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Los núcleos en la evaluación de formaciones

La naturaleza de la exploración del subsuelo obliga a las compañías de petróleo y

gas a investigar cada yacimiento en forma remota, principalmente mediante registros

de pozos, levantamientos sísmicos y pruebas de pozos. A través del análisis de las

muestras de rocas obtenidas en el fondo del pozo, los laboratorios de núcleos

proporcionan abundante información sobre la litología, la porosidad, la permeabilidad,

la saturación de fluido y otras propiedades para ayudar a los operadores a caracterizar

mejor la naturaleza compleja del yacimiento.

Mark A. AndersenBrent DuncanRyan McLinHouston, Texas, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2013: 25, no. 2.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ángela Dippold Beeson, David Harrison, Mario Roberto Rojas y Leslie Zhang, Houston; Carlos Chaparro y Adriano Lobo, Ecopetrol, Bogotá, Colombia; Alyssa Charsky, Michael Herron y Josephine Mawutor Ndinyah, Cambridge, Massachusetts, EUA; William W. Clopine, ConocoPhillips Company, Houston; Rudolf Hartmann, BÜCHI Labortechnik AG, Flawil, Suiza; Thaer Gheneim Herrera, Bogotá, Colombia; Wendy Hinton, Himanshu Kumar y David R. Spain, BP, Houston; Upul Samarasingha, Salt Lake City, Utah, EUA; Tony Smithson, Northport, Alabama, EUA; y Elias Yabrudy, Coretest Systems, Morgan Hill, California, EUA.Techlog, TerraTek y XL-Rock son marcas de Schlumberger.El porosímetro de helio PHI-220 es una marca de Coretest Systems, Inc. LECO es una marca de LECO Corporation.

Los núcleos proporcionan datos esenciales para la exploración, evaluación y producción de yaci-mientos de petróleo y gas. Estas muestras de rocas permiten que los geocientíficos examinen directamente las secuencias depositacionales penetradas por una barrena de perforación. Además, brindan evidencias directas de la pre-sencia, distribución y capacidad de producción de hidrocarburos y permiten la revelación de variaciones en los rasgos del yacimiento, que podrían no haber sido detectadas a través de las mediciones derivadas de los registros de fondo de pozo solamente. Mediante la medición y el análi-sis de la porosidad, la permeabilidad y la satura-ción de fluido, basados en muestras de núcleos, los operadores pueden caracterizar mejor los siste-mas porosos de las rocas y modelar con precisión el comportamiento de los yacimientos para opti-mizar la producción.

El análisis de núcleos es vital para determinar las propiedades de la matriz de las rocas y consti-

tuye un recurso importante para la caracteriza-ción de formaciones. El proceso, conocido como análisis rutinarios de núcleos, ayuda a los geo-científicos a evaluar la porosidad, la permeabili-dad, la saturación de fluido, la densidad de grano, la litología y la textura. Los laboratorios de análi-sis rutinarios de núcleos (RCALs) con frecuencia ofrecen una diversidad de servicios adicionales, tales como el servicio de adquisición de registros

(perfilaje) de rayos gamma en núcleos para correlacionar la profundidad del núcleo con la pro-fundidad de perfilaje de pozos, barridos por tomo-grafía computada (TC) de los núcleos para caracterizar la heterogeneidad de las rocas, y fotografías de núcleos para documentar y descri-bir el núcleo.

Cuando los operadores necesitan conocer los comportamientos de los yacimientos complejos,

>Núcleos divididos. En la localización del pozo, los núcleos enteros generalmente se cortan en segmentos más pequeños para facilitar su transporte. En el laboratorio, los segmentos de núcleos enteros pueden ser cortados y submuestreados.

Análisis de muestrasde núcleos

Análisis de núcleosde diámetro completo

Segmento de núcleo entero

3 pies

1 pie

2,5 a3 pulgadas

1 pie

1 pie

1 pie

1 pie

1 pie

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recurren a los análisis especiales de núcleos para la obtención de mediciones detalladas de propie-dades específicas. Los laboratorios de análisis espe-ciales de núcleos (SCALs) normalmente se encuen- tran equipados para medir la presión capilar, la permeabilidad relativa, las propiedades eléctri-cas, el daño de formación, el tiempo de relajación de resonancia magnética nuclear (RMN), el fac-tor de recuperación, la mojabilidad y otros pará-metros utilizados para la calibración de los registros. Los servicios SCAL también son utiliza-dos con el fin de caracterizar los yacimientos para los proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) y para el estudio del flujo multifá-sico y de las interacciones entre rocas y fluidos. Para estas pruebas extensivas, cuya ejecución en algunos casos requiere varias semanas, sólo se seleccionan unas pocas muestras.

Desde hace muchos años, Schlumberger man-tiene una serie de laboratorios de análisis de núcleos para apoyar las actividades de investigación relacionadas con la respuesta de las herramientas operadas con cable, la química de los fluidos de perforación, el daño de la formación, los proyectos EOR o la tecnología de terminación de pozos. Sin embargo, estos laboratorios no proporcionaban análisis de núcleos a escala comercial. Hasta hace poco, los servicios comerciales de análisis de núcleos de la compañía se centraban en Salt Lake City, Utah, EUA, donde el centro de mecánica de rocas y análisis de núcleos de TerraTek es conocido por enfocarse principalmente en la geomecánica y los yacimientos no convencionales. La inaugu-ración de los Laboratorios de Yacimientos de Schlumberger en 2012 preparó el camino para la integración de las tecnologías de mediciones obte-

nidas de las rocas con los conocimientos técnicos especiales en materia de fluidos para ayudar a los clientes a comprender mejor el comportamiento de los yacimientos. Ahora, Schlumberger ofrece análisis de rocas y fluidos a través de 27 labora-torios distribuidos por todo el mundo. Muchas compañías proveen análisis similares de núcleos convencionales. Este artículo se centra en el análisis rutinario de núcleos convencionales de areniscas y carbonatos, llevado a cabo por los especialistas del Laboratorio de Yacimientos de Schlumberger en Houston.

Los tamaños de las muestras Las longitudes y diámetros de los núcleos son diver-sos (página anterior). La información extraída de un núcleo depende en parte del tamaño y del volumen del núcleo, que controlan los tipos de

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análisis que pueden efectuarse. Para satisfacer las necesidades de los clientes, los laboratorios de análisis de núcleos deben ser suficientemente flexibles como para procesar los diversos tipos de núcleos enviados desde la localización del pozo, ya sea que se trate de núcleos de fondo de pozo o de muestras laterales, también conocidas como testigos laterales o muestras de pared.

