de la derecha, y una zona brillante rica en bitumen en la imagen estática de la izquierda (izquierda). Es difícil observar la estratifi-cación en los núcleos, pero resulta claramente observable en la imagen FMI. El análisis vectorial del echado del programa SediView rastrea la dirección depaleocorriente a medida que este intervalo era depositado e indica un ambiente de meandros, probablemente influido por mareas (arriba a la derecha). Esteanálisis sugiere que es posible esperar un mayor desarrollo de las areniscas hacia el norte de este pozo.

modernos recientes de aguas profundas, losinvestigadores estudian análogos en afloramien-tos antiguos.18

El proyecto de investigación Novel ModeledAnalog Data (NOMAD) para una explotación máseficiente de yacimientos de hidrocarburos deaguas profundas, lanzado en el año 2001, apuntaa reducir los costos de desarrollo asociados conlos yacimientos de aguas profundas. El proyectoNOMAD, patrocinado por la Unión Europea, esun proyecto conjunto entre industria e institu-ciones académicas. Entre sus participantes seencuentran Statoil; Schlumberger; la Univer-sidad de Tecnología de Delft, Países Bajos; laUniversidad de Liverpool, Inglaterra; y laUniversidad de Stellenbosch, Sudáfrica. El obje-tivo del proyecto consiste en mejorar la capaci-dad de la industria para caracterizar yacimientosde aguas profundas a través del desarrollo de unmodelo geológico tridimensional (3D) detallado,utilizando un vasto volumen de datos de aflora-mientos del complejo de abanicos submarinos dela subcuenca de Tanqua en Sudáfrica.

El área del proyecto está ubicada al suroestede la cuenca de antepaís de Karoo (arriba, a laizquierda). Una cuña clástica de sedimentosPaleozoicos—el Cabo Supergrupo—alcanza unespesor de 8000 m [26,250 pies] dentro de lacuenca. Durante los períodos Pérmico y Triásico seformaron dos subcuencas, una de las cuales es lade Tanqua. Los cinco abanicos Pérmicos de Tanquahan sido estudiados extensivamente durante losúltimos diez años, dejando un sólido trabajo téc-nico que sirve de base para el proyecto NOMAD.19

La correlación de facies a través de la región apartir del mapeo de estratos expuestos mejoró elmodelado de la amplia distribución de los abani-cos. Esto condujo a una mejor comprensión de losambientes sedimentarios de los cinco sistemasde abanicos turbidíticos de aguas profundas.20

Desde el más antiguo al más joven, el Abanico 1representa la posición más distal del fondo de lacuenca; los Abanicos 2 y 3 son más proximales enun sentido del echado sedimentario, en tanto queel Abanico 4 representa una sección bienexpuesta según el rumbo sedimentario. Los cua-tro abanicos inferiores son de ambiente de fondode cuenca, mientras que el Abanico 5—el aba-nico superior extremo—parece haber sido depo-sitado sobre un talud submarino. Dentro de cadasecuencia de abanico, la arquitectura de loscuerpos de arenisca varía principalmente decanales a mantos de arena.

Se han obtenido datos geológicos provenien-tes de una diversidad de fuentes sobre los abani-cos submarinos de la subcuenca de Tanqua,incluyendo el examen y mapeo de afloramientosrocosos según niveles de detalle y precisión sin

70 Oilfield Review

0

310

km

0 millas

500

NAMIBIA

BOTSWANA

ZIMBABWE

SUDÁFRICA

LESOTHO

SWAZILAND

Área de estudio dela cuenca Karoo

MOZ

AMBI

QUE

Ciudad del Cabo

Á F R I C A

> Area de estudio de la cuenca Karoo. Dentro de la cuenca Karoo se encuentran el complejode abanicos de Tanqua y más de 640 km2 [250 millas cuadradas] de estratos expuestos.

75 225 Imagen FMIRayos gamma

10

20

API

Prof

undi

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m

>Mapeo de afloramientos. Algunos afloramientos de alta calidad, como éste en el que el Abanico 4 estáexpuesto debajo de la localización del pozo NB2, permitieron al equipo de geólogos del proyecto NOMADmapear los detalles sedimentológicos del complejo de abanicos. El mapeo de precisión fue facilitado porlos sistemas de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés) y los sistemas de información geo-gráfica (GIS, por sus siglas en inglés) (recuadro). Se superponen la imagen FMI y el registro de rayosgamma del pozo inmediatamente adyacente al afloramiento a fin de compararlos con el afloramiento.

Verano de 2003 71

precedentes utilizando las tecnologías del sis-tema de posicionamiento global (GPS, por sussiglas en inglés) y del sistema de informacióngeográfica (GIS, por sus siglas en inglés). Porotra parte, se perforaron siete pozos someros;cuatro de 4 pulgadas de diámetro y tres de 6 pul-gadas de diámetro. Se extrajo un total de 1186 m[3891 pies] de núcleos de diámetro completo, yen los pozos de 6 pulgadas de diámetro se corrie-ron juegos completos de registros geofísicos,incluyendo los de la sonda Platform Express, losde Espectroscopía de Catpura Elemental ECS yde Espectrometría de Rayos Gamma NaturalesNGS e imágenes FMI. Las localizaciones de lospozos fueron estratégicamente ubicadas con res-pecto a los afloramientos, al mapeo de superficiey a la geología de subsuelo local disponibles(página anterior, abajo). Los núcleos de los sietepozos resultaron de excelente calidad y fueronsometidos a un exhaustivo análisis, incluyendoregistros sedimentológicos y fotografías digitales.

Los registros geofísicos también resultaronde excelente calidad y fueron cruciales para lacorrelación de superficies, cuerpos arenosos yfacies sedimentarias clave presentes en el áreadel proyecto, así como para la evaluación de laspropiedades de las rocas y la definición de lamineralogía (arriba).

