LWD en tiempo real: Registros para la perforación

LWD en tiempo real:
Registros para la perforación
Las herramientas de tercera generación
para la adquisición de registros durante
la perforación añaden una nueva dimensión a los actuales esfuerzos que hace la
industria petrolera para construir pozos
más eficientes y efectivos en materia de
costos. Las mejoras introducidas en las
herramientas se traducen en menores
riesgos y mayor exactitud en la colocación de los pozos. Como resultado, la
obtención de registros en tiempo real
para la perforación está rápidamente
convirtiéndose en una realidad.
Saad Bargach
Ian Falconer
Carlos Maeso
John Rasmus
Sugar Land, Texas, EUA
Ted Bornemann
Richard Plumb
Houston, Texas
Daniel Codazzi
Kyel Hodenfield
Clamart, Francia
Gary Ford
John Hartner
Anadarko Petroleum Corp.
Anchorage, Alaska, EUA
Bill Grether
Petrotechnical Resources Alaska
Anchorage, Alaska, EUA
Hendrik Rohler
RWE-DEA AG
Hamburgo, Alemania
64
Impulsada a mantener el ritmo de una economía
cambiante y de las rápidas y constantes innovaciones que se observan en el campo de la perforación de pozos, la tecnología de adquisición de
registros (perfilaje) durante la perforación (LWD,
por sus siglas en Inglés) ha madurado a su tercera
generación en tan sólo una década (próxima
página). Las primeras herramientas, introducidas a
finales de la década de 1980, proporcionaban
mediciones direccionales y registros para una evaluación básica de la formación, y servían como
registros de respaldo en pozos desviados y verticales.1 En esa época, las aplicaciones primarias
eran las correlaciones estratigráficas y estructurales entre pozos cercanos y la evaluación básica de
la formación. La adquisición de registros durante
la perforación aseguraba la obtención de datos
básicos necesarios para determinar la productividad y comerciabilidad del pozo, así como también
para mitigar el riesgo de la perforación.
A medida que una creciente cantidad de yacimientos se explotaban con éxito, la industria de
exploración y producción (E&P, por sus siglas en
Inglés) comenzó a desarrollar yacimientos más
complejos y marginales—más pequeños, más
delgados, fracturados y de baja calidad—anteriormente clasificados como pobres y, en consecuencia, quedaban sin desarrollar. Actualmente, los
diseños de pozos que desafían tanto los aspectos
técnicos como económicos y que eran inexistentes hacen sólo unos cinco años—situados en
aguas profundas, pozos de alcance extendido,
horizontales y de tramos laterales múltiples—se
utilizan en forma rutinaria para maximizar la producción y las reservas de los yacimientos.2 Para
llegar a estos yacimientos de difícil acceso, más
pequeños y de inferior calidad, la construcción de
pozos tuvo que evolucionar de los diseños geométricos a los pozos dirigidos y colocados (emplazados) en base a información geológica.
Se agradece la colaboración en la preparación de este
artículo a Tom Bratton, Mark Fredette, Qiming Li y Iain
Rezmer-Cooper, Sugar Land, Texas, EUA; Jim Bristow,
Gatwick, Inglaterra; Jesse Cryer, Anchorage, Alaska, EUA;
Torger Skillingstad, Stavanger, Norway; Ian Tribe,
Aberdeen, Escocia; y Doug Waters, Austin, Texas.
ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), AIM (Módulo de Medición de la Inclinación en la Barrena), APWD (Presión
Anular Durante la Perforación), ARC5 (herramienta de
Conjunto de Resistividad Compensada), CDN (herramienta
de Densidad-Neutrón Compensada), CDR (Resistividad Dual
Compensada), Drill-Bit Seismic, DTOR (Esfuerzo de Torsión
en la Barrena en el Fondo), DWOB (Peso sobre la Barrena
en el Fondo), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas
de Cobertura Total), GeoSteering, GeoVISION,
GeoVISION675, IDEAL (Evaluación de la Perforación y
Perfilaje), IMPulse, INFORM (Sistema de Simulación),
InterACT, InterACT Web Witness, ISONIC IDEAL de registros sónicos adquiridos durante la perforación, IWOB
(Peso sobre la Barrena Integrado), KickAlert, M3, MACH-1
(Perforación Guiada por la Sísmica), MEL (Registro de
Eficiencia Mecánica), PERFORM, PERT (Evaluación de la
Presión en Tiempo Real), Platform Express, PowerDrilling,
PowerPulse, RAB (herramienta de Resistividad Frente a la
Barrena), RWOB (herramienta Receptora, Peso sobre la
Barrena y Esfuerzo de Torsión), SHARP, Slim 1, SlimPulse,
SPIN (programa Indicador de Aprisionamiento de la
Tubería), UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas), VIPER,
VISION, VISION First Look, VISION475, VISION675 y
VISION825 son marcas de Schlumberger.