Los núcleos de fondo de pozo, también denomi-nados núcleos enteros o núcleos convencionales, se obtienen durante el proceso de perforación uti-lizando una barrena especial de extracción de núcleos (abajo). Habitualmente, el diámetro de los núcleos oscila entre 4,45 y 13,3 cm [1,75 y 5,25 pul-gadas] y en general se perforan en incrementos de 10 m [30 pies], que se corresponden con la longi-tud del tubo extractor de núcleos o de su camisa. Mientras que una barrena convencional está dise-ñada para pulverizar la roca en la cara de la barrena, la barrena de extracción de núcleos con forma de anillo toroidal genera un cilindro de roca que atraviesa el centro de la barrena y es retenido en un tubo extractor de núcleos que sirve como protección.

Cuando el tubo extractor de núcleos se llena, el perforador extrae el arreglo del pozo y un especia-

lista en extracción de núcleos de la localización del pozo coloca la camisa o retenedor del tubo extrac-tor de núcleos en la plataforma para tuberías. En la camisa, con el núcleo en su interior, se inscriben las marcas de profundidad y las líneas de orientación. Para facilitar el transporte, la camisa metálica se corta generalmente en segmentos de 1 m [3 pies] y se sella en los extremos. Para evitar el movimiento durante el acarreo, el personal de manipulación de núcleos de la localización del pozo puede inyec-tar resina epóxica o espuma en la camisa para mantener el núcleo estabilizado.

Para las muestras laterales o de pared (SWCs), el proceso es mucho menos complicado. Las SWCs se obtienen con un dispositivo de muestreo ope-rado con cable, que se baja generalmente en el pozo cuando está por concluirse una operación de perfilaje con cable en agujero descubierto, luego de que el operador consulta los registros para identifi-car aquellas zonas que ameritan ser muestreadas. El dispositivo SWC puede extraer hasta 90 mues-tras de la pared del pozo en las profundidades seleccionadas. Una vez en la superficie, las mues-tras laterales se recuperan de la herramienta, se hermetizan en botellas individuales y se envían al laboratorio para su análisis.

Los dispositivos de muestreo a percusión obtienen muestras SWCs de aproximadamente 2,86 a 4,45 cm [1,125 a 1,75 pulgadas] de largo por 1,75 a 2,54 cm [0,688 a 1 pulgadas] de diámetro. Estos dispositivos se denominan pistolas de extracción de núcleos porque utilizan pequeñas cargas explosivas para hacer penetrar en la for-mación los tubos extractores de núcleos indivi-duales denominados balas. Dichos tubos se adosan a las pistolas con cables resistentes que se utilizan para extraer la bala de la pared del pozo a medida que la pistola se enrolla para ser llevada a la superficie. Por el contrario, los núcleos rotati-vos se extraen de la formación utilizando una barrena diminuta de extracción de núcleos orien-tada en sentido horizontal. La herramienta de extracción de muestras laterales rotativa de gran volumen XL-Rock puede perforar núcleos de 6,4 cm [2,5 pulgadas] de largo por 3,8 cm [1,5 pulgadas] de diámetro desde la pared del pozo. Este disposi-tivo produce muestras cuyo volumen triplica el volu-men de las muestras SWC extraídas a percusión.

Un tercer tipo de muestras de rocas son las mues-tras de núcleos. Las muestras de núcleos se extraen de segmentos de un núcleo entero. Estas muestras se obtienen como una submuestra representativa del núcleo entero y resultan útiles para el análi-sis de intervalos de un núcleo relativamente homogéneo. En los yacimientos convencionales, las muestras de núcleos se extraen en forma ruti-naria a intervalos de 0,3 m [1 pie] a lo largo del núcleo y miden aproximadamente 6,4 cm de largo por 2,54 o 3,8 cm de diámetro. Las variaciones de la litología pueden requerir intervalos de muestreo más pequeños, pero si el núcleo es muy heterogé-neo, como se observa en los carbonatos vacuolares o fracturados o en los intervalos de areniscas y luti-tas finamente laminados, el operador puede optar por analizar el núcleo entero en vez de muestras.

Procesamiento inicialEl flujo de trabajo básico para el análisis de núcleos convencionales comienza con la recep-ción y la generación de imágenes preliminares y luego pasa a la preparación y el análisis. Cada pro-ceso involucra varios pasos. Los núcleos enteros normalmente requieren más procesamiento ini-cial que las muestras laterales. Si bien el análisis rutinario de núcleos proporciona un conjunto estándar de mediciones, no todos los núcleos atraviesan todo el flujo de trabajo descripto.

En el laboratorio, los núcleos son recibidos e inventariados. Los núcleos enteros pasan por un registrador de rayos gamma de núcleos, que mide los rayos gamma emitidos naturalmente por los núcleos.

> Barrena de extracción de núcleos. Esta barrena de un compuesto policristalino de diamante (PDC) emplea un diseño de cortadores fijos que deja sin tocar el centro del pozo. La barrena genera un núcleo cilíndrico de la formación, que atraviesa el centro de la barrena para ser retenido dentro del arreglo de fondo de pozo.

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Mediante la comparación de las mediciones de los rayos gamma de los núcleos con los registros de rayos gamma LWD o adquiridos con herra-mientas operadas con cable, los geocientíficos pueden correlacionar la profundidad del núcleo con la profundidad del registro e identificar los intervalos de los cuales puede haberse perdido o dañado el núcleo.

El dispositivo de adquisición de registros de rayos gamma de núcleos utiliza un transportador

para desplazar el núcleo —ya sea expuesto o bien aislado herméticamente en la camisa— más allá de un detector de rayos gamma. El detector examina el núcleo a lo largo de toda su extensión, desde el extremo inferior hasta el superior, repro-duciendo la secuencia de adquisición de registros utilizada para la obtención de los registros adqui-ridos con herramientas operadas con cable.

A continuación, el núcleo pasa a través de un dispositivo de exploración por TC para obtener

una imagen TC. El dispositivo TC obtiene una imagen 3D del núcleo entero, mediante una serie de barridos estrechamente espaciados que pueden ser cortados en cualquier punto o con cualquier orientación para generar una lámina (slab) virtual del núcleo. El dispositivo TC permite un reconoci-miento rápido a través del núcleo. Una vez identi-ficadas, las zonas de interés pueden ser exploradas nuevamente para efectuar un examen detallado (arriba). La tecnología de barrido por TC resulta

> Barridos por tomografía computada (TC) de núcleos enteros. Las características de los poros se enfocan de manera que resulten nítidas en una lámina virtual del núcleo (extremo superior, primer plano) a medida que la muestra pasa por el dispositivo de barrido por TC (extremo superior, segundo plano). La codificación en colores del barrido ayuda a distinguir las regiones con densidad o mineralogía diferente. Contrariamente, para resaltar el daño del núcleo, se utilizan imágenes en escalas de grises. Un núcleo obtenido a través de una formación friable en el campo Casabe de Colombia fue sometido al proceso de barrido antes de ser removido del retenedor de núcleos (extremo inferior ). Los apilamientos de secciones transversales revelaron la existencia de zonas en las que el núcleo exhibía porciones dañadas. El aro exterior blanco es el guarda núcleos; en el interior de la camisa, el núcleo está rodeado por una capa de lodo de perforación en forma de costra. Al evitar los intervalos fracturados (extremo inferior izquierdo), el analista de núcleos pudo seleccionar las secciones sin daños (extremo inferior derecho) de las cuales se extrajeron las muestras de núcleos. (Imágenes TC, cortesía de Carlos Chaparro y Adriano Lobo de Ecopetrol, Bogotá, Colombia.)

