PROBLEMAS DE INTERPRETACIÓN CLÁSICOS.docx (con ortografia)

5/28/2018 PROBLEMAS DE INTERPRETACIN CLSICOS.docx (con ortografia)

1/17

PROBLEMAS DE INTERPRETACIN CLSICOS: EVALUACIN DE CARBONATOS

En aos recientes, ha habido una pequea revolucin en nuestra habilidad para evaluar

carbonatos. Nueva tecnologa y una comunidad de determinados interpretadores para romper una

dura nuez, estn forzando yacimientos de carbonatos a revelar muchos de sus secretos.

Yacimientos de carbonatos reportan el 40% de la produccin de hidrocarburos hoy en da y debido

a varios campos gigantes en el medio este, se espera que ellos dominen la produccin para el

siguiente siglo. Por ende, entender yacimientos de carbonatos y producirlos eficientemente ha

llegado a ser una prioridad en la industria y tal vez siga sindolo.

Esfuerzos actuales en la concentracin en explotacin de carbonatos son correctamente

orientados a nuevos pozos, frecuentemente horizontales, para optimizar la produccin desde

reservas vrgenes y en asegurar que los esquemas de inyeccin masiva de agua distribuyan un

barrido efectivo del yacimiento. En apoyo de estos esfuerzos, geocientficos estn intentado

descifrar el enigma de la complejidad del espacio poroso de los carbonatos y entender como las

barreras de permeabilidad y conductos afectan el comportamiento de los yacimientos. Este

artculo trata el proceso de interpretacin, desde la descripcin y evaluacin de registros

petrofsicos de la roca carbonatada hasta nuevas tcnicas para medir permeabilidad en el fondo

del pozo y mapear a gran escala los conductos de flujo y barreras.


2/17

Carbonatos para principiantes:

Carbonatos y sandd shale, o silicoclsticos, son mundos apartes. Mientras rocas silicoclsticas

estn compuestas de una variedad de granos a base de slice que pueden haber viajado cientos de

miles de aos desde sus fuentes, los carbonatos principalmente consisten de solo dos minerales

(calcita y dolomita) y permanecen cerca de su punto de origen. Los carbonatos se forman

ambientes marinos someros o profundos, basaltos evaporticos, lagos y amplios desiertos. La

mayora de los carbonatos formados en el pasado tienen orgenes marinos someros, pero la

mayora de tipo extendidos carbonatos modernos es formado en aguas profundas. Rocas

silicoclsticas generalmente hace frente a los rigores del tiempo geolgico, sometidas solamente a

la alteracin menor, o diagnesis. Su registro deposicional es preservado, con planos de

estratificacin en afloramientos y correlaciones del subsuelo entre pozos claramente reconocibles.

Los granos son regularmente conformados, y el espacio poroso aunque complicado, permanece

intergranular.

Los carbonatos, por otro lado, son qumicamente inestables y experimentan alteracin substancial

tal como disolucin mineral y dolomitacin, el reemplazo de carbonato de calcio por carbonato de

magnesio. Carbonatos caza Los carbonatos son una mezcla de complejas partculas, incluyendo

una amplia variedad de origen biolgico e incluso espacios porosos ms complejos. Esto complica

el seguimiento de las facies en un yacimiento carbonatado y la valoracin de la productividad de

una formacin dada de carbonatos.

El tpico carbonato est compuesto de granos, matriz y cemento. Los granos son de fragmentos

esquelticos de pequeos organismos o partculas precipitadas desde calcio rico en agua. Los

ltimos incluyen una variedad de pequeos, granos acrecentionados identificados de acuerdo a su

tamao, origen y estructura interna.

La matriz es lodo litificado de deposicin que llena la mayora de los espacios no ocupados por

granos. En carbonatos, lodo fino tiene varias fuentes: precipitacin qumica, material esqueltico

dentro del material ms fino remanente de algas y otros. En litificacin, lodo llega a ser una calcita

de grano muy fino llamada micrita.

El cemento describe materia cristalino que se forma en la mayora de espacios porosos

remanentes entre granos y matriz o entre granos mismos, atndolos. El cemento puede tener una


3/17

variedad de tamaos de cristales dependiendo de su composicin, las condiciones de cristalizacin

y el espacio para ser llenado.

Crucial para la interpretacin de carbonatos es clasificar las numerosas formas de coexistion de losgranos y la matriz. El progreso en categorizar esta complejidad surgi a los finales de 1950 debido

a la presin con las compaas de petrleos para un mejor entendimiento de sus bienes en los

carbonatos. La clasificacin que ha destacado la prueba de tiempo ms exitosa es la de Robert

Dunham.

Dunham clasifica un espectro de tipos de roca basado en la estructura interna y textura de la roca.

Lodolita (mudstones) consiste principalmente de matriz en la cual relativamente pocos granos

estn suspendidos. Wackestone posee tambin matriz soportada pero tiene ms granos.