Oilfield Review
Generación
Primera (1988 a 1992)
Segunda (1993 a 1996)
Tercera (1997 a 2000)
Productos
Herramientas
Productos
Herramientas
Productos
CDN
Máxima densidad
ADN
Densidad de cuadrante
VISION475, 675, 825
Imágenes de densidad
CDR
Calibre ultrasónico
Superposición
cuantitativa de resistividad
ISONIC
Anisotropía
ARC5
Evaluación rápida
RAB
de la formación
INFORM
APWD
VISION First Look
Pantalla GeoSteering
Herramienta de evaluación
de la porosidad
INFORM 3D
Tipo de servicio
Herramientas
LWD
Pantalla de correlación
ARC312, ARC900
GeoSteering
IMPulse
Drill-Bit Seismic
Innovación
MWD
Sísmica de MWD
MACH-1
Evaluación de la formación durante la perforación
Lecturas azimutales
Mayor exactitud
Resistividad compensada por efectos del agujero
Imágenes de resistividad
Aplicación en un mayor rango de diámetros de agujeros
Resistividad de espaciamiento dual
Arreglo de resistividades
Fuente no química
Resistividad densidad-neutrón
Resistividad frente a la barrena
Imágenes en tiempo real
Motor instrumentado
Mayor confiabilidad
DWOB
MEL
MVC
Alarmas inteligentes
VIPER
DTOR
SPIN
RWOB
KickAlert
AIM
PERT
IWOB
Derrumbes
Slim 1
SHARP
Cono de la barrena atascado SlimPulse
M1-M3
PowerPulse
Diagrama anticolisión
FAST
IDEAL
PERFORM
Monitor PowerDrilling
Sist. de control de superf.
Tasa máxima de transmisión 3
de la telemetría en bits por
segundos (bps)
Comunicaciones
Facsímile
Aplicación principal
6 a 10
12 a 16
InterACT
InterACT Web Witness
Correlación
Geonavegación exitosa en el yacimiento
Evaluación de la formación
Evaluación de la formación
Decisiones en tiempo real para mayor eficiencia
de la perforación y manejo del riesgo
Geonavegación hacia la mejor parte del yacimiento
Reconocimiento
> Historia de la introducción de las tecnologías de registros adquiridos (perfilaje) durante la perforación (LWD) y mediciones durante la perforación (MWD).
La segunda fase de desarrollo de las técnicas
LWD, ocurrida a mediados de la década de 1990,
reflejó esta evolución con la introducción de
mediciones azimutales, imágenes del hueco,
motores direccionales instrumentados y programas de simulación para lograr una colocación
exacta del pozo mediante la geonavegación
(geosteering).3 En un principio, el direccionamiento en tiempo real utilizaba la velocidad
(tasa) de penetración (ROP, por sus siglas en
Inglés), y posteriormente la resistividad para
detectar los bordes de las capas de arena y lutita.
Actualmente, los ingenieros de perforación utilizan medidas azimutales obtenidas en tiempo real
que incluyen imágenes del hueco, buzamientos
(echados) y densidad de la formación, para
encontrar el yacimiento y permanecer dentro de
la zona de interés del mismo. Estos avances han
resultado en un porcentaje mayor de pozos exitosos, en particular pozos con desviación muy marcada, de alcance extendido y horizontales.4
En la actualidad, la eficiencia de la perforación, el manejo adecuado del riesgo y la colocación exacta del pozo son los puntos clave para
disminuir los costos de exploración y desarrollo.
La eficiencia de la perforación significa minimizar
el tiempo perdido o improductivo al evitar problemas como las fallas en la columna (sarta,
tubería) de perforación, atascamientos (aprisionamientos) y pérdidas o entradas de fluidos; así
como también manejar los riesgos inherentes al
proceso de la perforación, tal como la inestabilidad del hueco. Se utilizan modelos mecánicos
terrestres (MEM, por sus siglas en Inglés) para
integrar todos los datos disponibles.5 Los registros para perforar proporcionan los datos nece-
1. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M,
Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,
5. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, Lovell
Kienitz C, Lesage M, Rasmus J y Wraight P: “Logging While
Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R: “Resistivity
J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole Annular
Drilling,” Oilfield Review 1, no. 1 (Abril 1987): 4-17.
While Drilling—Images From the String,” Oilfield Review 8,
Pressure Measurements to Improve Drilling Performance,”
no. 1 (Primavera de 1996): 4-19.
Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.
Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J, Hansen
R, White J y Walsgrove T: “Logging While Drilling: A ThreeEvans M, Best D, Holenka J, Kurkoski P y Sloan W:
Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L,
Year Perspective,” Oilfield Review 4,
“Improved Formation Evaluation Using Azimuthal Porosity
Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Managing Drilling
no. 3 (Julio 1992): 4-21.
Data While Drilling,” artículo de la SPE 30546, presentado
Risk,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.
en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,
2. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:
Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: “The
Dallas, Texas, EUA, Octubre 22-25, 1995.
“Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,”
Mechanical Earth Model Concept and Its Application to
Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.
Prilliman JD, Allen DF y Lehtonen LR: “Horizontal
High-Risk Well Construction Projects,” artículo de las
Well Placement and Petrophysical Evaluation Using LWD,”
IADC/SPE 59128, presentado en la Conferencia de
Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Sracke M, West
artículo de la SPE 30549, presentado en la Conferencia
Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,
C y Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,”
Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,
Febrero 23-25, 2000.
Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28.
Octubre 22-25, 1995.
Rezmer-Cooper I, Bratton T y Krabbe H: “The Use
3. Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J, Prevedel
4. Rasmus J, Bornemann T, Farruggio G y Low S: “Optimizing
of Resistivity-at-the-Bit Images and Annular Pressure While
B, Lüling M y White J: “Measurement at the Bit: A New
Horizontal Laterals in a Heavy Oil Reservoir Using LWD
Drilling in Preventing Drilling Problems,”
Generation of MWD Tools,” Oilfield Review 5, no. 2/3
Azimuthal Measurements,” artículo de la SPE 56697, preartículo de las IADC/SPE 59225, presentado en la
(Abril/Julio 1993): 44-54.
sentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la
Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva
SPE, Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1999.
Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25, 2000.