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especialmente útil para la detección y la evalua-ción de rasgos internos, tales como planos de estra-tificación, vacuolas, nódulos, fósiles y fracturas.1 Ocasionalmente, los operadores también examinan con este método las muestras laterales. Los barri-dos por TC no son invasivos, no requieren ninguna preparación adicional del núcleo y pueden ser efec-tuados rápidamente en los núcleos expuestos o en los núcleos retenidos dentro del tubo extractor.

Después de ejecutar la exploración inicial, el analista de núcleos libera el núcleo del tubo a fin de prepararlo para las pruebas posteriores. Además, utiliza una sierra de cinta o una sierra radial, provista de una hoja impregnada de dia-mante, para cortar el núcleo en láminas a lo largo de toda su extensión; en sentido paralelo a su eje. En la mayoría de los casos, el núcleo se corta fuera del centro en vez de ser cortado por el medio. El espesor de la lámina determina el tamaño máximo de cualquier muestra que se obtenga subsiguiente-mente del núcleo. La cara plana de la lámina más delgada se pule para eliminar las marcas de la sie-rra y preparar la lámina para ser fotografiada.

En algunos casos, ciertas porciones del núcleo no se cortan en láminas. Cuando un núcleo exhibe una heterogeneidad sustancial a gran escala —típica de los carbonatos vacuolares o de las rocas intensamente fracturadas o conglomerádicas— se pueden dejar ciertas secciones del núcleo sin cortar en láminas para permitir el análisis del núcleo de diámetro completo.

Las láminas del núcleo son fotografiadas con una cámara digital de 35 mm conectada a una computadora que digitaliza, despliega y trans-mite las imágenes al cliente. Las fotografías a menudo pueden resolver los estratos individuales

de las capas delgadas que miden tan sólo unas décimas de pulgada.

La fotografía digital ayuda a resaltar las carac-terísticas geológicas y petrofísicas importantes. Estas imágenes en color, de alta resolución, pro-porcionan un registro visual importante de la litología, las características de la estratificación, los contactos, las fracturas, los fósiles, la porosi-dad, las vacuolas y las variaciones sedimentológi-cas que pueden ser estudiadas en detalle; mucho después de que el núcleo ha sido sometido a prue-bas posteriores. La manipulación y análisis subsi-guientes de las imágenes de los núcleos a menudo proporcionan información valiosa que no se mani-fiesta fácilmente en las fotografías originales. En ciertos casos, estas imágenes pueden ser utili-zadas para conciliar las discrepancias existentes entre el análisis de núcleos y el análisis de regis-tros, detectándose laminaciones en las formacio-nes que son demasiado delgadas para ser resueltas con la herramienta de perfilaje.

Si el cliente lo solicita, se pueden generar imá-genes de una envoltura axial de 360° del núcleo. Esto se realiza utilizando una cámara digital y una mesa con rodillos que hacen rotar longitudinal-mente el núcleo de diámetro completo a medida que es fotografiado.

Las fotografías se toman con luz blanca y ultravioleta (UV). Las imágenes captadas con luz blanca común muestran los núcleos en condicio-nes de iluminación natural. La luz UV puede resaltar ciertos tipos de minerales, pero lo más importante es que realza el contraste entre las zonas no prospectivas y las zonas petrolíferas. Con frecuencia, las rocas yacimiento petrolíferas exhiben una fluorescencia intensa inducida por la

luz ultravioleta. Generalmente, el petróleo emite fluorescencia, cuyo brillo y color son afectados por su composición. Sin embargo, ciertos petróleos no lo hacen. Por otra parte, si con el lavado se elimina parte del petróleo al llevar el núcleo a la superficie o si el núcleo no se mantuvo bien preservado, puede suceder que el intervalo productivo no exhiba fluorescencia de manera uniforme.2

Si bien es difícil evaluar la fluorescencia a sim-ple vista, la fotografía digital en color registra entradas numéricas, que algunos operadores utili-zan para el análisis computacional subsiguiente.3 Cada fotografía está formada por un conjunto de píxeles y a cada píxel se le puede asignar uno de los más de 16 millones de tipos de sombreados. Los geocientíficos filtran o manipulan estos colo-res para resaltar los rasgos importantes. El análisis estadístico de los datos en color ayuda a los geólogos a diferenciar las distintas litologías o establecer valo-res de corte para la porosidad o la permeabilidad. La computadora cuenta cuántos píxeles caen den-tro de una gama de colores especificada para deter-minar la presencia de arena neta o de fluorescencia neta en zonas finamente laminadas.

Aunque los mecanismos de manipulación de núcleos admiten un amplio rango de muestras, para el análisis rutinario de núcleos se suelen utilizar muestras de núcleos. Las muestras de núcleos proporcionan una caracterización con-fiable del núcleo cuando el sistema poroso es relativamente homogéneo.4

El analista de núcleos, que a veces trabaja en conjunto con el geólogo del operador, perfora las muestras de núcleos a partir de un núcleo de diá-metro completo. La mayoría de los laboratorios utiliza una fresa o una taladradora con una

> Solventes comunes para la limpieza de núcleos, ordenados según la temperatura de ebullición. La elección del solvente por lo general depende de las interacciones de mojabilidad que se producen entre el petróleo crudo y los minerales contenidos en la roca. La extracción completa de algunos petróleos puede requerir la utilización de mezclas o series de solventes. La línea roja representa el punto de ebullición del agua. (Tabla adaptada del API, referencia 6.)