Packstone tiene suficiente granos para iniciar a proveer el soporte de la matriz llena el remanente

espacio no poroso. Grainstone tienen una gran cantidad de granos que proveen soporte e incluye

progresivamente menos matriz. Finalmente, boundstone describe rocas carbonatadas en lascuales el material original proporcion apoyo durante deposicin, tal como en arrecifes. Cristalino

describe rocas que han perdido su fbrica de deposicin debido a la recristalizacin diagentica,

por ejemplo dolomitizacin.


4/17

La clasificacin de Dunham proporciona algunos indicios para la energa de deposicin. El

mudstone a base de lodo y wackestone son depositados en ambientes de baja energa. Packstone

y grainstone apareceran para formar deposicin de alta energa, pero dan significante diagnesis,

estas rocas soportadas por granos podran igualmente haber sido depositados como

aglomeraciones soportadas por lodo y luego a travs de compactacin y alteracin qumica

transformados a su estado presente. La dificultad en clasificar carbonatos refleja su estado actuale historia deposicional demuestra que tan dominante es la diagnesis en formar la roca carbonato

final.

La diagnesis puede ser dividida en cinco principales mecanismo: compactacin (reduccin del

espacio poroso en respuesta a aglomeracin de granos apretados como incremento de la

sobrecarga), degradacinde carbonatos(la destruccin de material de carbonatos por disolucin

qumica y micritizacin, la transformacin de grandes cristales en pequeos), agradacin de

carbonatos( la construccin de material de carbonatos mediante precipitacin del cemento entre

los granos y recristalizacin, como en el remplazo de limolita por dolomita, stilolitizacin ( la

formacin de estilolitas, planos irregulares de discontinuidad entre unidades de roca debido a la

presin de la solucin compactada) y fracturamiento (la ruptura planar de la roca debido aesfuerzos).

El tiempo y la diagnesis generalmente trabajan contra la preservacin de la porosidad.

Carbonatos jvenes usualmente tiene porosidades de alrededor del 60%. Carbonatos viejos tienen

solo 1 o 2%. Los yacimientos carbonatados sobreviven con porosidades de 5 a 15 %, por que la

presencia de hidrocarburo impide la futura destruccin de porosidad. La diagnesis tpicamente

prolongada y extensiva en los carbonatos tambin usualmente oculta la procedencia e historia de

la roca.


5/17

Descripcin del yacimiento:

Cmo los gelogos del yacimiento usan estas descripciones para ayudar con el plan de

optimizacin de la explotacin de los yacimientos de carbonatos? Identificando y clasificando

carbonatos es crucial en dos formas de tareas. Primero, apreciacin del paleoambiente del

yacimiento prepara un amplio entendimiento de la geometra del yacimiento. Luego, correlacin

detallada pozo a pozo de las litofacies ayuda a construir una imagen detallada en 3D.

Pistas para paleoambiente vienen de todas las fuentes disponibles (estudios ssmicos, estudios de

afloramiento, ripios, anlisis y registros de ncleos, incluyendo las de ltima generacin de

herramientas de imagen elctrica, las cuales pueden capturar un retrato del pozo con una

resolucin de 5mm. Los principales indicadores paleoambientales son:

a) LITOLOGA: Proporciona una idea general del ambiente deposicional. La presencia de rocas

clsticas indica una fuente externa de sedimentos, mientras su ausencia indica un ambiente libre

de influencia externa.

b) TEXTURA DE LA ROCA: La clasificacin de Dunham de la textura proporciona alguna idea

de la energa de deposicin, Variaciones en tamao de grano tambin seala la secuencia de

deposicin. Por ejemplo, una secuencia ascendente pude indicar un aumento en el nivel relativo al


6/17

mar, o transgresin marina. Un aumento en engrosamiento probablemente indica una

disminucin en el nivel relativo al mar.

c) ESTRUCTURA SEDIMENTARIA: Estructuras sedimentarias a larga escala son ms difciles de

ver en carbonatos que en silicatos, pero cuando son identificados, ellos ofrecen valiosas pistas

para el ambiente de deposicin. Ejemplos son capas cruzadas en dunas elicas o solution grooves

causado por disolucin irregular de la superficie de una roca carbonata.

d) BIOFACIES: Identificacin de una gran variedad de granos esquelticos, madrigueras y

moldes pueden determinar con precisin el tiempo geolgico. Siglos y hbitats de cientos de

criaturas del carbonato han sido para esta propuesta.

e) CONTENIDO NO ESQUELTICO: Granos formados por precipitacin y acrecin

proporcionan un indicador fuerte del entorno sedimentario. Por ejemplo, pellets homogneo se

desarrolla en lagunas tranquilas, mientras que ooids concntricamente estratificados ocurre

principalmente en ambientes someros activos.

f) MINERALES AUTIGNICOS: El cemento y minerales que se forman en la roca despus de la

deposicin, proporcionan algunas pistas adicionales. La presencia de pirita sugiere condiciones de

reduccin (desoxidante), glauconita indica condiciones marina, materia orgnica indica poca

reelaboracin.