Debido a la erosión y a la exposición limitada,los afloramientos a menudo impiden la evaluaciónprecisa del espesor estratigráfico y de los rasgossedimentológicos sutiles. Los datos de pozos ayu-

daron a determinar el espesor estratigráfico ver-dadero a partir del espesor observado en aflora-mientos, permitiendo una correlación más precisade las unidades de flujo clave dentro de los abani-cos submarinos presentes en el área del proyecto.Esto resultó de particular importancia en los depó-sitos menos resistentes, ricos en contenido delimolita y lodo, ubicados entre los abanicos, debidoa su exposición en afloramientos relativamentepobre. Por otra parte, fue particularmente difícilevaluar un rango estrecho de valores granulomé-tricos, la magnitud de la bioturbación y los límitesde capas sutiles—indicadores de espesores decapas—en base a los datos de afloramientos sola-mente. Por el contrario, los estudios detallados denúcleos proporcionaron valiosa información adi-cional sobre todos estos parámetros y permitieronuna descripción y una cuantificación precisas detoda la variación de facies. Los núcleos y registrosdemostraron ser esenciales para la correcta corre-lación de abanicos, rasgos sedimentarios y facies,lo que condujo a la obtención de modelos geológi-cos tridimensionales más sólidos.

Actualmente se están correlacionando las foto-grafías y los registros detallados de afloramientoscon registros geofísicos, imágenes y núcleos depozos para extender el modelo más allá de los aflo-ramientos y los pozos, a fin de asistir en el modeladode los volúmenes de la región comprendida entrelos pozos y al mismo tiempo proveer un enlace condatos de pozos comunes obtenidos durante las eta-pas de exploración y producción. Finalmente,

cuando se utilicen los análogos sedimentarios paradesarrollar modelos de yacimientos, se ingresaránlos datos de campo para aportar la informacióndinámica—por ejemplo, presión y tipo de fluido—necesaria para el éxito de la simulación.

NS1 NS2 NB2 NS3 NB3 NS4 NB4

Prof

undi

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m

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NS3

NB3NS4

NB4

km0 4

millas 2.50

Pozo depequeñodiámetro

Pozo de grandiámetro

Posición delos pozos

> Correlación de los abanicos presentes en el área de estudio de la subcuenca de Tanqua. La correla-ción de los abanicos de aguas profundas presentes en el área de estudio constituyó un verdaderodesafío. En general, el complejo de abanicos disminuye de espesor a medida que el contenido de lodoaumenta hacia el norte, lo que sugiere que la cuenca se orienta hacia el norte. Los nombres y límitesde los abanicos han sido eliminados, al igual que los marcadores de correlación de pozos. También semuestra una vista en planta de las localizaciones de pozos (derecha).

18. Purvis K, Kao J, Flanagan K, Henderson J y Duranti D:“Complex Reservoir Geometries in a Deep Water ClasticSequence, Gryphon Field, UKCS: Injection Structures,Geological Modelling and Reservoir Simulation,” Marineand Petroleum Geology 19 (2002): 161–179.

19. Wickens HdeV: “Basin Floor Fan Building Turbidites ofthe Southwestern Karoo Basin, Permian Ecca Group,South Africa,” Tesis Doctoral Inédita, Universidad dePort Elizabeth, Ciudad del Cabo, Sudáfrica,1994.Bouma AH y Wickens HdeV: “Permian Passive MarginSubmarine Fan Complex, Karoo Basin, South Africa:Possible Model to Gulf of Mexico,” Transcripciones dela Asociación de Ciencias Geológicas de la Costa delGolfo 41 (1991): 30–42.Rozman DJ: “Characterisation of a Fine-Grained OuterSubmarine Fan Deposit, Tanqua-Karoo Basin, SouthAfrica,” en Bouma AH y Stone J: Fine-Grained TurbiditeSystems. Asociación Americana de Geólogos dePetróleo, Memoria 72 / Publicación Especial de la SEPM68. Tulsa, Oklahoma, USA: American Association ofPetroleum Geologists (2000): 292–298.Tulsa, Oklahoma, EUA: Asociación Americana deGeólogos de Petróleo (2000): 292–298.Bouma AH y Wickens HdeV: “Tanqua Karoo, AncientAnalog for Fine-grained Submarine Fans,” en Weimer P,Bouma AH y Perkins BF (eds): Submarine Fans andTurbidite Systems: Sequence Stratigraphy, ReservoirArchitecture, and Production Characteristics, Actas dela Sección del Golfo de México y de la SecciónInternacional de la Costa del Golfo, Sociedad dePaleontólogos Económicos y Fundación deMineralogistas, 15ª Conferencia sobre Investigación(1994): 23–34.

20. Johnson SD, Flint S, Hinds D y Wickens HdeV: “Anatomyof Basin Floor to Slope Turbidite Systems, Tanqua Karoo,South Africa: Sedimentology, Sequence Stratigraphy andImplications for Subsurface Prediction,” Sedimentology48 (2001): 987–1023.