Invierno de 2001
65
93.5
93.0
92.5
Inclinación, grados
sarios para definir el ambiente geológico y el proceso de perforación, así como también la información en tiempo real esencial para confirmar, o
actualizar, durante la perforación las predicciones
de los modelos MEM. Las inconsistencias entre
la predicción y la realidad indican la necesidad de
tomar medidas preventivas o correctivas.
La colocación exacta del pozo significa dirigir
los pozos a una posición óptima dentro del yacimiento para maximizar la producción. Al mismo
tiempo, las restricciones económicas actuales relativas al alto costo de acceso a los yacimientos,
con frecuencia, llevan a que un pozo hoy tenga
acceso a objetivos múltiples, comúnmente sobre
largos tramos horizontales. El no corregir a tiempo las variaciones no previstas en la geología y la
estructura, tales como desplazamientos de fallas
o cambios de buzamiento, pueden provocar un
agujero horizontal o desviado de bajo valor.
Los datos azimutales y de inclinación en las
cercanías de la barrena (broca, trépano, mecha),
especialmente las imágenes del hueco, ofrecen
los mejores medios para alcanzar el objetivo deseado con menos correcciones, menor tortuosidad
y una mayor parte del agujero dentro del yacimiento. Las herramientas actuales habitualmente logran una tolerancia (resolución) en términos
de profundidad vertical absoluta de menos de 2 m
(6 pies) y en términos de profundidad relativa de
menos de 0.35 m (1 pie). Esto permite no sólo que
los pozos permanezcan dentro de zonas productivas delgadas sino que también evita coli-
92.0
91.5
91.0
90.5
90.0
89.5
16,700
16,800
16,900
17,000
B
Profundidad vertical verdadera, m
Tope de la ventana
X51
C
D
X53
A
X56
Base de la ventana
A, B perforados sin la herramienta GeoSteering
C, perforado con la herramienta GeoSteering
D, perforado con los módulos AIM y VISION475
X55
0
200
400
600
800
1000
1200
Sección vertical, m
> Tolerancias verticales. En un pozo horizontal en África Occidental
se requería una tolerancia de profundidad de ±3 pies. La variación de
profundidad en los primeros dos pozos (A y B), perforados con un
conjunto de fondo convencional equipado con motor direccional,
excedió 6.5 pies y provocó la producción de gas. La tolerancia promedio de profundidad (± 2.2 pies) de tres pozos (C) perforados con el
motor instrumentado GeoSteering permaneció dentro de la zona de
interés. El pozo final (D) fue perforado con una herramienta AIM colocada en el motor direccional y alcanzó una tolerancia vertical de
menos de 1 pie. Los pozos C y D fueron terminados sin producción de
gas, y el pozo D fue terminado tres días antes de lo programado.
66
17,300
17,400
17,500
17,600
17,700
> Comparación de los resultados de la Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, por
sus siglas en Inglés) (amarillo) con mediciones convencionales MWD (rojo) y relevamientos
(surveys) estacionarios (morado). Los datos corresponden a un pozo horizontal de 61⁄8 pulgadas perforado en el Austin Chalk. Las mediciones estacionarias y MWD se alinean muy bien,
mientras que existe una pequeña diferencia entre las mediciones MWD y AIM. La diferencia,
de sólo 0.2° a 0.3°, proviene de la forma en que la flexión del conjunto de fondo (BHA, por sus
siglas en Inglés), afecta cada herramienta. La diferencia entre las dos mediciones disminuye
más cuando los botones del estabilizador se encuentran en posición retraída (área morada
sombreada) y el BHA pierde ángulo.
X50
X54
17,200
Profundidad medida, pies
X49
X52
17,100
siones con otros pozos que drenan la misma zona.6
En resumen, una colocación de pozos óptima conduce a una perforación más exacta, eficiente y
segura, y a un mayor número de pozos productivos, lo que genera importantes ahorros en costos.
Para lograr estos objetivos, los datos deben
estar disponibles y enviarse a las personas que
han de tomar decisiones dentro del período apropiado para la selección de opciones operativas.
El tiempo real "apropiado" puede variar de
segundos a 12 horas, dependiendo del tipo de
problema que se anticipa o enfrenta, así como
del tiempo y la velocidad de respuesta requeridos. Los rápidos avances en la tecnología de la
comunicación, particularmente soluciones que
se basan en las herramientas y el potencial de
Internet, hacen posible el envío oportuno de
datos hacia los equipos de evaluación de activos
ubicados en cualquier parte del mundo.7
Los productos de LWD en tiempo real hoy en
día incluyen registros optimizados de resistividad, porosidad, tiempo de tránsito acústico, imágenes del hueco, buzamientos, presión anular,
pérdidas de fluidos y datos relativos a la integridad de la formación.8 Este artículo examina los
recientes avances de la tecnología LWD, con particular énfasis en la aplicación de datos de inclinación en la barrena y las imágenes generadas
en tiempo real para mejorar la colocación del
pozo y la eficiencia de la perforación.
Oilfield Review
Mejoras en la colocación de los pozos
La inclinación continua ahorra tiempo de perforación al reducir la necesidad de tomar medidas estacionarias. Los relevamientos continuos del
pozo, provenientes del nuevo módulo de Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, por sus
siglas en Inglés), en combinación con datos de los
módulos VISION, optimiza el control y la eficiencia de la perforación (página anterior, arriba).9
La medición directa del cambio de inclinación
durante la perforación en modo deslizante, optimiza el direccionamiento y da como resultado
una reducción en la tortuosidad y mínimas ondulaciones en los pozos horizontales. Las reducciones resultantes en el esfuerzo de torsión (torque)
y en el arrastre de la columna de perforación permiten velocidades de penetración mayores y
mejoran la capacidad para perforar pozos de
alcance extendido con secciones laterales de
mayor longitud, a la vez que se reducen las chances de quedar atascado. La tecnología AIM disminuye los costos al ahorrar tiempo de
perforación y mejorar la eficiencia de la perforación. Asimismo, incrementa la productividad al
maximizar la extensión de la zona productiva y
mitigar las ondulaciones del hueco que pueden
restringir el flujo de petróleo.