Pausadamente acumulacin de evidencias y el origen y evolucin del yacimiento llega a ser menos

conjeturado y ms cierto. En comparacin, el mapeo de litofacies es un detallado, es una tarea de

tuercas y pernos, pero no menor retador. Diferente a siliclastos, los carbonatos usualmente no

transportan firmas estratificadas que permitan correlacionar exactamente pozo a pozo en un

campo. Incluso las correlaciones con dipmeter en el hueco pueden ser esquivas. Hay excepciones.

Depsitos elicos de carbonatos, por ejemplo, mostrar continuidad y firmas estratificadas

exactamente como sus equivalente silicoclsticos. Ms frecuentemente, aunque, los carbonatos

exhiben una mezcla de caractersticas tales como fracturas, breccia, estilotitas y vugs.

Ayudar al gelogo del yacimiento a reconocer y catalogar estas caractersticas en pozos perforados

con lodo base agua es el FMI (fullbore formation microlmager tool), el cual proporciona una

imagen de la mayora de los pozos con 192 en pequeo botones emisores actuales, montados en

cuatro patines y cuatro aletas. En las imgenes el color claro denota alta resistividad, indicando

granos de roca o poros llenos de hidrocarburo y el color oscuro indica baja resistividad tal como

poros llenos de agua o shale. Las imgenes no son sustitutas de los anlisis de ncleos, pero si son

un complemento. Otra evidencia es frecuentemente necesitada para corroborar una

interpretacin, por ejemplo decidir si una pieza oscura es porosidad o shale. De tal manera, un

interpretador experimentado de imgenes de FMI pueden recoger fuerte evidencia de numerosostipos de caractersticas de carbonatos bajo la escala de centmetros.


7/17


8/17

Una reciente tendencia en interpretacin FMI ha estado hacia el anlisis cuantitativo de las

imgenes. Un mtodo de procesamiento de forma automtica obtiene 5 tipos de facies basados

en clasificacin textural por Nurmi et al. Las facies son zonas uniformes de conductividad o

resistividad constante, zonas de capas de capasa de conductividad o resistividad variada, zona con

entretejido o reas con conductividad contigua, interpretadas como porosidad interconectada,

zonas resistivas con reas de conductividad aislada, interpretadas como poros no conectados yzonas conductivas con reas de resistividad aislada, causada por ejemplo por calcita no conductiva

o ndulos de anhidrita. Tal como zonificacin puede ser rpidamente calculada de las imgenes y

aadidas rpidamente al mapeo de facies en un campo.

Un ms avanzado mtodo de procesamiento actualmente delina objetos identificables tales

como granos de roca o poros en las imgenes. Esto es un gran desafo porque recolectar el borde

de un objeto depende de algo en la densidad de la imagen, la cual vara. La solucin es igualar las

fronteras de los objetos con puntos de inflexin en la intensidad de la imagen. Este enfoque es

incorporado en SPOT (secondary porosity typing) prototipo de software corrido en Geoquests

geoframe platform. El actual proceso de SPOT puede ceder las fronteras de tanto resistividad

como conductividad. En pruebas hechas en laboratorio las muestra de rocas bordaron con porosde variante pero precisamente conocido dimetro, el proceso ha dado preciso y consitente

delineacin de porosidad.

Una vez las caractersticas de resistividad y conductividad son delineadas, luego todas las formas

de informacin cuantitativa puede ser computada, como su tamao promedio, la densidad

espacial de los rasgos, el rea total sobre la imagen cubierta por los rasgos y el grado al que desea

rasgos son conectados. Nosotros agregaremos despus como estos nuevos parmetros pueden

contribuir al entendimiento de permeabilidad y porosidad de la roca.


9/17

El tamao promedio de los rasgos de resistividad y conductividad han sido recientemente usados

para ayudar a identificar el tipo de roca segn Dunham en un campo de una compaa petrolera

occidental en Indonesia y as contribuir al mapeo de facies. En esta interpretacin, los rasgos de

resistividad corresponden a armazn coral del carbonato o granos, mientras los rasgos de

conductividad corresponden a poros o matriz micrtica. En un registro, el tamao promedio de los

dos tipos de rasgos, son repetidos juntos. El beneficio de la interpretacin por notar estaseparacin entre las curvas y tambin sus magnitudes absolutas.

Mudstone es interpretado cuando la separacin est en un mximo. Esto ocurre cuando el tamao

promedio de los ndices de rasgos de conductividad (domina cemento micrtico) y el promedio en

tamao de los rasgos de resistividad (granos) caen. Wackestone es interpretado cuando el tamao

promedio de rasgos resistivos incrementa, mientras el tamao promedio de rasgos de

conductividad permanece casi igual. PAckstone es interpretado cuando el tamao promedio de

rasgos de resistividad llega a un mximo. Y finalmente, grainstone es interpretado cuando el

tamao de los rasgos de conductividad y resistividad llega a ser iguales. Esta metodologa de

brocha gorda ha sido verificada contra descripciones de macrofacies de nucleos en dos pozos en el

campo. Adems, la frecuencia con la cual las dos curvas reflejan una a otra aparece para indicar lafrecuencia de un completo ciclo deposicional (de mudstone de baja energa a grainstone de alta

energa).