Las imágenes FMI de alta calidad de los pozosdel proyecto NOMAD permitieron identificar yestablecer la orientación de importantes rasgossedimentológicos y estructurales (abajo). Porejemplo, la dirección de las paleocorrientes deri-vada de las imágenes de la pared del pozo se

ingresará como mapas de tendencias para condi-cionar los modelos de yacimientos de abanicos deaguas profundas, facilitando la incorporación dedatos de geometría, porosidad y permeabilidad deyacimientos. Los rasgos sedimentarios observa-dos en las imágenes de la pared del pozo ayudan

a los geólogos a discernir qué porción del abanicoha sido penetrada, y si el pozo se encuentra en uncanal confinado o en un depósito no confinado demantos de arena; información que resulta esen-cial para el modelado de abanicos de aguas pro-fundas. Los rasgos aparentemente insignificantestambién pueden proveer indicaciones valiosasacerca de la estratigrafía secuencial de los siste-mas de aguas profundas. En los abanicos deTanqua, por ejemplo, las concreciones observadasen afloramientos y en las imágenes FMI dentro deciertas facies fangolíticas se correlacionan consuperficies de inundación periódicas.21

Las herramientas de modelado y simulaciónpermiten a los geocientíficos e ingenieros explo-tar datos provenientes de diversas fuentes, inclu-yendo imágenes de la pared del pozo. Lasherramientas de secuencias de tareas del pro-grama Petrel, una aplicación de computaciónque soporta todas las disciplinas de los especia-listas en yacimientos, constituyen un ejemplo dela capacidad de los programas de modelado ysimulación modernos. El programa Petrel abarcala interpretación y visualización de datos sísmi-cos bidimensionales y tridimensionales; el mode-lado y mapeo estructural, estratigráfico ypetrofísico; la correlación de pozos; el análisis delos datos y el ingreso de los mismos en el volumendel modelo; el cálculo del volumen de reservas yel diseño de pozos. Las funcionalidades del pro-grama Petrel han permitido la visualización y elmodelado de las zonas sedimentarias de cada unode los sistemas de abanicos de Tanqua a lo largode todo el desarrollo del proyecto NOMAD (pró-xima página, arriba). La capacidad de modelar endetalle las propiedades de yacimientos de abani-cos de aguas profundas ofrece claras ventajas a losequipos multidisciplinarios a cargo de los activosde las compañías petroleras en lo que respecta aoptimización de yacimientos durante todas lasetapas del desarrollo de campos petroleros.

Las imágenes de la pared del pozo constitu-yen una parte pequeña pero importante delenorme volumen de datos utilizados en el mode-lado de yacimientos. Sin embargo, los tipos dedatos específicos varían según el área, la disponi-bilidad y el entorno operativo. Si bien la herra-mienta FMI fue utilizada en los pozos delproyecto NOMAD perforados con fluidos de per-foración conductivos, muchos pozos de aguasprofundas se perforan utilizando lodos de perfo-ración no conductivos, excluyendo así la utiliza-ción de ciertas técnicas de evaluación deformaciones. La herramienta OBMI, diseñadapara operar en sistemas de lodo base aceite ylodo sintético, proporciona imágenes de la pareddel pozo de alta resolución para el análisis sedi-mentológico.22 Por ejemplo, la herramienta OBMI

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Echado verdadero

Carbonatode SpectroLith 0 90grados

0 90grados

120 grados

Desviación de pozo

20050 API

Rayos gamma

86 pulgadas

Calibrador


Resistiva ConductivaImagen FMI

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Alta calidad

Baja calidad

Echadocuadrático medio

Arcilla de SpectroLith

Cuarzo-feldespatode SpectroLith

> Imágenes FMI del pozo NB3 del proyecto NOMAD. Se corrió la herramienta FMI en los pozos demayor diámetro para proporcionar un análisis de alta resolución de los rasgos sedimentarios y estruc-turales. El Carril 1 despliega los registros de rayos gamma, calibrador y desviación de pozo. El Carril 2muestra la litología computada a partir de los datos ECS. El Carril 3 ilustra una imagen estática obte-nida con la herramienta FMI y en el Carril 4 se exhiben los echados verdaderos computados a partirde los datos FMI. En este pozo somero se destacan varios rasgos clave. Se identificó una falla decabalgamiento importante a una profundidad de 203 m [666 pies] (abajo a la derecha). Entre 185 m y190 m [607 y 623 pies], se detectó estratificación plegada (centro a la derecha). Se identificaron posi-bles frentes de óndulas rampantes a 80 m [262 pies], con orientación sur, lo que resulta compatiblecon un flujo de paleocorriente de dirección norte (arriba a la derecha). También se detectaron fractu-ras, determinándose su orientación, aunque en su mayoría se encuentran selladas con cemento decuarzo (arriba a la derecha).

Verano de 2003 73

puede ayudar a identificar rasgos de deslizamien-tos que disminuyen la continuidad de la arena ytienden a reducir el posible espesor del yaci-miento y su conectividad. Cuando se calcula elconteo total de arenisca o cuando se estiman pro-piedades de yacimientos como la permeabilidad,se deben tener en cuenta los deslizamientosobservados en el pozo. Por otra parte, el examende los rasgos sedimentarios—tales como la estra-tificación entrecruzada—que se observan en lasimágenes OBMI ha aportado a los geólogosvaliosa información en cuanto a la orientación delos cuerpos arenosos en una variedad de ambien-tes sedimentarios.

Capas delgadas en abanicos de aguas profundasLa cuenca de Taranaki constituye una de las pro-vincias de hidrocarburos más exploradas ycomercialmente más exitosas de Nueva Zelanda.Los principales yacimientos arenosos, delMioceno y de períodos más recientes, fuerondepositados en un ambiente de talud de aguasprofundas y abanico de fondo de cuenca. Se des-cubrió petróleo en la Formación Mt. Messenger,en el campo Kaimiro, en 1991. La continuidad dela actividad exploratoria permitió descubrir máspetróleo en Rimu, Taranaki Sur; y gas en Windsor,Taranaki Norte. Los sedimentos estratificados encapas delgadas constituyen las principales faciesde yacimiento, de modo que la identificación deestos sedimentos ha sido la clave del éxito explo-ratorio. La formación corresponde a areniscas,limolitas y fangolitas de grano predominante-mente muy fino, y según la interpretación de losgeólogos, esta formación fue depositada en unambiente de abanico de talud.