En un pozo horizontal de África Occidental el
objetivo estaba a tan sólo 4 m (13 pies) por
debajo del contacto gas-petróleo y 12 m (39 pies)
por encima de un acuífero. Se perforaron un pozo
desviado y seis horizontales para crear los drenajes horizontales. A los efectos de lograr el
máximo drenaje del yacimiento y evitar la conificación de agua y la producción de gas, se requería una tolerancia de profundidad vertical de ± 1
m (± 3 pies). En los primeros dos pozos, A y B, el
operador utilizó un conjunto de fondo (BHA, por
sus siglas en Inglés) convencional equipado con
motor direccional, y la variación de profundidad
vertical superó los 2 m (6.5 pies), lo que dio como
resultado la producción de gas (página anterior,
abajo). Los siguientes pozos se perforaron con la
herramienta GeoSteering, un motor instrumentado con un sensor de inclinación posicionado a
2.5 m (8 pies) detrás de la barrena. La tolerancia
vertical promedio mejoró a ± 0.7 m (± 2.2 pies).
En el último pozo se perforó un agujero de 81⁄2 pulgadas, desde el cual se construyó un tramo lateral de 6 pulgadas. Se utilizó un motor direccional
equipado con el módulo AIM, y la tolerancia vertical promedio lograda fue ± 0.3 m (± 0.9 pies). El
tramo lateral de drenaje fue terminado tres días
antes de lo programado debido a la reducción de
tortuosidad y al mejor control del BHA. En los
últimos cuatro pozos, la utilización de sensores
cercanos a la barrena que proporcionaban control
Invierno de 2001
Densidad-neutrón VISION
Resistividad VISION
PowerPulse
VISION675/475
Sistema IDEAL de información
en el sitio del pozo
Resistividad GeoVISION
Medición AIM en la barrena
(optional)
GeoVISION675
Herramienta GeoSteering
(optional)
> Servicios VISION disponibles. Los sensores de densidad-neutrón azimutal y de resistividad con múltiples profundidades de investigación se encuentran disponibles en tamaños de 43⁄4 pulgadas y 63⁄4 pulgadas; las herramientas de registros de lateroperfil azimutal y las mediciones de resisitividad frente
a la barrena con distintas profundidades de investigación tienen un diámetro de 63⁄4 pulgadas. Ambos
grupos se combinan con el módulo de telemetría PowerPulse de MWD para la transmisión de datos
de fondo al sistema Integrado de Evaluación de la Perforación y Perfilaje IDEAL, ubicado en el sitio
del pozo, y para la comunicación y entrega de datos en tiempo real vía satélite. La herramienta
GeoVISION también pude combinarse con el motor de fondo de la herramienta GeoSteering.
direccional continuo, junto con los motores direccionales, lograron la tolerancia de profundidad
necesaria para evitar la producción de gas.10
Visión a distintas profundidades
El sistema VISION representa la más reciente
generación de mediciones LWD con varias profundidades de investigación, incluyendo sensores
tipo inducción, o de propagación electromagnética; de resistividad y densidad-neutrón azimutal, y
servicios de lateroperfil convencional y azimutal
(arriba). Las herramientas VISION para resistividad de propagación y densidad-neutrón azimutal,
rediseñadas en base a las primeras herramientas
de Resistividad frente a la Barrena RAB, y la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN,
están equipadas con gran capacidad de almacenamiento de datos en el fondo del hueco y electrónica completamente digital que proporciona
mediciones más exactas y confiables, equivalentes en calidad a las de la sonda de perfilaje Platform Express. Las mediciones en tiempo real de
Presión Anular Durante la Perforación APWD,
contribuyen a un rendimiento optimizado del direccionamiento, más eficiencia de la perforación
y mayor seguridad en el equipo de perforación.11
Las imágenes de cobertura total (o de pleno
diámetro), utilizadas en la interpretación estructural, durante la geonavegación, para la evaluación de la formación, y para el análisis de fallas
del hueco, se pueden obtener con el sistema
VISION en amplias condiciones de lodo. En los
lodos conductores, la resistividad azimutal
GeoVISION proporciona capacidad adicional de
generación de imágenes. Actualmente, se pueden generar imágenes del registro de densidad
de 16 canales e imágenes de resistividad de 56
canales en tiempo real, o a partir de los datos
almacenados en memoria. En pozos horizontales,
o con desviación muy marcada, perforados con
lodos sintéticos o a base de aceite (petróleo), las
6. Pogson M, Hillock P, Edwards J y Nichol G: “Reservoir
Optimization in Full-Field Development Using Geosteering
Techniques to Avoid Existing Production Completions,”
artículo de la SPE 56452, presentado en la Conferencia
Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Houston, Texas,
EUA, Octubre 3-6, 1999.
Edwards J: “Geosteering Examples Using Modeling of
2-MHz Resistivity LWD in the Presence of Anisotropy,”
Transactions of the SPWLA 41st Annual Logging
Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 5-7, 2000, artículo NN.
7. Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,
Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “In-Time Data
Delivery,” Oilfield Review 11, no. 4 (Invierno de 1999/
2000): 34-55.