Sin imgnes, el mapeo de facie siguiendo gamma ray y otros registro pueden ofrecer poco fiable.

El mas seguro apostador, corto de corazonar todos los pozos, es para colectivamente interpretar

todos los datos de registro disponibles, inicialmente calibrar la interpretacin de resultados de

datos de nucleos. Un ejemplo de este enfoque puede ser encontrado en un estudio por la indian

Oil and Natural Gas Commission (ONGC) y Schlumberger que recientemente agregaron una

compleja formacin carbonatada del medio Eoceno en campo offshore en la India.

En este estudio, el primer paso fue identificar facies en los cuatro nucleos de pozos de acuerdo a

la clasificacin de Dunhma. Esto requera el anlisis de 120 secciones delgadas, 12 secciones

pulidas y 6 imgenes de microscopio electrnico de barrido. Esta interpretacin petrolgica fue

luego integrada estadsticamente con cinco registros medidos hecho en el mismo pozo (densidad,

porosidad neutrn, tiempo de viaje snico, gamma ray y saturacin). Ajustar las mediciones del

registro a las descripciones de las facies revel claros enlaces entre combinaciones ponderadas de

datos de registros y la clasificacin de Dunham. De tal manera, envez de cuatro Dunham, los

registros reconocieron cinco tipos de facies, el ltimo de los cuales siempre ocurri en una zona de

wackestone pero a profundidades donde no fueron sacados nucleos. Esta facie fue llamada

wackestone+. Con registros calibrados para la descripcin de facie en un nucleo, una

interpretacion de facies podra ser hecha directamente de registros en todos los remanentes

pozos no corazonados, y luego mapear facies entre pozos.

Evaluacin petrofsica:

La deteminacin de facies de registros es lo suficiente difcil, pero el desafo de establecer

parmetros petrofsicos tale como saturacin y permeabilidad es incluso mas desalentador. La

razn radica con la compleja diagnesis y resultanto complejo sistema de poro de la mayoria de

carbonatos. Los anlisis de registros dividen la porosidad en componentes primarios y

secundarios, con primario existiendo al tiempo de formacion de la roca y secundarios aparecen


10/17

con la maduracion de la roca y diagnesis prevalece. La clasificacin mas detallada de Choquette y

Pray expone la inmensa diversidad en tanto figura como tamao de los poros carbonatados.

La variedad en tipo de poro explica porque la respuesta de la permeabilidad permanece tan

esquiva. Cavidades y sus primos puede hacer para alta porosidad, pero una consistente

conectividad de poro, usulamente tomado para aceptado en sandstones, pueden o no pueden

estar presentes. Peor an, el caos reina en todas las escalas. En sandstones, pequeos (1/2 in)

tapones perforados de nucleos usualmente proporcionan suficientes muestras homogeneas para

estimar la permeabilidad promedio. En carbonatos de tal menra, algunas veces ni siquiera toda

una pieza de nucleo puede ser considerada como representativa. La discrepancia entre

permeabilidades medidas a escalas diferentes puede ser relacionada con heterogeneidad o

anisotropa. Lo nica forma segura de estimar permeabilidad a escala del yacimiento es usando

wireline, drillsteam o pruebas de produccin. Esto fue el enfoque tomado en la segunda fase de el

estudi en la India, en el cual nueve pruebas de pozo en dos pozos establecieron un enlace entre

tipos de facies de carbonatos y permeabilidad.

Cada tipo de facie del carbonato fue permitido un valor de permeabilidad, para ser determinado.

Luego, para cada prueba, la capacidad de flujo del pozo calculada durante la prueba fue ajustada

con la suma de las capacidades de flujo individuales de los varios tipos de facies. Cada capacidad

de flujo de facie fue el producto de la permeabilidad no conocida del tipo de facie y su espesor

acumulativo en el pozo. El resultado del ajuste fue un rango de permeabilidades para cada tipo de

facie, dos tipos (grainstones y wackestone+) siendo particularmente permeable. Registros de

produccin en un pozo confirmaron la productividad de wackestone+.

Un estudio ms temprano, anterior a la tecnologa de imagen, tambin reconoci la clara

diferencia en permeabilidades de tipos de roca de la clasificacin de Dunham. Este estudio

primero us un mtodo de interpretacin de registros rudimentarios para distinguir un tipo de

roca de otro. Una vez el tipo fue identificado, una relacin relevante de porosidad-permeabilidad

fue aplicada a cada profundidad para calcular permeabilidad de registros de porosidad. El

procedimiento result en mejor acuerdo con las medidas de permeabilidad del ncleo que las que

haban sido previamente obtenidas.