Solvente Punto de ebullición SolubilidadCloruro de metileno

Hexano

Cloroformo/azeótropo con metanol

Acetona

Metanol

Tetrahidrofurano

Ciclohexano

Cloruro de etileno

Tolueno

Tetracloroetileno

Xileno

Nafta

40,1°C [104,25°F]

49,7°C a 68,7°C [121,5°F a 155,7°F]

53,8°C [128,8°F]

56,5°C [133,7°F]

64,7°C [148,5°F]

65,0°C [149,0°F]

81,4°C [178,5°F]

83,5°C [182,3°F]

110,6°C [231,1°F]

121,0°C [249,8°F]

138,0°C a 144,4°C [280,4°F a 291,9°F]

160,0°C [320,0°F]

Petróleo y cantidad limitada de agua

Petróleo

Petróleo, agua y sal

Petróleo, agua y sal

Agua y sal

Petróleo, agua y sal

Petróleo

Petróleo y cantidad limitada de agua

Petróleo

Petróleo

Petróleo

Petróleo

100°C

Volumen 25, no.2 21

barrena de diamante para perforar las muestras de núcleos. El analista corta la muestra de núcleo con un largo estándar y luego aplica un acabado de precisión utilizando una rectificadora frontal. El resultado es la obtención de un cilindro verti-cal, normalmente de 38 mm [1,5 pulgadas] de diámetro por 64 mm [2,5 pulgadas] de largo, con una cara plana en cada extremo. Mediante la generación de muestras de núcleos de forma y tamaño estándar, el analista obtiene muestras con la misma longitud y sección transversal; por consi-guiente, cada muestra de núcleo posee en esencia el mismo volumen aparente. Además, las muestras de núcleos estándar reducen la posibilidad de que se produzcan errores en las mediciones como resul-tado de la forma irregular de las muestras.

Limpieza de núcleos y extracción de fluidosAdemás de la matriz de la roca, las muestras de núcleos contienen fluidos de formación. Si el núcleo se extrae de una zona productiva, estos flui-dos de formación contendrán generalmente una mezcla de hidrocarburos y agua salada, o salmuera. En el laboratorio, estos fluidos, que de lo contra-rio interferirían con las mediciones de porosidad y permeabilidad derivadas del análisis rutinario de núcleos, deben ser eliminados completamente de los espacios porosos de las rocas.

La limpieza de los núcleos y la extracción de los fluidos se combinan en un proceso delicado, que debe ser suficientemente enérgico para remover las fracciones pesadas de petróleo crudo y a la vez suficientemente suave para impedir el

daño de los componentes minerales de la roca. Este proceso debe evitar la generación del espa-cio poroso adicional resultante de la deshidrata-ción de las arcillas y los minerales hidratados, tales como el yeso, o de la erosión causada por las altas tasas de flujo a medida que el solvente pasa a través de la muestra.5 Se han desarrollado diversas técnicas para eliminar los fluidos de for-mación residuales; las más utilizadas implican un proceso de extracción por destilación o de extrac-ción continua con solvente.

Los núcleos, muestras de núcleos y muestras SWC no cortados en láminas son lavados cuidado-samente utilizando un sistema especial de ciclo cerrado que emplea un tratamiento de limpieza Soxhlet o un proceso de extracción de fluidos Dean-Stark. En el proceso Soxhlet, se deja que la muestra se embeba en el solvente; en el método Dean-Stark, los vapores de solventes y los líqui-dos fluyen a través de la muestra. Ambas técnicas utilizan calor para arrastrar el agua de la muestra de núcleo y solvente para extraer los hidrocarbu-ros (página anterior).

En la extracción Soxhlet se utiliza un proceso de destilación para limpiar el núcleo. El aparato de extracción Soxhlet consta de una camisa cale-factora con un regulador termostático, un balón de ebullición, un extractor y un condensador (izquierda). El solvente se hace hervir levemente y el solvente destilado se recoge en el extractor, donde se sumergen una o más muestras. El sol-vente calentado es destilado, condensado y refluido continuamente. La limpieza de la muestra se determina en base al color del solvente que es trasvasado periódicamente con sifón desde el extractor; el proceso se reitera hasta que el extracto se vuelve limpio después de un ciclo extendido de remojo. Este método utiliza uno o más solventes para disolver y extraer petróleo y salmueras de la muestra de núcleo.

Luego de reiterados ciclos, el extracto debe-ría quedar limpio ya que no se remueve más petróleo de la roca. Sin embargo, el hecho de que un solvente esté limpio no necesariamente implica que el petróleo haya sido removido por completo de la muestra.6 Es probable que se requieran sol-ventes secuencialmente más fuertes para la lim-pieza total de la muestra.

1. Para obtener más información sobre los barridos por TC en aplicaciones petroleras, consulte: Kayser A, Knackstedt M y Ziauddin M: “Una observación más detallada de la geometría de los poros,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de 2006): 4–15.

2. Passey QR, Dahlberg KE, Sullivan KB, Yin H, Brackett RA, Xiao YH y Guzmán-Garcia AG: “Digital Core Imaging In Thinly Bedded Reservoirs,” en Dahlberg KE (ed): Petrophysical Evaluation of Hydrocarbon Pore-Thickness in Thinly Bedded Clastic Reservoirs. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Archie Series, no. 1 (30 de junio de 2006): 90–107.

3. Perarnau A: “Use of Core Photo Data in Petrophysical Analysis,” Transcripciones del 52o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Colorado Springs, Colorado, EUA, 14 al 18 de mayo de 2011, artículo Z.

4. Almon WR: “Overview of Routine Core Analysis,” en Morton-Thompson D y Woods AM (eds): Development Geology Reference Manual, Part 5—Laboratory Methods. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Methods in Exploration Series, no. 10 (1º de octubre de 1993): 201–203.

5. Macini P y Mesini E: “Petrophysics and Reservoir Characteristics,” en Macini P y Mesini E (eds): Petroleum Engineering–Upstream, Encyclopaedia of Life Support Systems (EOLSS) 2008, desarrollado con el auspicio de la Organización Educativa, Científica y Cultural de las Naciones Unidas, EOLSS Publishers, Oxford, Inglaterra, http://www.eolss.net (Se accedió el 16 de julio de 2013).

6. Instituto Americano del Petróleo (API): Recommended Practices for Core Analysis. Washington, DC: API Exploration and Production Department, Recommended Practice 40, Segunda Edición, febrero de 1998.

> Extractor por destilación Soxhlet. El solvente del balón de destilación (izquierda) es calentado levemente hasta que se evapora. Los vapores solventes suben por el balón y se enfrían cuando llegan al condensador. El solvente líquido enfriado cae gota a gota sobre el núcleo para impregnar la muestra. El condensado de solvente remueve los hidrocarburos y la salmuera de la muestra. Cuando el solvente destilado que se encuentra en el extractor alcanza su punto de derrame, el solvente utilizado es trasvasado con sifón de regreso al balón para ser re-destilado (derecha). Este proceso se repite constantemente y puede mantenerse todo el tiempo que sea necesario. Los hidrocarburos provenientes de la muestra son retenidos y concentrados en el balón de destilación o balón de ebullición. Algunos dispositivos Soxhlet admiten múltiples muestras de núcleos.