La Formación Mt. Messenger se encuentra enIsla del Norte, Nueva Zelanda, tanto en aflora-mientos como en el subsuelo. Se obtuvieron datosde imágenes de la pared del pozo y registros geo-físicos en dos pozos adyacentes perforados conuna separación de 137 m [450 pies] entre sí. Lospozos Pukearuhe Norte y Pukearuhe Central fue-ron perforados hasta una profundidad de 72 m[236 pies] y 89 m [292 pies] respectivamente, y

sus posiciones se encontraban a aproximada-mente 91 m [300 pies] de la exposición del acan-tilado. Los pozos fueron perforados a través de laFormación Mt. Messenger en 1996, hacia el inte-rior de la Playa Pukearuhe, 50 km [31 millas] alnoreste de Nueva Plymouth en la costa oeste de la

Isla del Norte (abajo). Los afloramientos han sidointerpretados como depósitos de espolón y de des-borde apilados verticalmente, constituidos porareniscas y limolitas finamente estratificadas, conlaminación típicamente laminar, y areniscas ylimolitas con laminación ondulada rampante.23

21. Johnson y otros, referencia 20.22. Cheung y otros, referencia 5.

Cheung P, Pittman D, Hayman A, Laronga R, Vessereau P,Ounadjela A, Desport O, Hansen S, Kear R, Lamb M,Borbas T y Wendt B: “Field Test Results of a New Oil-Base Mud Formation Imager Tool,” Transcripciones delXLII Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001,artículo XX.

23. Browne GH y Slatt RM: “Outcrop and Behind-OutcropCharacterization of a Late Miocene Slope Fan System,Mt. Messenger Formation, New Zealand,” Boletín de laAAPG 86, no. 5 (2002): 841–862.

Otras

Hemipelágicas

Areniscas sinestructuras sedimentarias

Facies

Areniscas conestructuras sedimentarias

Curva de nivel = 10 m

Más alto Más bajo

> Modelado de los abanicos de Tanqua. Un modelo de litofacies de alta resolución construido con elprograma Petrel muestra la variabilidad de los mantos de arena en el Abanico 3. Las celdas de la retí-cula representan un volumen de 10 m por 10 m por 0.25 m [33 pies por 33 pies por 0.8 pies]—con 265por 206 por 282 celdas, totalizando 15,394,380 celdas—y están codificadas en colores de acuerdo conel tipo de litofacies mapeado. La geometría sinuosa de los afloramientos es el resultado de la erosióny no está relacionada con la sedimentación en un canal. Los símbolos “+” encerrados en un círculoindican el tope de cada sección sedimentaria medida, tomada en el afloramiento. En las zonas de granamalgamamiento o de alta energía, tales como en el centro de un canal pobremente confinado, seobserva la presencia de areniscas carentes de estructura, mientras que las areniscas que muestranestructura predominan en las zonas menos amalgamadas o de más baja energía. La sedimentaciónhemipelágica representa períodos de interrupción en el sistema de turbiditas. Los sedimentos hemipe-lágicos son sedimentos fangosos submarinos profundos formados en las proximidades de las márge-nes continentales, que contienen material biógeno y limo terrígeno.

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km

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NuevaPlymouth

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Isla del Norte

Isla del Sur

Descubrimientoen evaluación

Campo comprobado

Rimu

Kaimiro

Windsor

Pozo Pukearuhe Norte

PozoPukearuhe

Central0

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km

0 millas

5

> Localización de los pozosPukearuhe en Nueva Zelanda.

Las facies detalladas identificadas en las imá-genes eran características de un ambientemarino profundo. Se definió un registro litológicoa partir del registro de rayos gamma y de la curvaSRES derivada del apilado de las 192 curvas deresistividad obtenidas con la herramienta FMI. Elregistro litológico ayudó a identificar capas del-gadas—con un espesor mínimo de 5.1 cm [2 pul-gadas]—lo cual posibilitó una determinaciónmás precisa del conteo de arenisca, del espesor

medio de las capas, de las proporciones litológicasy de los ciclos estrato decrecientes y estrato cre-cientes. Estos ciclos estrato decrecientes y estratocrecientes fueron definidos por echados dominan-tes claramente identificables. Estos echadosdominantes se encontraban generalmente limita-dos en su base por una clara superficie de erosióny sobre ellos yacía una sucesión de echados deorientación similar, pero cuya magnitud decrecíaen dirección ascendente a través de la sucesión.

La correlación de capas entre ambos pozos resultódificultosa debido a la erosión y al amalgamientolocalizados de los bancos de areniscas. Sinembargo, los echados dominantes observadosentre los pozos indicaban que podrían correlacio-narse paquetes de facies. Se interpretó que estosciclos representaban lóbulos individuales deposi-tados en la llanura de la cuenca.

El análisis de capas delgadas es esencial parael logro de cálculos de reservas precisos, espe-cialmente durante las etapas iniciales del pro-ceso de evaluación. Si bien ahora es posibleidentificar capas delgadas a partir de registrosgeofísicos de alta resolución—2 pulgadas—obte-nidos a pozo abierto, la información sedimento-lógica que brindan las imágenes de la pared delpozo, con una resolución de apenas 0.5 cm [0.2pulgadas], ayuda a evaluar la continuidad delyacimiento y su potencial.

Las imágenes FMI mostraron las característi-cas de un sistema de talud que pasaba de la pre-sencia de fangolitas, que luego se intercalabancon areniscas finas y se tornaban cada vez másricas en contenido de arenisca, a la formación decapas de areniscas más espesas de aproximada-mente 0.6 m [2 pies] de espesor. Los registroslitológicos correspondían a tres litologías: arenis-cas, limolitas y fangolitas. El análisis mostrócapas de sólo 2 pulgadas de espesor (izquierda).Las curvas de espesores de capas de carácterhomogéneo, derivadas de mediciones de conduc-tividad en el pozo Pukearuhe Norte, mostraronciclos estrato crecientes que coincidían con losechados dominantes. Estos echados dominantestambién se observaron en el pozo PukearuheCentral, aunque las capas parecían mucho másdelgadas y exhibían ciclos mucho más pequeños.Se determinaron las posiciones de los marcadoreslitológicos utilizando los datos de echado y estosmarcadores permitieron efectuar una correlaciónrazonablemente segura entre los dos pozos. Losdatos de echado distintivos dentro de zonas clavepermitieron la correlación entre ambos pozos; sinlos datos de echado, la correlación habría resul-tado difícil (próxima página, arriba). También sepudieron correlacionar algunos otros rasgos sedi-mentarios entre los pozos debido a la naturalezarepetitiva de la sedimentación. Como resultadode la correlación, se observó que la proporción dearenisca aumentaba en dirección hacia el pozoPukearuhe Central, lo que indicaba mayores posi-bilidades de existencia de un margen de canalhacia el sur.