En general, hay dos formas para establecer parmetros petrofsicos esquivos, tales como datos de

permeabilidad de registros. Uno es enlazar el parmetro satisfactoriamente al dato de registro,

calibrando el enlace con medidas del parmetro hecho en campo o laboratorio. La calibracin

puede ser justo en un pozo o en un campo entero. Un ejemplo es el estudio offshore en la India,

donde los resultados de la prueba de pozo fueron enlazados para una interpretacin de facies

derivadas estadsticamente. La variedad de tales mtodos estadsticos es inmensa y actualmente

extiende para el uso de redes neuronales que intentan imitar e incluso mejorar sobre nuestra

inherente habilidad para reconocer patrones de dataos diversos.


11/17

El otro enfoque es de alguna manera directamente medido en los espacios porosos de la roca,

idealmente de registros y luego atar este con parmetros petrofsicos tales como saturacin y

permeabilidad. A este fin, la medida mas nueva viene de imgnes FMI, de nuevo gracias al proceso

SPOT. La proporcin de una imagen delineada como espacios porosos conduce directamente a

una nueva estimacin de porosidad, sujeta por supuesto a la interpretacin de reas oscuras de la

imagen son en efecto poros.

En un pozo perforado a travs de un yacimiento carbonatado en Italia, SPOT porosidad derivada

compara el poso con la porosidad convencionalmente interpretada de registros de neutrn y

densidad.

En gran parte del intervalo registrado, las dos porosidades estn de acuerdo con el pozo, mientras

en otra parte la porosidad derivada de las imgenes FMI es substancialmente menor que la

porosidad convencional. Esto podra ser debido a la respuesta de la herramienta FMI solo para

poros mas grandes a 5mm en resolucin de la herramienta y perdiendo poros micrticos y mas

pequeos intergranulares. Interesantemente, zonas donde las dos porosidades difieren, coinciden

con zonas marcadas con un ndice de porosidad secundaria por la interpretacin SPOT.

Otro clculo del SPOT es la conectividad, un intento elaboradamente concebido pero

necesariamente limitada, para cuantificar el grado de conexin entre poros identificados en

imgenes. Una limitacin es impuesta porque imgenes en dos dimensiones pueden decir solo

mucho acerca de conectividad en tres dimensiones. No obstante, la conectividad SPOT ha

predicho exitosamente la productividad de pozos de petrleo y gas en carbonatos en Texas y

Oklahoma con vugy, porosidad conectada.


12/17

Sin imgenes, el mas comn enfoque a la geometra del poro se da a travs de la consideracin de

Archie, con su exponente de cementacin m:

En la cual Rt, Rw y son, respectivamente, la resistividad del agua filtrada en la formacin, laresistividad del agua connata y porosidad. Desde el principio, investigadores se dieron cuenta que

el exponente de cementacin hablaba algo acerca del espacio poroso, particularmente su

turtuosidad, y as podra servir para estimar permeabilidad tan bien como interpretar registros de

resistividad. Varias expresiones tericas para permeabilidad basados en m han sido desarrolladas,

este es un ejemplo reciente:

En el cual R es el radio de poro efectivo en micrones.

El exponente m mide razonablemente constante de acerca 2 para sanstones, como lo hace para

carbonatos construidos similarmente con oolticos. Pero de otra manera en carbonatos, esto sepasea por todo. En carbonatos fracturados, m tiende a 1, y en rocas con cavidades no conductivas

m crece hasta 3, 4 o mas alto. Un estudio particular en carbonatos de Qatar por Focke y Munn

muestra no solamente como m varia con porosidad, pero tambin como este funcionalmente

depende de permeabilidad. El desafo en usar m para evaluar un carbonato, por ende depende de

ser capaz para estimar el exponente a cualquier profundidad, en vez de usar un valor arbitrario,

generalmente 2, derivadas desde observaciones en sandstones.

Directrices para lograr esto fueron primero ofrecidas por Lucia de Shell Oil en 1981. Usando

muetras de carbonatos de yacimientos en Texas, USA y Alberta, Canad, Lucia not que m

depende sin ambigedades de la proporcin de porosidad de la roca viniendo de cavidades no

conectadas. Estimacin que desde muestra de ncleos, el sugiri y un probablemente m podraser derivado para seleccionar intervalos en el pozo.

Pero un ms verstil mtodo fue pronto ideado que permiti estimar m pie por pie. Esto hizo uso

de una nueva medida de registro (tiempo de viaje propagacin electromagntico de alta

frecuencia). Como el registro de resistividad, tpl, la respuesta a la porosidad del agua filtrada, pero

sin un exponente. Combinando resistividad y tpl por ende permite eliminacin de porosidad para

evaluacin continua de m. El resultado de tal clculo de m transform la precisin de evaluacin

de carbontaos en campos del Medio este. La metodologa fue despus extandida para tomar

ventaja de otra medida de wireline, el TDT (termal decay time log), permitiendo la evaluacin

continua de no solo m, pero tambin el exponente de saturacin n.