8. Aldred et al, referencia 5.
Rezmer-Cooper I, Rambow FHK, Arasteh M, Hashem MN,
Swanson B y Gzara K: Real-Time Formation Integrity Tests
Using Downhole Data,” artículo de las IADC/SPE 59123,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25,
2000.
9. Varco M, Smith JE y Stone DM: “Inclination at the Bit
Improves Directional Precision for Slimhole Horizontal
Wells—Local Case Histories,” artículo de la SPE 54593,
presentado en la Conferencia Anual de la Región del Oeste
de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.
10. Skillingstad T: “At-Bit Inclination Measurements
Improves Directional Drilling Efficiency and Control,” artículo de las IADC/SPE 59194, presentado en la Conferencia
de Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA, Febrero 23-25, 2000.
11. Aldred et al, referencia 5.
67
0
Volumen de formación
TVD
0
pies 10 0
Rwa-C
ohm-m
Porosidad efectiva
10
0
Tiempo
GR
hr 10 0 Unidades API 10 Agua ligada
10
Densidad de fondo
2.95
1.95 Densidad de fondo 2.95
0.2
g/cm3
Resistividad por cambio de fase
2000
0.45
Arcilla
Caliza
Pe
1.95
ohm-m
g/cm3
Neutrón
pie3/pie3
-0.15
Imagen de RHOB
2.05
g/cm3
2.45
Orientación de
la imagen
U R B L U
X900
Y000
Los
buzamientos
indican
perforación
hacia el tope
estructural
Y100
> Presentación de campo VISION FirstLook. El Carril (Pista) 1 contiene la profundidad vertical verdadera (TVD) y el tiempo transcurrido entre la penetración de la barrena y la medición de resistividad. El
Carril 2 muestra el registro de rayos gamma (rojo) y Rwa (relleno en verde). El Carril 3 presenta los volúmenes relativos de las litologías, el agua ligada a las arcillas y la porosidad efectiva. El Carril 4 despliega las resistividades VISION (de atenuación y por cambio de fase) y el Carril 5 el registro de densidad-neutrón azimutal VISION (densidad de fondo, porosidad neutrón y efecto fotoeléctrico, Pe). El
Carril 6 contiene la imagen de densidad. Las bandas verdes representan intervalos en los que no se
generaron imágenes. Los buzamientos obtenidos de los patrones entrantes y salientes (chevron patterns) indican que el pozo se está perforando hacia arriba de la estructura. La resolución vertical de la
imagen se encuentra dominada por la resolución del detector lejano, 6 pulgadas para el registro de
densidad, y 2 pulgadas para el Pe. La discriminación de los bordes de las capas, como se muestra en
esta gráfica, requiere de un contraste de densidad mayor a 0.2 g/cm3. Las imágenes muestran que la
barrena de perforación se está dirigiendo hacia arriba y se aproxima a un borde mucho antes de que
sea evidente en la geonavegación con registros de rayos gamma o resistividad. Los datos e imágenes
azimutales proporcionan orientación del pozo respecto de los planos de estratificación, lo cual es vital
para una geonavegación exacta y eficiente.
herramientas VISION proporcionan con frecuencia la única opción para obtener imágenes del
hueco. Para una interpretación optimizada, se
pueden combinar ambas herramientas en el
mismo BHA.
En un principio, los módulos VISION fueron
construidos para alojarlos en diámetros de 43⁄4
pulgadas, pero hoy en día se encuentran disponibles para BHAs de 63⁄4 pulgadas. La herramienta
VISION475 ha sido diseñada para agujeros cuyo
diámetro es inferior a 61⁄4 pulgadas, mientras que
la nueva herramienta VISION675 se usa para
agujeros de 8 a 97⁄8 pulgadas.12 El nuevo sistema
VISION825 ha sido diseñado para agujeros de
121⁄4 pulgadas. Los servicios VISION pueden combinarse con servicios opcionales de medición
tales como los servicios AIM, GeoVISION,
GeoSteering, Peso sobre la Barrena Integrado
IWOB, ISONIC IDEAL de registros sónicos adquiridos durante la perforación y MVC (vibración
múltiple del eje).
Los registros de imagen azimutal de alta resolución son extremadamente valiosos en los pozos
con desviación muy marcada; sin embargo, algunas veces la misma desviación complica la medi-
68
ción. La tecnología del densidad-neutrón azimutal del servicio VISION, (VADN, por sus siglas en
Inglés) supera a la tecnología azimutal introducida con la anterior herramienta ADN.13 Las mediciones de densidad y factor fotoeléctrico, Pe, con
resolución vertical de 6 pulgadas, ahora se muestrean en 16 sectores azimutales para obtener
imágenes más detalladas—comparadas con sólo
cuatro cuadrantes en la antigua herramienta
ADN—y simultáneamente en cuatro cuadrantes
para optimizar las decisiones de geonavegación
en tiempo real y mejorar el análisis petrofísico.
La disponibilidad de los datos de los cuadrantes
asegura que se obtengan valores de densidad
confiables en agujeros con desviación muy marcada. Esto tiene particular importancia cuando
las herramientas se bajan sin estabilizadores. La
visualización de la imagen del registro de densidad o el análisis de los datos de los cuadrantes
indican los sectores que están realmente en contacto con el hueco, por lo tanto proporcionan una
medición exacta de la densidad (arriba).