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Porosidad-Neutrón

Rayos gamma

1.95 2.95gm/cm3

Densidad

0 150API

0.2 2000ohm-m

Resistividad profundade Lateroperfil

0.2 2000ohm-m

Resistividad somerade Lateroperfil

10 1000ohm-m

Resistividad sintética

0 4

Curva de dureza

Fangolita

Limolita

Arenisca

pies3/pies3


> Registro de litología del pozo Pukearuhe Norte. El análisis litológico de alta resolución ayudó aresolver las relaciones de espesor de capas en el pozo Pukearuhe Norte y en el Pukearuhe Central.Los registros litológicos, que muestran capas de sólo 2 pulgadas de espesor, corresponden a tres lito-logías: areniscas, limolitas y fangolitas (Carril 4). Las curvas de espesor de capas, derivadas de lasmediciones de conductividad, muestran ciclos estratocrecientes en el pozo Pukearuhe Norte quecoinciden con los echados dominantes encontrados en ambos pozos.

Verano de 2003 75

La herramienta FMI resultó clave para elcorrecto análisis de las capas delgadas. La identi-ficación y cuantificación de estas capas delgadasno habría sido posible con los registros geofísicosconvencionales solamente. El registro litológicogenerado a partir de los datos FMI ayudó a defi-nir los parámetros petrofísicos para cada litologíay a determinar los valores de corte, que luegopudieron extrapolarse a todo el campo.

Mejoramiento de los modelos de yacimientos y del desarrollo de camposLos ambientes sedimentarios continentalesterrestres y marinos someros pueden ser más com-plejos que los ambientes submarinos. La perfora-ción en ambientes continentales o transicionales,típicamente se efectúa con una mayor densidad depozos, lo que genera más datos de subsuelo.Además, es más fácil observar episodios de sedi-mentación activa en ambientes terrestres. Losambientes transicionales plantean retos especia-les debido a la acción recíproca de la sedimenta-ción y de la erosión bajo la acción de las fuerzascombinadas—y a menudo opuestas—de la tierra yel mar, lo que genera una arquitectura de yaci-miento compleja.

La compañía Teikoku Oil de Sanvi-Güerecaracterizó la sedimentología de una serie com-pleja de yacimientos arenosos en el campoGuárico 13 del oriente de Venezuela (derecha).

pies3/pies3 ohm-m pies3/pies3 ohm-m

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Marcador B

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grados

Rayosgamma

API

Porosidad-Neutrón SRES

Marcador A

Marcador B

Marcador C

Marcador D

70 100 0.4 0.2 0 100 0 60

Pozo Pukearuhe Norte Pozo Pukearuhe Central

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Fangolita

Limolita

Arenisca Prof

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grados

Rayosgamma

API

Porosidad-Neutrón SRES

Fangolita

Limolita

Arenisca

> Correlación con datos de echados. Las posiciones de los marcadores litológicos fueron determinadas mediante la utilización dedatos de echados derivados de la herramienta FMI. Esto permitió la correlación entre los dos pozos. La falta de rasgos sedimen-tarios y la naturaleza repetitiva de la sedimentación dificultó considerablemente la correlación entre los pozos. Esta correlaciónpermitió la evaluación de las proporciones relativas de arenisca en cada zona. El pozo Pukearuhe Central contenía el mayor por-centaje de arenisca, lo que indica que el canal y la mejor zona prospectiva se encontraban hacia el sur.

Machete

Zuata

HamacaCerro Negro

Ciudad Bolívar

Caracas

Puerto La Cruz

San José

Maturin

O C É A N O A T L Á N T I C O

Área de estudio delcampo Guárico 13

0 100km

0 62millas

G u á r i c oEl Tigre

VENEZUELA

A M É R I C AD E L S U R

> Localización del campo Guárico 13, en el este de Venezuela.

Uno de los intervalos principales con hidrocarbu-ros dentro de este campo, la Formación Merecuresuperior, fue depositado durante el Mioceno infe-rior en un ambiente de planicie costera asociadocon un sistema fluvio-deltaico.24 El intervalo secaracteriza por la presencia de areniscas delga-das, muy finas a medianas, con espesores totalestípicos que oscilan entre 3 y 9 m [10 y 30 pies].

Los subambientes corresponden a canales demeandros, canales de llanura de inundación,derrames de grieta (depósitos de grieta, crevassesplays), canales de grieta, barras de desemboca-dura de frentes deltaicos, pantanos y lagos.25

Dentro de este ambiente predominan los sedi-mentos finos pero pueden ser gruesos a medianossi se depositan en subambientes de canal de más

alta energía. Las capas de carbón dentro delintervalo Merecure superior conforman marca-dores de correlación lateralmente extensivospero, incluso con estos marcadores, los interva-los arenosos productivos pueden resultar elusi-vos cuando se perfora procurando producciónmáxima y recuperación óptima.