El exponente n aparece en la ley de Archie, adaptado para una roca de hidrocarburo:

En el cual Sw, es saturacin de agua. Como el exponente m, n tambin corre en problemas en

carbonatos, algunas veces vara dramticamente desde el valor convencional asumido de 2. Este


13/17

ha sido mostrado en varios conjuntos de experimentos de nucleos, el mas reciente por Bouvier.

Petrofsicos sospechan que probablemente la causa de discrepancia en microporos delgados en la

matriz micrtica. Seguramente, estos pequeos poros an contienen petrleo. Es tambin

probable que la micrita permanece humectada con agua, mientras los granos han llegado a estar

humectados con petrleo. Ambos fenmenos explicaran por las formaciones de carbonatos

producen petrleo solamente, algunas veces exhiben resistividades bajas mas caracterstica deformaciones con agua. Esencialmente el microporo lleno con agua proporciona un corto circuito

para el actual estudio.En resumen el engoque clsico de Archie para analizar la geometra

compleja del poro de carbonatos tiene obstculos, los cuales han sido parcialmente superados-

Tcnicas nuevas de registros:

Hoy, dos nuevas tcnicas: registros NMR (Nuclear magnetic resonance) y registro de onda stonely,

ofrecen nuevas perspectivas sobre permeabilidad y estructura de poros de los carbonatos. Los

fundamentos tericos para ambas tcnicas han sido conocidas por aos, pero hasta

recientemente no han recibido adecuada implementacin tcnica. Esto est cambiando con laintroduccin del CMR (combinable magnetic resonance) herramienta y la herramienta DSI (Dipole

shear Sonic imager tool).

En resonancia magntica nuclear, pulsos magnticos afilados son usados para momentariamente

reorientar las molculas de hidrgeno lejos desde el ambiente de la direccin del campo

magntico. Despus que cada pulso disminuye, las molculas de hidrgeno se reordenan ellas

mismas con el ambiente del campo, oscilando tanto como lo hacen. Observando estas oscilaciones

permite medir cuantas molculas de hidrgeno se relajan despus del pulso magntico impuesto y

tambin la rata a la cual ellas se reordenan para el campo de ambiente llamado relajacin.

Las implicaciones para registro son dramticas. La medida de cuantas molculas de hidrgeno se

relajan, proporcionan una medida de porosidad, y el tiempo de relajacin indica el tamao de los

poros contenidos en las molculas de hidrgeno. El tiempo de relajacin es corto en poros

pequeos por que las molculas de hidrgeno estn cerca de la superficie del grano donde la

interaccin con los gastos de superficie de realajacin de velocidad. El tiempo de relajacin es

largo en poros grandes. Medir el espectro de tiempo de relajacin (llamado T2 tiempo de

relajacin) resulta de cada pulso para dar una indicacin del rango de tamao de poro en la roca

yacimiento. En sandstones, comparacin entre el tiempo de relajacin T2 y el porosmetro de

mercurio, una tcnica de laboratorio estndar para evaluar tamao de poros (por neck size para

ser precisos) son generalmente buenas. Esto indica que en sandstones, hay una relacin previsible

entre el poro y tamao de garganta de poro. Los investigadores estn llevando a cabo mediciones

similares en carbonatos, pero resulta lejos no haber mostrado la misma relacin predecible.

La medidad CMR es hecha desde una herramienta tipo patn con magnetos permanentes que

proporcionan un campo enfocado enteramente en la formacin. Esta regla sale de la posibilidad

de seal del pozo, un problema que atorment la tecnologa hace algunos aos que usaron envs

del mas dbil y no enfocado campo de la tierra. Eliminando la seal del pozo usada para exigir la

cara y no popular tcnica de doping la columna de lodo entero con magnetita. Esta nueva

profundiadad de investigacin de la herramienta es casi de 1 in y una zona de cabeza


14/17

directamente en frente del patn evita mayores efectos de torta de lodo y rugosidad. La resolucin

vertical es casi de 6 in, facilitando comparaciones con los registros de alta resolucin FMI.

Registros recientes CMR corridos en formaciones carbonatadas en el este de Texas acoplados con

medidas de nucleo en laboratorios desde los pozos, ilustran posibilidades excitantes para la

evaluacin petrofsica. La formacin en estudio son parcialmente dolomitizados carbonatos con

una buena parte de cavidades porosas no conectadas. Adems, capas de sedimentos crean

barreras de permeabilidad vertical. El principal desafo de interpretacin es estimar a cualquier

profundidad que porcentaje de porosidad actualmente contribuye a la produccin. Esto requiere

ser caps de descontar los minutos de espacio poroso en los sedimentos y tambin cualquier

cavidad porosa que no est conectada.