En el caso de huecos agrandados, es posible
obtener datos exactos y confiables en forma
manual de los distintos sectores para intervalos
diferentes. Más aún, siempre que el conjunto de
fondo se mantenga en rotación, los sensores azimutales continuarán obteniendo mediciones
para cada sector. Debido a que la herramienta
puede encontrarse descentralizada dentro del
hueco, estos datos pueden representar cantidades variables de lodo y formación. Bajo estas circunstancias, las imágenes del registro de
densidad aún proporcionan valiosa información
sobre la geología alrededor del hueco, como por
ejemplo buzamientos y concreciones, y condiciones de hueco en espiral.14 Aunque los datos
estructurales, tales como los buzamientos absolutos derivados de las imágenes y de azimut
obtenidos de una herramienta que se desliza no
son tan confiables, los cambios relativos todavía
siguen siendo importantes.
Para optimizar la eficiencia y exactitud de la
perforación, las imágenes de resistividad de alta
resolución pueden revelar características estratigráficas sutiles, estratificación de la formación y
buzamientos cercanos al hueco que les ayudan a
los ingenieros de perforación a mantener los
agujeros paralelos a la estratificación, lo cual
reduce la incertidumbre en la geonavegación.
Las imágenes de resistividad también proporcionan información valiosa sobre fracturas y fallas
del hueco que reflejan el estado geomecánico
del agujero. Mediante el reconocimiento y entendimiento de los modos y mecanismos de fallas
del hueco, es posible tomar acciones correctivas
que mejoren la eficiencia de la perforación.
Las herramientas GeoVISION agregan importantes mediciones de resistividad lateroperfil al
sistema VISION para BHAs de 63⁄4 pulgadas. Las
mediciones incluyen resistividad frente a la
barrena, resistividad anular de alta resolución, y
una opción para resistividad azimutal de alta
resolución cercana a la barrena, con varias profundidades de investigación. La tecnología
GeoVISION se basa en la anterior tecnología
RAB; sin embargo, el nuevo diseño y las mejoras
técnicas proporcionan mediciones más exactas
en zonas de alta resistividad; incluso en los lodos
más conductivos. La resolución de las imágenes
GeoVISION registradas ha mejorado al incremen12. Bornemann E, Hodenfield K, Maggs D, Bourgeois T y
Bramlett K: “The Application and Accuracy of Geological
Information From a Logging-While-Drilling Density Tool,”
Transactions of the SPWLA 39th Annual Logging
Symposium, Keystone, Colorado, EUA, Mayo 26-29,1998,
artículo L.
Bourgeois TJ, Bramlett K, Craig P, Cannon D, Hodenfield
K, Lovell J, Harkins R y Pigram I: “Pushing the Limits of
Formation Evaluation While Drilling,” Oilfield Review 10,
no. 4 (Invierno de 1998): 29-39.
13. Bourgeois et al, referencia 12.
14. Maeso C, Sudakiewicz N y Leighton P: “Formation
Evaluation From Logging-While-Drilling Data in a 6.5 Inch
Horizontal Well—A North Sea Case Study,” Transactions
of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo,
Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo K.
Oilfield Review
Deriva
grados
Azimut del
buzamiento
Resolución de las imágenes, tamaño relativo de los pixeles
Resistividad de anillo
100 Buzamiento 2
ohm-m
200
Azimut aparente: capa
hacia
el
tope
del hueco
del pozo,
Azimut
grados
del viaje 1
0
100
Botón de lectura profunda, superior
Azimut del
ohm-m
200
Rayos
buzamiento 2
gamma
RAB,
Buzamiento
tiempo real, verdadero: capa
inferior hacia el norte,
grados
API
Botón de lectura profunda, inferior
0
50
90 2
150 -10
Rayos
gamma
RAB,
tiempo real,
superior
O
API
50
200
N
E
S
150
ohm-m
Escala:
una pulgada
Resistividad frente a la barrena
2
ohm-m
VISION
UBI
FMI
200
U
R
B
L
U
X025
3050
> Presentación de registros GeoVISION en tiempo real para un pozo horizontal de almacenamiento de
gas de RWE-DEA en Alemania. El Carril 1 muestra la deriva y el azimut del hueco—diagrama de flechas
(tadpole)—y el registro de rayos gamma azimutal (lado superior del hueco, rojo y lado inferior del
hueco, verde). El Carril 2 contiene buzamientos aparentes (triángulos, lado derecho) y verdaderos
(círculos, lado izquierdo) computados en tiempo real. El Carril 3 presenta las curvas de resistividad
GeoVISION: anular (negro), barrena (rojo) y botón de lectura profunda del lado superior (morado, línea
de puntos) y el lado inferior (morada, línea de rayas) del hueco. El Carril 4 contiene la imagen generada
en tiempo real a partir de datos de resistividad de los botones de lectura profunda de los 56 sectores.
La imagen muestra el hueco paralelo a una capa delgada. La banda verde representa un intervalo
donde no se generó imagen, debido a que no hubo rotación de la herramienta.
Invierno de 2001
GeoVISION
Resistivo
Conductivo
> Comparación del tamaño relativo del pixel del
perfilaje durante la perforación (LWD) y de las
herramientas de generación de imágenes operadas
a cable (WL) en un agujero de 6 pulgadas. Cada
pixel representa la resolución en términos del área
de la pared del agujero. Clave: densidad-neutrón
azimutal VISION (LWD), 16 sectores; GeoVISION
(LWD), 56 sectores; generación de Imágenes Ultrasónicas UBI (WL); generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI (WL).
tar la tasa máxima de barrido de una vez cada 10
segundos, a una vez cada 5 segundos. El procesamiento en el fondo del pozo, introducido con
mediciones RAB, permite cálculos en tiempo real
de buzamiento estructural. La tecnología
GeoVISION ahora incluye la transmisión y visualización de imágenes de cobertura total y en
tiempo real de resistividad azimutal de 56 sectores (izquierda).