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Resistiva ConductivaImagen FMI estática

Rayos gamma derivados del FMI

Rayos gamma

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Resistiva ConductivaImagen FMI dinámica

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Patín 1Patín 1

> Facies de derrames de grieta (crevasse splays) y areniscas lacustres. Las fotografías de núcleos mues-tran lutitas y limolitas finamente laminadas, seguidas por una arenisca de base nítida con laminaciónparalela a entrecruzada que grada hacia arriba a una arenisca maciza con rastros de raíces vegetales(derecha). Sobre las mismas descansa una capa de carbón de menos de 1 pie de espesor. Las imágenesFMI concuerdan con los datos de núcleos a lo largo de la sucesión de depósitos de grieta (izquierda).

Verano de 2003 77

micos disponibles en el campo Guárico 13. Enesta área, la mayor parte de los espesores areno-sos y los rasgos estructurales—tales como lasfallas—se encuentran por debajo del límite deresolución sísmica. Las imágenes de la pared delpozo ayudan a resolver la orientación tanto de laslitofacies productivas como de las litofacies noproductivas utilizadas en los modelos y en eldesarrollo de campos.

El análisis extensivo de núcleos e imágenescondujo al reconocimiento de ocho facies dentrode la Formación Merecure. Las ocho facies resul-tan distinguibles en las imágenes FMI y puedenverificarse a través de análogos sedimentariosmodernos.26 Los canales de grieta y los derrames

de grieta constituyen facies importantes en laFormación Merecure superior debido a sus carac-terísticas de yacimiento de alta calidad. Losderrames de grieta son cuerpos arenosos muyfinos a medianos que en general presentan carac-terísticas granocreciente. Estos depósitos mues-tran contactos inferiores abruptos y laminaciónparalela a entrecruzada. A menudo presentanrestos de raíces en la porción superior de la are-nisca (página anterior). Esta facies sobreyacelutitas y limolitas finamente laminadas y sobreella yace una delgada capa de carbón. En general,los canales de grieta tienen bases erosivas nítidasy presentan sucesiones granodecreciente con gra-nulometrías finas a medianas, y pueden mostrarestratificación entecruzada aunque suelen teneruna estructura interna más maciza. Los derramesde grieta y los canales de grieta muestran estrati-ficación entrecruzada que indica la dirección delas paleocorrientes, a menudo representativa delas tendencias del yacimiento (arriba).

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Orientación Norte


Imagen FMIdinámica interpretada



Imagen FMI dinámicano interpretada

0 90grados


Echado verdadero

0 90grados

EstratificaciónEchado verdadero


Rayos gamma

0 150API

Patín 1 Patín 1

< Facies de canal de grieta. Los datos de núcleosmuestran una arenisca fina a media con basenítida o de erosión (derecha). En ciertos casos,las areniscas muestran laminación o estratifica-ción entrecruzada pero normalmente las faciesparecen macizas. Este intervalo está coronadopor una facies de canal abandonado. Las imáge-nes FMI concuerdan con los datos de núcleos alo largo de la sucesión de relleno de canal degrieta y muestran una arenisca con base nítida ylaminación entrecruzada, a la que sobreyace unafacies de llanura de inundación fluvial (izquierda)de grano fino.

24. Gamero H, Contreras C, Pestman P y Mizobe A:“Borehole Electrical Images as a ReservoirCharacterization Tool in the Merecure Formation,Guárico 13 Field, Eastern Venezuela,” Memorias del VIISimposio Bolivariano, Caracas, Venezuela (10 al 13 deseptiembre de 2000): 620–641.

25. Para mayor información sobre ambientes sedimentariosfluviales y deltaicos, consulte: Scholle PA and Spearing D:Sandstone Depositional Environments, Memoria 31. Tulsa,Oklahoma, EUA: Asociación Americana de Geólogos dePetróleo,1982.

26. Gamero y otros, referencia 24.

Las herramientas de generación de imágenesde la pared del pozo, tales como la herramientaFMI, resultaron de gran utilidad para los geólogosde Teikoku Oil, quienes utilizaron los datos FMIpara desarrollar modelos sedimentológicos paracada yacimiento arenoso dentro de la FormaciónMerecure. Utilizando las herramientas BorViewdel sistema GeoFrame, los geólogos deSchlumberger y de Teikoku caracterizaron las dis-tintas areniscas mediante el análisis de los rasgossedimentarios que aparecen en las imágenes FMI,mejorando así los modelos sedimentológicos.

La determinación de las tendencias, la conti-nuidad y la conectividad del yacimiento nopodrían haberse logrado utilizando los datos sís-

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Rayos gammaderivado del FMI

Rayos gamma

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Imagen FMI dinámica

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Imagen FMI estática

Imagen 3D

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Rayos gammaderivados del FMI

Rayos gamma

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Imagen FMI estática

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Resistiva Conductiva Resistiva Conductiva


Echadoverdadero

Superficiesde erosión

Echadoverdadero

0 90grados

0 90grados


Echadoverdadero


Echadoverdadero

Patín 1

Patín 1

Patín 1

Patín 1

> Facies de faja de meandros/canal anastomosado. Las imágenes FMI muestran múltiples superficies de erosión que separan unidades de grupos conestratificación entrecruzada laminar, de 0.3 m a 0.5 m [1 a 1.5 pies] de espesor, cuyos echados tienen direcciones norte-noreste, este-noreste y noreste.No se extrajeron núcleos de esta facies.