Espectro T2 fueron medidos en nucleos saturados con agua tanto antes como despus ellos

haban sido centrifugados para expulsar toda agua producible. Antes de centrifugar, el espectro

muestra porosidad llena de agua cubriendo todo el rango de tamao de poro, mientras el espectro

despus de centrifugar no muestra los tamaos de poro grande, ya que el agua ha sido expulsada

de ellos. Igualando la diferencia de porosidad entre los dos espectros con el volumen de agua

expulsada durante centrifugacin estableci un corte de T2 de 95msec o dividir poros grandes a

pequeos. Aplicando este cierre para medidas de espectro por la herramienta CMR proporcion

una estimacin de porosidad de poros pequeos que correlacionaron pozo con intrusiones de

sedimentos evaluados de otros registros.

Siguiendo el anlisis visual de los ncleos, un segundo cierre de 750 msec fue seleccionadao para

aislar cavidades de porosidad intergranular. Esto fue tambin aplicado para espectros medidos en

el pozo, proporcionando un registro de vuggy porosidad.

Reciente trabajo en laboratorio sobre muestras de nucleos desde los carbonatos del campo

Mubarraz en Abu Dhabi, UAE, confirma el potencial de medidas NMR. Un desafo en este area es

distinguir pequeos microporos in la matriz micrita de los granos productores intergranulares masgrandes. Analizando 20 muestras de dos pozos, u equipo de geocintficaos de Schlumberger y Abu

Dhabi Oik Company encontraron que los microporos fueron correctamente identificados usando

una relacin de tiempo de corte de 190 msec en medidas de laboratorio de espectros T2. Adems,

facies permeables de grainstone podra ser distinguido de packstones de baja permeabilidad y

mudstones con cortes de 225 msec. Finalmente, los datos NMR podran ser interpretados para dar

mas precisos estimaciones de permeabilidad que los obtenidos de registros de porosidad

convencional. La herramienta de registro CMR est actualmente siendo probada en Abu Dhabi, y

las espectaciones son altas similarmente impresionante resultados sern obtenidosn en la pared

del pozo.

Otra herramienta de registro, la imagen DSI, gana directa acceso para permeabilidad por moverfluido fisicamente atraves de la formacin. Esto es logrado cuando ondas tubo de baja frecuencia

llamadas ondas Stoneley se propagan arriba y abajo del pozo. La onda Stoneley preserva la

mayora de su energa en el pozo, pero en formaciones permeables algo de energa es atenuada

cuando la presin de la onda empuja fluido desde el pozo en la formacin, similar a un rpido,

prueba de pozo de pequea escala. Esto suavea la velocidad de la onda, por una cantidad que

puede ser relacionada a la relacin de permeabilidad de la formacin con la viscocidad del fluido.


15/17

Dada una viscocidad para el fluido del pozo, en circunstancias bien controladas tales como

medidas de laboratorio o paredes de pozo sin torta, la permeabilidad puede luego ser estimada.

La herramienta DSi genera ondas Stoneley con un especial transmisor monopolar a frecuencias de

600 HZ hasta 5 KHz, ideal para registros de onda tubo y un salto cuntico de tecnologa previa

equipada con transmisores operando en el rango de 10 a 20 kHz. Informacin reciente de

permeabilidad usando velocidad de onda Stoneley obtenida de la herramienta DSI muestra

impresionante acuerdo con medidas de permeabilidad de nucleos en un yacimiento carbonatado

de Abu Dhabi.

El mtodo de obtener la permeabilidad usando velocidad de onda Stoneley requiere conocimineto

de la densidad de la formacin y velocidad de esfuerzo. Un segundo mtodo establece

permeabilidad desde la onda Stoneley sin otros datos. Este mtodo est basado en observaciones

como atenuacin de la permeabilidad con energa de onda Stoneley por comparacin directa de

seales desde lejos y cerca de los receptores. Atenuacin es mas grande a frecuencias mas altas,

as la comparacin es mas sensitiva si medida al fin de espectro de frecuencia de onda stoneley.

Excelente acuerdo ha sido observado en yacimientos carbonatados del medio este entre

estimaciones de permeabilidad obtenidas usando este segundo mtodo y registros de produccin

y datos de ncleos.

Investigadores continuan mejorando la permeabilidad de la onda Stoneley, por ejemplo teniendo

en cuenta la presencia de torta de lodo, la cual casi siempre interfiere con la habilidad de la onda

de tubo para mover fluidos de la formacin.

Caractersticas de gran escala:

Mapeo de yacimientos a gran escala y entendimiento de la complejidad petrofsica a pequea

escala son parte del desafo que enfrentan los gelogos e ingenieros de yacimiento. Pero en

carbonatos, cuidado adicional tiene que ser tomado para reconocer y evaluar dos tipos de

caractersticas de media a larga escala que son causados por sobrecarga y esfuerzos tectnicos.