Muestras de núcleos

Vapor del solvente

Punto de derrame

Solvente líquidode retorno

Vapor del solventeSolvente destilado

lí

derram

id

sú

me

eú

Muede n

Balón dedestilación

Extractor

Sifón

Camisa calefactora

Condensador

Muestras de núcleos

rrrractrractract

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22 Oilfield Review

Otro proceso de destilación, la extracción de Dean-Stark, constituye un método estándar en la industria para la determinación de la saturación de fluido (arriba). El analista de núcleos primero pesa la muestra en una balanza analítica antes de colocarla en un cangilón o cartucho, en el apa-rato de Dean y Stark, por encima de su balón de ebullición. El balón de ebullición se calienta para elevar la temperatura del solvente hasta su punto de ebullición y la muestra se envuelve en los vapo-res del solvente a medida que éstos suben desde el balón. El agua de la muestra se evapora con el solvente y se eleva con sus vapores hasta el con-densador. Allí, el solvente y el agua evaporada se enfrían y se condensan y luego caen en un tubo colector calibrado.

El agua, más densa que el solvente, se ubica en el fondo del tubo colector. Cuando el condensado de solvente rebasa el tubo, cae gota a gota sobre la muestra. El condensado se mezcla con el petróleo de la roca y esta mezcla cae nuevamente gota a gota en el balón de ebullición que se encuentra debajo, donde el solvente se calienta nuevamente y el ciclo de evaporación-condensación continúa.

Una vez que el volumen de agua del tubo colector alcanza un valor constante, sin que haya más agua proveniente de la muestra, el proceso de destila-ción de Dean-Stark llega a su fin. Dado que el petróleo y las sales no pueden eliminarse por com-pleto de la muestra, luego del método de Dean-Stark y antes de colocar la muestra en el horno para su secado, a menudo se aplica un proceso de limpieza con el extractor Soxhlet.

El analista de núcleos pesa la muestra después de la extracción de Dean-Stark y de la limpieza con el extractor Soxhlet y periódicamente durante el secado (próxima página).7 La diferencia entre los pesos de la muestra antes y después de la limpieza se atribuye al peso de los fluidos extraídos. El tubo colector calibrado mide el volumen de agua extraído, que es convertido a peso utilizando la densidad del agua destilada. La diferencia de peso restante es el resultado de cualquier volumen de petróleo que haya sido extraído. Generalmente, se asume un valor de densidad del petróleo para deter-minar el volumen de petróleo basado en el peso. Luego, los analistas miden el volumen poroso de la muestra de núcleo; la diferencia entre el volumen

poroso y la suma de los volúmenes de agua y de petróleo es el volumen de gas. Estos volúmenes de fluidos son convertidos a saturaciones mediante la división por el volumen poroso.

Los laboratorios a veces utilizan otras técni-cas de limpieza y extracción que pueden ser apli-cadas en diferentes tipos de rocas. Los analistas desarrollaron una técnica para núcleos que con-tienen arcillas muy finas con estructuras minera-les delicadas. Los núcleos se limpian con una serie de solventes mutuamente miscibles, que se inyectan en secuencia, de modo que cada sol-vente desplaza un fluido intersticial específico y cada solvente de la secuencia es desplazado por el siguiente. Durante la limpieza con flujo conti-nuo, el solvente puede ser inyectado continua-mente o bien interrumpido periódicamente para permitir que impregne el núcleo.

Para un procesamiento rápido de los núcleos, los empleados de los laboratorios pueden utilizar un extractor rápido que inyecta solvente calen-tado en la muestra. En una sola operación, es posible analizar múltiples núcleos; cada muestra se coloca en un recipiente de presión indepen-

> Aparato de Dean-Stark. Un analista de núcleos inserta una muestra de núcleo en la cámara para muestras (fotografía). La configuración habitual (izquierda) consta de un elemento calefactor eléctrico, o camisa calefactora, un balón de ebullición con la cámara extractora, un cangilón para muestras o un filtro (cedazo) de soporte, una trampa de agua o un tubo colector calibrado y un condensador. El método de Dean-Stark proporciona una medida cuantitativa del volumen de agua extraído de un núcleo y, por consiguiente, cada muestra se limpia por separado en un aparato independiente.

Trampade agua

Cangilón deextracción

Adaptador

Núcleo

Condensador

Desecante

Soporte del cangilón

Balón de destilación

Camisa calefactora

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diente y luego el extractor rápido calienta y bom-bea el solvente hacia el interior de las muestras a alta presión. Los fluidos desplazados se recogen por separado para cada muestra.

Mediciones claveLa porosidad y la permeabilidad son mediciones esenciales para comprender cómo producirá un yacimiento. La porosidad, una medida de la capa-cidad de almacenamiento de un yacimiento, puede determinarse mediante la medición del volumen de granos, el volumen poroso y el volu-men aparente (derecha). Sólo se requieren dos de estos tres volúmenes para determinar la poro-sidad, y el volumen poroso se mide bajo condicio-nes simuladas de esfuerzos de la sobrecarga.

A lo largo de los años, los científicos han desa-rrollado varios métodos de medición de estos volú-menes de núcleos, la mayoría de los cuales se basa en mediciones físicas de peso, longitud, volumen o presión. Algunas de estas mediciones se obtie-nen directamente a partir de la muestra; otras se basan en el desplazamiento de los fluidos.

Para determinar el volumen aparente se pue-den obtener mediciones directas. El analista de núcleos sencillamente utiliza un calibrador digi-tal o un micrómetro para medir la longitud y el diámetro de la muestra de núcleo. Se recomienda un mínimo de cinco mediciones. La sección transversal de la muestra de núcleo se calcula utilizando el diámetro promedio, luego se multi-plica por la longitud promedio y así se obtiene el volumen aparente.8 En algunos laboratorios, los datos derivados de las mediciones de núcleos cali-brados digitalmente son registrados automática-mente en una computadora que calcula el volumen aparente geométrico, el factor de forma, el área de flujo efectivo y el factor volumétrico del calibrador.

Otras técnicas se basan en el principio de Arquímedes de desplazamiento del fluido: un sólido sumergido completamente en un fluido des-plaza una cantidad de fluido igual a su volumen.

El desplazamiento puede ser medido volumétrica o gravimétricamente.

En el procedimiento volumétrico de determi-nación del volumen aparente se utiliza una pequeña cantidad de mercurio en un porosímetro.9

> Relaciones de porosidad. La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen aparente. Dado que el volumen aparente es la suma del volumen de granos y el volumen poroso, la medición de cualquiera de estos volúmenes permite el cálculo del tercero, con el subsiguiente cálculo de la porosidad.

φ = Vp /Vb ,

φ = (Vb –Vg)/Vb ,

φ = Vp /(Vp+Vg ) ,

φVp

Vb

Vg

= porosidad

= volumen poroso

= volumen aparente

= volumen de granos

donde

7. El núcleo se seca en un horno hasta que su peso es constante a lo largo de un intervalo de tiempo especificado, lo que implica que se ha evaporado toda el agua. Normalmente, se utiliza un horno de convección o de vacío para secar las muestras. No obstante, si los núcleos contienen yeso o arcillas hidratables, se secan en un horno provisto de un sistema de inyección de vapor de agua para regular la humedad relativa.