0 1.6km

0 1millas

0 1.6km

0 1millas

Carácterhomogéneo

Granodecreciente

Dentado

Granocreciente

Dentado, indicandouna naturaleza fangosa

Capa de lignito

Diagrama de rosetaque ilustra datos depaleocorrientes

Canal de llanura de inundación

Albardón

Derrames de grieta

Llanura de inundación lacustre

Banco de canal axial anastomosado

Complejo de barras arenosas

Pantano

Facies

> Modelos sedimentológicos que incorporan la información obtenida de los datos de registros geofísicos, imágenes de la pared del pozo y núcleos de diá-metro completo. Se muestran los modelos de dos de los yacimientos arenosos del campo Guárico 13, conjuntamente con la dirección de paleocorrientederivada del análisis FMI. Las facies productivas comprenden facies de canal de llanura de inundación (amarillo), facies de derrames de grieta (verde) yfacies de canal anastomosado (naranja claro y marrón). [Adaptado de Hamilton DS, Ambrose WA, Barba RE, De Angelo M, Tyler N, Yeh JS, Dunlap DB yLaubach SE: “Hydrocarbon Production Opportunities Defined by Integrated Reservoir Characterization, Guárico 13/10 Area, Eastern Venezuela,” informeinterno de Teikoku Oil de Sanvi-Güere (1999).]

Verano de 2003 79

Se identificaron además otras cuatro faciesimportantes: la facies de faja de meandros/canalanastomosado, que se encuentra en el sector infe-rior y medio de la Formación Merecure; la faciesde canal de llanura de inundación en la porcióninferior de la Formación Merecure Superior; y lasfacies de lutita marina somera y de barra marina,ambas en el tope de la Formación MerecureSuperior. Las facies de canal corresponden aestructuras sedimentarias de más alta energía,tales como superficies de estratificación entre-cruzada laminar y en artesa, y superficies de ero-sión basales (página anterior arriba).

Los ambientes de alta energía generan indi-cadores direccionales particularmente fuertes yrepresentan típicamente la sección de yaci-miento más productiva; es decir, la de mayorporosidad y permeabilidad. En muchos casos, losindicadores de paleocorrientes consistentesrepresentan la orientación de la arenisca decanal. Uno de los yacimientos más importantesdel campo Guárico 13, la arenisca U2M, es inter-pretado como una facies de canal de llanura deinundación. Estas facies corresponden a sucesio-nes granodecrecientes de areniscas de granulo-metría medianas a gruesas de entre 2 y 11 m [7 y35 pies] de espesor, con estratificación entrecru-zada tabular y en artesa, y se caracterizan por suscontactos basales erosivos (izquierda). Estainformación sedimentológica constituye unimportante aporte a los esfuerzos de modeladode yacimientos y desarrollo de campos que reali-zan los equipos a cargo de los activos de las com-pañías petroleras (página anterior, abajo).

0 150API

0 150API

0 90grados

Bancos conestratificaciónentrecruzada

Echadoverdadero

0 90grados

Límitesde capasEchado

verdadero

0 90grados

Superficiede erosión

Echadoverdadero

Echado verdadero

4213

4214

4215

4216

4217

4218

4219

4220

4221

4222

4223

4224

4225

4226

4227

W E

Tope

Base

0 120 240 360

Orientación Norte


0 120 240 360

Orientación Norte


ImagenFMI estática

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Rayos gamma

Rayos gammaderivados del FMI



< Facies de canal de llanura de inundación. Lasimágenes eléctricas de pozos, integradas con losdatos de núcleos (profundidad de los núcleos de4214.5 a 4222.6 pies) a través de la sucesión gra-nodecreciente (4219 a 4227 pies) muestran, debase a tope, una superficie de erosión a 4227 pies[profundidad de los núcleos de 4222.6 pies] conun depósito residual de canal de grano gruesoasociado, al que sobreyace una arenisca mediacon estratificación entrecruzada de alto ángulocuyo echado se orienta hacia el este y el este-noreste. Los grupos con estratificación entrecru-zada están limitados por superficies de trunca-miento, tienen pulgadas de espesor e indican unadirección de transporte de sedimentos de este anoreste. Este intervalo es interpretado como unasucesión de relleno de canal depositada por uncanal fluvial de orientación este-noreste a oeste-suroeste.

Kenai

Anchorage

UnidadRedoubt

0 50km

0 31millas

E S T A D O S U N I D O SD E A M É R I C A

C A N A D Á

Alaska

Ensenada Cook

Determinación de facies en rocas complejasLa compañía Forest Oil Corporation es un opera-dor clave en la Ensenada Cook de Alaska, EUA,que ha encarado y mantenido un agresivo pro-grama de exploración en el campo Redoubt Shoalgracias a la utilización de tecnología de vanguar-dia diseñada para mejorar la caracterización deyacimientos. Las imágenes OBMI obtenidas enmarzo de 2003 marcaron la utilización de laherramienta por primera vez en Alaska por partede Forest. Existen pruebas sustanciales aporta-das por los primeros resultados que indican quela herramienta OBMI tendrá un impacto positivoconsiderable sobre la determinación y correla-ción de facies en esta área.

La Ensenada Cook constituye una importanteprovincia petrolera que se encuentra al sur-suro-este de Anchorage, Alaska (izquierda). Está ubi-cada en un ambiente de cuenca de ante-arco quese desarrolló como resultado de la subducción delmargen de la Placa del Pacífico. El hidrocarburose encuentra entrampado en estructuras compre-sivas relacionadas con la tectónica convergente.El complejo estado de los esfuerzos en los pozosexistentes crean condiciones de perforación difí-ciles que requieren la utilización de lodos baseaceite. Hasta la llegada de la herramienta OBMI aAlaska, no había sido posible la adquisición dedatos de imágenes de resistividad en laFormación Hemlock dentro del yacimientoRedoubt Shoal.

La porción central de la Ensenada Cook estárellena de 7925 m [26,000 pies] de rocas nomarinas de edad Terciaria. Los conglomerados dela Formación Hemlock son del OligocenoSuperior y están constituidos por areniscas con-glomerádicas y conglomerados interestratifica-dos. Han sido clasificados como feldarenitaslíticas, litarenitas feldespáticas o litoarenitas.Los resultados del análisis de núcleos, sugierenque la Formación Hemlock del campo RedoubtShoal está compuesta por depósitos de corrien-tes anastomosadas de baja sinuosidad. Las capasde areniscas y los conglomerados suelen apilarsepara formar grandes unidades sedimentariashomogéneas que pueden alcanzar espesores demás de 15 m [50 pies]. Las imágenes OBMI ahoraproveen importante información estratigráficaque no se disponía anteriormente y permiten

80 Oilfield Review

> Campo Redoubt Shoal, Ensenada Cook, Alaska, EUA.