Incluso puede dramaticamente afectar el desarrollo del yacimiento, creando comportamiento

heterogeno o anisotrpico donde nadie podra sospechar lo contrario. Estas dos caractersticas

son estilotitas y fracturas.


16/17

Estilotitas ocurren en cualquier formacin sedimentaria, pero son particularmente comunes en

carbonatosimaginar la fina, diente sierra venas visibles en valdosas de mrmol pulidas y pisos.

Estilotitas son facilmente reconocidas en afloramientos y nucleos como planos irregulares de

discontinuidad entre unidades de roca. Formadas durante compactacin, probablemente atraves

del mecanismo de presin en solucion, estilotitas concentran residuos insolubles de grano fino a lo

largo de sus costuras irregulares. Ellas son usulamente asumidas a actuar como barreras depermeabilidad, pero algunas mediciones de nucleos confiman que estilotitas pueden desarrollar

permeabilidad. Identificndolos y evaluando su impacto en permeabilidad son por ende el

principal prioridad para el ingeniero de yacimiento.

La imagen de la pared el pozo ha facilitado grandemente la identifiacion de estilotitas en el pozo.

Vistas con el la herramienta FMI, ellas aparecen en tres comunes variedades. Primero, algunas

estilotitas exhiben ondulado pero ligeramente superficies irregulares y esta llenas con oscuro, por

ende material conductivo, probablemente arcilla. Un segundo grupo de estilotitas parece tener

una banda asociada de color claro, mayoritariamente calcita resistiva. El tercer tipo de estilotitas

claramente muestra fracturas asociadas causadas por excesivos esfuerzos de sobrecarga.

La cuestin permanece: cual estilotita forma barreras de permeabilidad y cuales no?, hasta

recintemente no se ha estado seguro de la forma de decidir. Ahora, respuestas son obtenidas

desde una herramienta prueba wirelina de tercera generacin, la MDT (modular formation

dynamics tester tool). Diferente a los probadores de wireline previos, esta herramienta permite

probar entre conjunto de sondas tan distante como 8 ft, un intervalo suficientemente largo para

confortablemente montar una estilotita. En tales pruebasa recientemente desarrolladas en el

medio este, medidas de MDT indicaron que estilotitas previamente asumidas para estar

completamente impermeables puedan de hecho ser partemente conductivas para fluir flujo.

Si estilotitas generalmente impiden flujo, fracturas casi siempre mejoran esto. En efecto algunos

yacimientos, particularmente carbonatos, confian exclusivamente en fracturas para lograr niveles

comerciales de produccin. Antes de la llegada de tcnica de imgnes wireline, detectar fracturas

fue difcil y caracterizar cualquier cosa fue casi imposible. Ese panorama sombro cambi

dramaticamente con la introduccin de las herramientas FMI y DSI. EL recientemente herramienta

de imagen introducida de ARI (azimuthal resistivity imager) tambin hace una importante

contribucin en deteccin de fracturas.

Brvemente, todas tres herramientas contribuyen a la interpretacin de fracturas, pero cada una

puede no proporcionar una imagen completa. En imgenes FMI, fractura abiertas llenas con lodo

invasor de alta conductividad son reconocibles como oscuras y usualmente trazas fragmentadas

sinusoide. Con la ayuda de procesamiento de imagen FracView interativa, el interpretador puede

darse cuenta de fracturas con determinada presicin, calcular su buzamiento y azimuth y estimar

densidad espacial en la pared del pozo. Anlisis adicional de imagen de resistividad cerca de la

fractura puede tambien conducir a una estimacin de apertura de fracturas.

Con modelos simples de geometra de fractura, la informacin de registro combinada pueden

proporcionar una permeabilidad de fractura efectiva. Esto puede luego ser integrado con

estimativos de permeabilidad para la parte no fracturada de la roca para ceder permeabilidad para

toda la roca. En las montaas rocosas, donde yacimientos de carbonatos de baja porosidad


17/17

depende de fracturas para la produccin, tales como permeabilidad combinada han sido

exitosamente comparadas con la permeabilidad obtenida de drill stem tests.

Hay pocas advertencias, de tal manera, para interpretar fracturas usando imgenes de resistividad

FMI. Primero, la apertura de la fractura calculada parece ser influenciada por el fluido

originalmente que llena la fracturafracturas en zonas de agua aparecen sistemticamente mas

amplio que las fracturas inmediatas en zonas de hidrocarburos. Esto es sospechado que la invasin

falla para remover todos los hidrocarburos desde las paredes de la fractura, de este modo

haciendo la fractura lucir mas delgada para tcnica de imagen elctrica. En un campo carbonatado

depletado siendo explotado para adicional petroleo usando pozos horizontales, este fenmeno ha

sido puesto para buen uso en identifiacar fracturas que son probablemente para permitir la

irrupcin de agua.

Documents

PROBLEMAS DE INTERPRETACIÓN CLÁSICOS.docx (con ortografia)