8. API, referencia 6. 9. Se utiliza mercurio porque es un fluido no mojante casi

perfecto que no ingresa en los poros de las rocas en condiciones normales de presión.

> Pesaje de muestras de núcleos. Es necesario efectuar un pesaje de precisión de todas las muestras en cada una de las etapas del proceso de limpieza y extracción porque las diferencias de peso pequeñas afectan los cálculos de la densidad de grano y la determinación subsiguiente de otros parámetros importantes del yacimiento, tales como la saturación de fluido.

24 Oilfield Review

Primero, la cámara para muestras vacía del poro-símetro se llena con mercurio a fin de determinar su volumen. Luego, se hace drenar el mercurio de la cámara, se inserta la muestra de núcleo y se vuelve a llenar la cámara con mercurio. El volu-men de mercurio que llenó la cámara vacía menos el volumen necesario para llenarla mien-tras contenía la muestra es igual al volumen apa-rente de la muestra.

El enfoque gravimétrico utiliza un vaso de pre-cipitación de mercurio colocado en una balanza de laboratorio. Después de pesar el vaso de precipi-tación y el mercurio, se sumerge en este último una muestra de núcleo limpia y seca de peso conocido. El incremento de peso producido a partir de la inmersión de la muestra, dividido por la densi-dad del mercurio, arroja el volumen aparente. Actualmente, muchos laboratorios prefieren no utilizar mercurio sino aplicar el principio de Arquímedes, utilizando otros fluidos tales como salmuera, aceite refinado o tolueno.10

Después de determinar el volumen aparente, el analista mide el volumen de granos y el volu-men poroso de las muestras. El dispositivo más rápido y más utilizado para medir el volumen de granos y el volumen poroso —y, por consiguiente, determinar la porosidad— es el porosímetro automatizado (abajo). Este dispositivo emplea la ley de Boyle para calcular la porosidad en base a la reducción de presión medida cuando se envía

una cantidad conocida de fluido a una cámara de expansión que contiene un núcleo. En este caso, el fluido es gas helio.11

Para medir el volumen poroso, el analista coloca una muestra de núcleo limpia y seca en un por-ta-núcleos provisto de una camisa de elastómero. Cuando se aplica presión de aire en la parte externa de la camisa, ésta se adecua a la forma del núcleo. El porta-núcleos se utiliza en lugar de la cámara para muestras del porosímetro. La cámara de referencia se aísla inicialmente del núcleo del porta-núcleos y se llena con helio hasta una pre-sión especificada. Luego, se abre la válvula que va a la cámara para muestras para permitir que la pre-sión del helio se equilibre entre la cámara de refe-rencia y el volumen poroso de la muestra confinada. La porosidad se calcula utilizando las mediciones del volumen aparente y del volumen poroso (arriba, a la derecha). El proceso de medición del volumen de granos es similar, salvo por el hecho de que la muestra no se confina, sino que se coloca directamente en la cámara para muestras sin nin-guna camisa.

La permeabilidad, que es la medida de la capacidad de una roca para transmitir fluidos, es otra característica clave de los yacimientos. En el laboratorio, los analistas determinan la permea-bilidad haciendo fluir un fluido de viscosidad cono-cida con una tasa establecida, a través de un núcleo de longitud y diámetro conocidos, y midiendo luego

la caída de presión resultante que se produce a través del núcleo. Para el análisis rutinario de núcleos, el fluido puede ser aire, pero con mayor frecuencia se utiliza nitrógeno o helio, depen-diendo del tipo de permeámetro utilizado. El ana-lista carga un núcleo seco y limpio en un porta-núcleos especialmente diseñado, donde queda encerrado en una camisa de elastómero estanca al gas (próxima página). El permeámetro fuerza gas presurizado en el núcleo a través del orificio de entrada. En el orificio de salida se miden el diferencial de presión y la tasa de flujo. Esta configuración se utiliza en los permeáme-tros de gas en estado estable.

En un método alternativo de determinación de la permeabilidad, los analistas aplican alta pre-sión de gas en una cámara y luego abren una vál-vula para permitir que el gas pase a través de la muestra de núcleo a medida que declina la presión. Si el laboratorio utiliza este permeámetro en estado inestable o de presiones transitorias, los analistas pueden emplear la tasa de cambios de presión con el tiempo y la tasa de flujo del efluente para resolver la permeabilidad de la muestra de núcleo.

> Cálculo del volumen poroso. Según la ley de Boyle, el volumen poroso puede ser calculado utilizando la diferencia entre la presión inicial y la presión final del porosímetro.

PiVi = Pf (Vi + Vl + Vp) ,

Pi

Pf

Vi

Vl

Vp

= presión inicial

= presión final del sistema

= volumen inicial de la cámara de referencia

= volumen de las líneas de conexión

= volumen poroso de la muestra

donde

> Porosímetro que opera según la ley de Boyle. Un porosímetro (extremo superior ) mide la diferencia de presión entre una cámara de referencia y una cámara para muestras para determinar el volumen poroso y el volumen de granos. El diagrama del sistema básico (extremo inferior ) muestra el funcionamiento interno de un porosímetro, con su cámara de referencia de un volumen interno fijo conocido y una cámara para muestras. Además, el dispositivo está provisto de válvulas para la admisión de un gas presurizado en cada una de las cámaras, transductores para medir la presión y el sistema de comunicación necesario para permitir la comunicación entre un contenedor de gas presurizado y las dos cámaras. La calibración, la operación de las válvulas y el cálculo de los resultados son completamente automáticos. (Fotografía, cortesía de Coretest Systems, Inc.)

Transductorde presión

Válvula

Válvula

V1 V2

Tanquede helio

Válvula

Muestra de núcleo

Transductorde presión

Transductorde presión

Celda dereferencia

Celda paramuestras

VálvulaOrificio de ventilación

Transductor

V2Válvula

Muestra

de presión

Celda paramuestras

Válvula

He

Volumen 25, no.2 25

Los analistas aplican correcciones para com-pensar las diferencias entre las condiciones de laboratorio y las condiciones de fondo de pozo.12 Y dan cuenta de las diferencias de los esfuerzos mediante la aplicación de un esfuerzo de confina-miento en una o más muestras de núcleos represen-tativas; algunos permeámetros imponen presiones de confinamiento de hasta 70 MPa [10 000 lpc]. A menudo, los analistas utilizan diversos esfuer-zos de confinamiento para determinar el efecto de los esfuerzos sobre la permeabilidad y luego aplican un factor de corrección por el esfuerzo de confinamiento del yacimiento en las otras medi-ciones rutinarias de permeabilidad.