Cuando existe suficiente contraste de densidad, la heterogeneidad de la formación, los
estratos delgados y las características estratigráficas a gran escala se pueden identificar en
las imágenes del registro de densidad, así como
en imágenes de resistividad GeoVISION de
mayor resolución.
El procesamiento convencional y el análisis
de imágenes, que incluye la normalización y las
técnicas de extracción de buzamientos, se aplican a las imágenes de resistividad y densidad
LWD. Las imágenes GeoVISION tienen la resolución LWD más alta; sin embargo, ésta continúa
siendo más baja que la resolución del generador
de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total
FMI operado a cable por un factor de cinco
(arriba). Las imágenes LWD pueden obtenerse
sólo durante la rotación de la columna de perforación.
La calidad de la imagen se ve afectada por un
número de factores que deben considerarse
durante la interpretación de la imagen.
69
U
R
VISION
B
L
U
FMI
Buzamiento,
grados
0
Buzamiento,
grados
90
0
90
XX30
XX40
XX50
XX60
XX70
XX80
> Comparación de la imagen de resistividad LWD GeoVISION (izquierda) con la
imagen de la herramienta FMI operada a cable (derecha). Aunque la resolución
de la imagen LWD es considerablemente menor que la de su par operada a cable,
las características geológicas primarias pueden observarse con facilidad y pueden utilizarse para determinar buzamientos estratigráficos y estructurales. La
comparación de buzamientos seleccionados manualmente (izquierda) con la imagen y los buzamientos del FMI (derecha) muestra una excelente concordancia.
U
R
B
L
U
0
Buzamiento,
grados
U
90
R
B
L
U
0
Buzamiento,
grados
90
XX40
XX45
XX50
> Los buzamientos GeoVISION seleccionados manualmente (izquierda) concuerdan con los buzamientos determinados en forma automática (derecha).
70
El primero es la ubicación relativa de los sensores usados para generar las imágenes. Las imágenes de resistividad se generan a partir de los
datos obtenidos con sensores ubicados cercanos
a la barrena, mientras que las imágenes del
registro de densidad se generan por sensores
colocados entre 60 y 130 pies [18 y 40 m] detrás
de la barrena. Las características que se manifiestan en las imágenes del registro de densidad
pero que no se detectan en las imágenes de
resistividad pueden ser inducidas por la perforación, y señalan la necesidad de hacer correcciones en el proceso de perforación. El segundo
factor, la discriminación de características
estructurales y estratigráficas en las imágenes
del registro de densidad requiere un contraste de
densidad mayor a 0.1 g/cm3. Tercero, la forma y
el tamaño del hueco y la posición del BHA dentro
del agujero pueden impedir que los sensores
hagan contacto con la pared del hueco, lo que
resulta en una imagen de menor calidad. Cuarto,
la resolución de las imágenes se daña cuando la
velocidad de rotación es baja (menos de 30 rpm)
o la velocidad de penetración es alta (mayor a
200 pies/hr [61 m/hr]) ya que afecta el número de
datos por pie adquiridos.
Geonavegación para producir más
Definir la estructura geológica durante la perforación es con frecuencia vital para un proceso
exacto de geonavegación. Los buzamientos estructurales calculados en tiempo real o tiempo
real "apropiado"—utilizando imágenes creadas
con los datos almacenados en memoria durante
los viajes (carreras) de la barrena—a partir de los
sistemas VISION, son utilizados para actualizar el
sistema de simulación (modelado) INFORM. Esto
reduce la incertidumbre en el modelo estructural
y ayuda a mejorar la interpretación. Los resultados son una perforación más eficiente y un costo
menor para alcanzar el objetivo deseado, o para
permanecer dentro de la zona productiva. Las
interpretaciones detalladas del buzamiento que
se realizan después de la perforación y que utilizan imágenes del registro de densidad y resistividad, son útiles para actualizar mapas geológicos
y planear trayectorias de pozos futuros. La determinación del buzamiento a partir de las imágenes
15. Ford G, Hartner J, Grether B, Waters D y Cryer J: “Dip
Interpretation from Resistivity at Bit Images
(RAB) Provides a New and Efficient Method for Evaluating Structurally Complex Areas in the Cook Inlet,
Alaska,” artículo de la SPE 54611, presentado en la
Conferencia Anual de la Región del Oeste de la SPE,
Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.
16. Rosthal RA, Bornemann ET, Ezell JR y Schwalbach JR:
“Real-Time Formation Dip From a Logging-While-Drilling
Tool,” artículo de la SPE 38647, presentado en la
Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.
Oilfield Review
0
Buzamiento, grados
90
0
Buzamiento, grados
90
X100
X200
X300
X400
X500
X600
X700
X800
> Revelación de tendencias sutiles. La tendencia estructural es difícil de observar en
los buzamientos del sistema GeoVISION, generados en tiempo real (derecha); sin
embargo, se puede visualizar con facilidad en los datos seleccionados manualmente
(izquierda). Las imágenes en tiempo real hubiesen mejorado muchísimo este programa de perforación pero no se encontraban disponibles en ese momento.
del registro de densidad es similar al proceso utilizado por la interpretación tradicional de los
registros de microresistividad.
La compleja geología de Cook Inlet, Alaska,
EUA, presenta muchos retos técnicos para la
perforación y la evaluación. Los objetivos incluyen estructuras anticlinales compactas con buzamiento empinado. Para tener éxito en la
perforación y terminación de pozos, se requiere
obtener buzamientos estructurales y estratigráficos precisos, a los efectos de actualizar los modelos sísmicos previos a la perforación y poder
geonavegar los pozos para su colocación óptima.