> Comprensión de la geometría de un yacimiento mediante la utilización dela técnica de visualización inmersiva. En muchos casos, la rentabilidad deldesarrollo de campos impone la perforación de una cantidad mínima depozos, cada uno de los cuales tiene máximo contacto con el yacimiento. Elmayor conocimiento de la sedimentología del yacimiento ayuda a reducir elriesgo de fallas o problemas asociados con estos pozos importantes, mejo-rando en consecuencia los resultados económicos del proyecto. Con la tec-nología inmersiva Inside Reality, los equipos multidisciplinarios a cargo de laplanificación de pozos podrán planificar pozos más complejos, tomando encuenta los datos sedimentológicos detallados y, en consecuencia, gene-rando operaciones de perforación y de geoposicionamiento más exitosas.

27. Johansson M y Saltmarsh A: “The GeologicalApplication of Acoustic Images in HomogeneousClastic Sediments; Examples from the Tertiary Hemlock

Formation, Cook Inlet, Alaska,” artículo de la SPE 77995,presentado en la Reunión Conjunta Regional deOccidente de la SPE/Sección Pacífico de la AAPG,Anchorage, Alaska, EUA, 20 al 22 de mayo de 2002.

Verano de 2003 81

efectuar un cálculo del echado estructural mássólido que el que se obtenía previamente con laherramienta de generación de ImágenesUltrasónicas de la Pared del Pozo UBI.27 Por otraparte, debido a la complejidad de las litologías, elcarácter de estos sedimentos conglomerádicos enlos registros geofísicos dificulta la determinacióny correlación de facies. Sin embargo, las imáge-nes OBMI muestran diferencias claras entre lasfacies de areniscas productivas y las facies deconglomerados menos productivos y fangolitas noproductivas (arriba).

Conocimiento del yacimientoLa comprensión de la sedimentología implica lacomprensión del basamento sobre el que se eri-gió un yacimiento. Diferentes ambientes sedi-mentarios originan una diversidad de facies queinciden sobre las características del yacimiento.Los modelos de yacimientos que incluyen aspec-tos detallados de los procesos sedimentarios, amenudo resultan de mayor utilidad para la pre-dicción del desempeño del yacimiento debido aesta relación entre ambientes sedimentarios,facies y yacimiento. Hoy en día, las imágenes sís-

micas de alta resolución y las herramientas devisualización de yacimientos e inmersión ofrecena los equipos a cargo de los activos de las compa-ñías petroleras la capacidad de dar cuenta enforma más acabada de complejidades tales comoyacimientos discontinuos o desconectados. Laherramienta de visualización 3D de GeoViz, delprograma GeoFrame y el sistema de realidad vir-tual tridimensional Inside Reality, una tecnolo-gía adquirida por Schlumberger a Norsk Hydro,han elevado a un nivel superior la planificacióninteractiva de pozos y campos petroleros (páginaanterior, abajo). Con el avance de la industria, lasimágenes de la pared del pozo se irán incorpo-rando a la creciente lista de tipos de datos fun-cionales para estas herramientas devisualización de yacimientos. La visualizacióndetallada y en tiempo real de las imágenes de lapared del pozo LWD para el geoposicionamientoes una técnica verdaderamente promisoria.

La industria seguirá siendo testigo de laexpansión de las capacidades y aplicaciones delas herramientas de generación de imágenes dela pared del pozo, tanto en los sistemas operadosa cable como en los sistemas LWD. Por ejemplo,en los lodos sintéticos y base aceite, la nuevaherramienta integrada de generación deImágenes Microeléctricas de Cobertura Dual enLodos Base Aceite OBMI2 ofrece el doble decobertura de pozo que la herramienta OBMI ori-ginal. A medida que las tecnologías avanzan ymejoran, seguirá multiplicándose la capacidadde los equipos a cargo de los activos de las com-pañías petroleras para evaluar, cuantificar,modelar y predecir los efectos sedimentológicossobre el desarrollo y el desempeño de los yaci-mientos. En consecuencia, el valor de las imáge-nes de la pared del pozo para la geología y elmanejo de activos se materializará completa-mente. —MG

pies3/pies3

g/cm3

Rayos gamma

0 API 150

µsec/pies140 40

Lentitudcompresiva

Calibrador 1

6 pulgadas 16

Porosidad-Neutrón

0.6 0

1.65 2.65

Densidad

Calibrador 2

6 pulgadas 16

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

0

Curva dedureza

50 90grados


Echadoverdadero

Lift Off

Saturación

Pobre

Normal

Arenisca

Areniscaguijarrosa

Conglomerado

Carbón

Lutita

CalidadOBMI

Patín 1

15,275

15,280

15,590

15,595

0 120 240 360

Orientación Norte

Imagen OBMI estáticaResistiva Conductiva

0 120 240 360

Orientación Norte

Imagen OBMI dinámicaResistiva Conductiva

Patín 1

< Determinación de facies con imágenes OBMI.La utilización de sistemas de lodo base aceite enel campo Redoubt Shoal ha limitado la capacidadde la compañía Forest Oil Corporation para dife-renciar las facies. Ahora existen evidencias cla-ras que indican que la facies de areniscas(arriba) puede distinguirse de la facies conglo-merádica (abajo), dentro de los conglomeradosHemlock, utilizando las diferencias texturalesobservadas en los datos de las imágenes OBMI.Los datos OBMI fueron obtenidos por primeravez en la Ensenada Cook en marzo de 2003.

Documents

Investigación de la sedimentología de los yacimientos clásticos