El flujo de gas en los poros difiere del flujo de líquido porque las condiciones de borde del flujo en las paredes de los poros para los gases difieren de las condiciones para los líquidos. Los líquidos experimentan una mayor resistencia al flujo, o arrastre, que los gases en las paredes de los poros. Este efecto de fuga de los gases puede ser corre-gido mediante el incremento gradual de la presión media del gas en la muestra de núcleo, lo que incrementa el arrastre en las paredes de los poros. La corrección de Klinkenberg es una extrapola-ción de estas mediciones hasta la presión infinita del gas, punto en el cual se asume que el gas se comporta como un líquido.13

Los analistas aplican una corrección adicio-nal por las tasas de flujo de gas altas a través de

trayectos de flujo tortuosos. La corrección de Forchheimer da cuenta de los efectos producidos cuando el gas se acelera a medida que pasa a tra-vés de las gargantas de poro pequeñas y se desa- celera cuando ingresa en los poros. En muchos permeámetros automatizados de estado inesta-ble, tanto la corrección de Klinkenberg como la corrección de Forchheimer se resuelven automá-ticamente durante el análisis.

Una vez concluidos sus análisis, el laboratorio transmite al cliente un informe junto con las copias digitales de las fotografías y los datos de los barridos (exploraciones). Dependiendo de las instrucciones del cliente, el núcleo puede mante-nerse almacenado, devolverse al cliente o archi-varse en una biblioteca de núcleos para ser utilizado como referencia en el futuro.

Mediciones petrográficasEl análisis rutinario de núcleos ayuda a los opera-dores a evaluar la litología de los yacimientos, los rasgos de la estratificación, los fluidos residuales, la porosidad y la permeabilidad, pero ésta es sólo una parte de la información que puede extraerse de un núcleo. Las pruebas petrográficas comple-mentarias proporcionan resultados analíticos adicionales y registros visuales del núcleo.

La microscopía electrónica de barrido per-mite la inspección de las topografías de las super-ficies de los núcleos con amplificaciones que resuelven rasgos a escala nanométrica. Un micros-copio electrónico de barrido explora la superficie de una muestra con un haz electrónico y un enfoque de alta resolución para producir una imagen basada en las interacciones entre el haz y el ejemplar.

Al medidor de flujo

Baja presión de aire (flujo)

Orificio de alta presión de aire (sellado)

Camisa de elastómero

Disco de caucho

Núcleo

Tapa metálica

Orificio de salida

Orificio de entrada

> Cámara de Hassler para medir la permeabilidad al gas. Se coloca una muestra de núcleo en una camisa de elastómero. Las tapas situadas en cada uno de los extremos del dispositivo están provistas de orificios axiales para la admisión del gas. El permeámetro (fotografía) hace pasar el gas a través del orificio de entrada de la base. El gas atraviesa el núcleo y luego sale y se introduce en un medidor de flujo. La permeabilidad se calcula utilizando la ecuación de Darcy. (Fotografía, cortesía de Coretest Systems, Inc.)

10. API, referencia 6.11. Se utiliza helio porque es un gas inerte que no se

adsorbe fácilmente en las superficies minerales del núcleo y tiende a exhibir el comportamiento de un gas ideal a presiones y temperaturas moderadas. Además, el tamaño pequeño del átomo de helio le permite ingresar rápidamente en el sistema de microporos del núcleo, penetrando en los poros muy pequeños de aproximadamente 0,2 nm.

Para obtener más información sobre el análisis de porosidad, consulte: Cone MP y Kersey DG: “Porosity,” en Morton-Thompson D y Woods AM (eds): Development Geology Reference Manual, Part 5—Laboratory Methods. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Methods in Exploration Series, no. 10 (1º de octubre de 1993): 204–209.

12. API, referencia 6.13. Klinkenberg LJ: “The Permeability of Porous Media to

Liquids and Gases,” Drilling and Production Practice, (1941): 200–213.

Rushing JA, Newsham KE, Lasswell PM, Cox JC y Blasingame TA: “Klinkenberg-Corrected Permeability Measurements in Tight Gas Sands: Steady-State Versus Unsteady-State Techniques,” artículo SPE 89867, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

26 Oilfield Review

Los detectores electrónicos reciben datos sobre la topografía de la superficie del ejemplar, en tanto que los detectores de retrodispersión de electrones resuelven las variaciones composicio-nales producidas a través de la superficie de la muestra.

Los analistas utilizan detectores de catodolu-miniscencia en color para examinar las variacio-nes producidas en la composición de los minerales, incluida la distribución de las fases y los elementos secundarios. Este detector per-mite la visualización de sobreimpresiones quími-cas y sobrecrecimientos, de la zonación de los crecimientos y de las fracturas internas reparadas. A su vez, estas imágenes permiten conocer los procesos que involucran el crecimiento de los cristales minerales y su reemplazo, deformación y procedencia. Entre las aplicaciones petrológi-cas se encuentran las investigaciones de los pro-cesos de cementación y diagénesis de las rocas sedimentarias, el origen de los materiales de las rocas clásticas y el examen de las estructuras internas de los fósiles.

El método de espectroscopía infrarroja de reflectancia difusa por transformada de Fourier (DRIFTS) constituye una técnica específica para medir la mineralogía y el contenido orgánico, datos que están demostrando ser esenciales para susten-tar los diseños de las terminaciones en los yacimien-tos de fangolita. Los científicos pueden analizar núcleos, recortes o muestras de afloramientos. El análisis DRIFTS es rápido; con un barrido de 50 segundos se determina la mineralogía y el con-tenido orgánico. Un procedimiento de preparación de muestras que es propiedad de Schlumberger permite su utilización como medida cuantitativa de los componentes de las rocas. El proceso requiere una muestra pequeña de sólo 5 g [0,18 ozm] para el análisis.

El dispositivo examina la muestra mediante luz infrarroja con múltiples longitudes de onda. La luz se difunde a medida que atraviesa la roca. La energía infrarroja reflejada es analizada en base al análisis de regresión de la frecuencia y la amplitud de los espectros para determinar la litología, la mineralogía y el contenido orgánico de cada muestra.

Para obtener una calibración inicial de la mineralogía y las mediciones del kerógeno, los analistas emplean el método de espectroscopía infrarroja por transformada de Fourier (DRFT-IR) y fluorescencia de rayos X (XRF) de rango dual en muestras representativas para verificar la mineralogía, y ejecutan un barrido del contenido orgánico total (TOC) con un equipo LECO para verificar el contenido de materia orgánica y el volumen de kerógeno. Una vez concluido el estudio

completo de DRFT-IR, XRF y TOC, se pueden adqui-rir datos DRIFTS rápidamente para proporcionar a los operadores información oportuna para las deci-siones relacionadas con las terminaciones.

Un operador del oeste de EUA llevó a cabo análisis DRIFTS en los pozos de la lutita Mancos a fin de evaluar su utilidad para la identificación de la mineralogía y el contenido de kerógeno en las extensiones productivas no convencionales. El pri-mer estudio se enfocó en un pozo vertical del que se extrajeron núcleos y se adquirieron registros. Este pozo proporcionó una amplia base de datos para la evaluación de la lutita Mancos.

El laboratorio utilizó muestras trituradas de núcleos para determinar la mineralogía y el con-tenido orgánico. Además de los datos DRIFTS, la evaluación incluyó la mineralogía derivada de las mediciones DRFT-IR, XRF y TOC. Estos métodos analíticos tradicionales utilizaron material de las mismas muestras trituradas que fueron someti-das al análisis DRIFTS. Los resultados de estas evaluaciones mostraron una buena concordancia entre los resultados del análisis DRIFTS y los otros tres métodos analíticos más precisos (arriba).

Los resultados transmitieron confiabilidad al operador para aplicar el método DRIFTS en otros pozos perforados en la formación Mancos.

El segundo pozo de este estudio fue un pozo de producción horizontal. Cerca del talón del pozo, las lecturas altas de los registros de rayos gamma y las bajas lecturas del contenido de gas en el lodo indicaron que el pozo podía estar fuera de la zona objetivo principal. La respuesta del registro de rayos gamma se reducía a medida que el pozo se desplazaba hacia la parte superior de la sección estratigráfica, lo que indicó una mejor calidad del yacimiento en la porción del pozo a la que se apuntaba como objetivo; esto resultó con-sistente con las lecturas que indicaban la pre-sencia de gas en el lodo obtenidas en dirección hacia la punta del pozo.

En la punta del pozo, los datos DRIFTS regis-traron valores superiores al valor de corte mínimo del operador para el contenido de keró-geno, además de valores aceptables de arcilla, carbonato y cuarzo, en concordancia con los datos derivados de los registros de rayos gamma y de detección de gas en el lodo (próxima página).

> Confirmación de las mediciones DRIFTS. Los resultados de las mediciones DRIFTS obtenidas en el pozo de evaluación vertical son comparables con las correspondientes mediciones de la mineralogía DRFT-IR del contenido de arcilla, carbonato y cuarzo. El contenido de kerógeno derivado de las mediciones DRIFTS se comparó con una medición del TOC obtenida con un equipo LECO. El método DRIFTS mide el % en peso del kerógeno, lo que incluye otros elementos fuera del carbono; por consiguiente, la industria utiliza un factor de 1,2 para la correlación entre estas mediciones del TOC y del contenido de kerógeno. Las gráficas precedentes muestran una buena concordancia entre las mediciones DRIFTS y de otro tipo.

100Arcilla

0

50

0 50DRIFTS, % en peso

DRFT

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en

peso

100

100Carbonato

0

50

0 50DRIFTS, % en peso

DRFT

-IR, %

en

peso

100

100Cuarzo

0

50

0 50DRIFTS, % en peso

DRFT

-IR, %

en

peso

100

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0

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0 2,5DRIFTS, % en peso

Carb

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peso

5,0

Volumen 25, no.2 27

Desde el talón del pozo, otros datos indicaron un contenido de arcilla inaceptablemente alto, lo que sustentó la interpretación previa del registro de rayos gamma según la cual el pozo se había perfo-rado fuera de la zona de interés. Sin embargo, los datos DRIFTS indicaron valores anormalmente altos para la caolinita en el talón del pozo, lo cual es característico de las capas delgadas de bento-nita que se sabe que existen en la lutita Mancos. El talón también exhibió un mayor contenido de kerógeno (5,6% en comparaci€on con un rango de 3,1% a 4,3% en la punta del pozo). Estas observacio-nes, no disponibles a través de los registros MWD obtenidos en este pozo, generaron confiabilidad en el operador en cuanto a que la zona de bentonita constituía una anomalía de escaso espesor, no representativa de la formación Mancos adyacente.

Los datos posteriores al tratamiento de frac-turamiento indican que el pozo fue estimulado con éxito con el emplazamiento del apuntalante adecuado, si bien fueron necesarias tasas de inyección más altas para fracturar con éxito la zona de bentonita rica en contenido de arcillas. El operador está incorporando estos datos en los estudios de optimización de las terminaciones para los pozos futuros.

Los operadores combinan otros datos con estas importantes mediciones obtenidas en sitio en sus programas de evaluación de formaciones. El análisis de núcleos, en sus diversas formas, seguirá proporcionado a los operadores la infor-mación necesaria para las decisiones relaciona-das con la continuación de la perforación, el abandono de sus pozos o su terminación.

En algunos casos, el análisis de rutina y la petrología proveen al operador toda la informa-ción de núcleos que necesita. Con mucha fre-cuencia, a partir de este valioso activo se obtienen análisis adicionales. Estos análisis incluyen eva-luaciones de las propiedades del flujo y la satura-ción multifásicos, tales como la presión capilar y la permeabilidad relativa; mediciones de regis-tros, tales como las propiedades eléctricas para la determinación de la porosidad y la saturación a partir de los registros; estudios de aseguramiento del flujo; mediciones geomecánicas o evaluacio-nes de la recuperación mejorada de petróleo. Estas mediciones agregan un valor enorme a la evaluación de yacimientos y en todos los casos se inician con el análisis rutinario de núcleos. —MV

> Respuesta en una zona de bentonita. El registro de rayos gamma (carril 3, desde el extremo superior) exhibe una lectura elevada desde una profundidad medida de V 150-V 450 pies, que se interpreta como una zona de bentonita (recuadro rojo). La trayectoria del pozo (carril 1) fue modificada para perforar en forma ascendente a través de esta zona. La respuesta elevada del registro de rayos gamma combinada con las bajas lecturas del contenido de gas en el lodo (carril 2) constituye un indicador típico de la pobre calidad del yacimiento. Todas las zonas de este pozo horizontal fueron estimuladas. En la zona de bentonita, la tasa de inyección requerida para el fracturamiento fue más alta con la misma presión (carril 4). Un estudio de trazadores (carril 5) muestra la presencia de un trazador químico a través de todo el intervalo de 15 etapas, lo que indica que el apuntalante fue emplazado con éxito en cada etapa. El análisis DRIFTS (carril 6) indica que existe kerógeno presente en toda esta zona, lo que transmitió confiabilidad a los petrofísicos en cuanto a que la zona de bentonita (recuadro amarillo) era una zona de escaso espesor de la formación productiva Mancos, a pesar de las lecturas elevadas del registro de rayos gamma y las bajas lecturas del contenido de gas en el lodo.

Etapa 15 14 13 12 11 10 9 7 5 3 18 6 4 2

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