En un pozo reciente, el Anadarko Petroleum
Corporation Lone Creek No. 1, se obtuvieron
buzamientos del FMI operado a cable en la parte
superior del pozo; sin embargo, las dificultades
Invierno de 2001
presentadas durante la perforación impidieron la
adquisición del registro FMI en la porción inferior
y en el yacimiento. Se efectúo entonces una
carrera con un conjunto de fondo LWD para obtener datos después de la perforación y generar
imágenes GeoVISION en una zona perfilada anteriormente con la herramienta FMI. La comparación de buzamientos derivados de las imágenes
LWD y del FMI en la zona que contaba con ambos
registros, demostró que las imágenes GeoVISION
podrían proporcionar mediciones de buzamiento
de calidad suficiente para la geonavegación de
pozos (página anterior, arriba). A medida que
avanzaba la perforación, aparecieron buzamientos más empinados y una geometría de plegamiento más compacta que la prevista haciendo
uso de los datos previos a la perforación, y los
buzamientos GeoVISION permitieron que el pozo
fuese dirigido hacia la cresta anticlinal para probar adecuadamente la estructura.15
Los buzamientos derivados de las imágenes
se pueden obtener en tiempo real o pueden seleccionarse manualmente de imágenes almacenadas
en memoria durante los viajes de barrena (página
anterior, abajo). Contrariamente al proceso convencional del medidor de buzamiento, que es más
exacto cuando los planos de estratificación son
casi perpendiculares al hueco, los buzamientos
determinados en tiempo real son más exactos
cuando los planos de estratificación son casi
paralelos al agujero.16 Para resolver cuantitativamente capas muy delgadas—menos de 6 pulgadas [15 cm]—mediante mediciones de densidad
con el sistema VISION, las capas deberán tener
un espesor aparente suficiente frente a buzamientos empinados para lograr la resolución de
los mismos. Por ejemplo, una capa de 1 pulgada
[2.5 cm] cuyo buzamiento aparente es de 85°,
tiene un espesor aparente de 1 pie [30 cm]. Los
buzamientos seleccionados manualmente con la
ayuda de una estación de trabajo, contribuyen a
eliminar buzamientos de baja calidad y a suplementar los intervalos en los que no se calculan los
buzamientos automatizados, en consecuencia
enfatizan tendencias sutiles que de otra forma
podrían ocultarse (izquierda).
En el oriente de Venezuela, un operador está
utilizando tramos laterales de drenaje para desarrollar la Faja, un yacimiento de petróleo pesado
de baja profundidad. El yacimiento comprende arenas apiladas, de alta permeabilidad, no consolidadas, que normalmente tienen entre 20 y 40 pies
[6 y 12 m] de espesor. Estas arenas apiladas de
canal son cuerpos arenosos discontinuos separados por laminaciones de limolita (limosas, cenagosas, fangosas), creando un ambiente
complejo que presenta retos para la perforación
lateral y la colocación óptima del pozo. Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISION
se utilizan para diferenciar entre las laminaciones
de limolita no productivas, las arenas productivas
homogéneas y los bordes del yacimiento de lodo
endurecido (fangolita, lutolita). Estas mediciones
también proporcionan la orientación relativa de
estas características geológicas con respecto a la
trayectoria del pozo, permitiendo que se reconozcan características estratigráficas y que se estudie su influencia en la producción.
Se perforaron varios tramos laterales, cuya
longitud promedio era de 4000 pies [1220 m], partiendo de pozos estratigráficos verticales. Se utilizaron datos sísmicos tridimensionales (3D) para
predecir la posición más probable de las arenas
71
3500
91.1215/270.306
3550
89.9046/270.98
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
11.0
12.0
13.0
14.0
Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISION
muestran el hueco aproximándose a una capa de baja
resistividad ubicada a lo largo de la parte superior del
hueco y luego apartándose de la misma. El Carril 1 contiene
el registro de rayos gamma azimutales (morado sólido, lado
superior; línea verde de rayas, lado inferior) y el Carril de
profundidad (profundidad medida, MD, pies). El Carril 2
muestra la velocidad de penetración (línea negra de rayas),
velocidad de rotación (rosado), TVD (línea morada de
rayas), y la anotación que indica inclinación y azimut. El
Carril 3 es la imagen de resistividad del botón de lectura
profunda normalizada; los colores más brillantes indican
mayor resistividad. El fondo del agujero se observa en el
centro de la imagen y la parte superior del agujero en los
dos extremos. El Carril 4 muestra la resistividad azimutal
(línea azul de rayas, parte superior; negro sólido, parte inferior) y la resistividad frente a la barrena (línea negra de
rayas). El sombreado en color entre las curvas indica la
dirección de la arena de interés: amarillo, cuando las mediciones indican que la arena está debajo de la herramienta,
y verde, cuando la arena está por encima de la misma.
Aquí, el sombreado amarillo indica que se necesita perder
ángulo para que la trayectoria del hueco se oriente hacia la
arena productiva de mayor resistividad.
>
TVD
Resistividad profunda GeoVISION Lectura profunda GeoVISION (arriba)
Escala horizontal: 1:13
pies
2030
0.2
ohm-m
2000
Orientación del tope del hueco Lectura profunda GeoVISION (abajo)
DEVI
Escala lineal
grados
0.2
ohm-m
2000
Imagen profunda
HAZI
Alta resolución, inferior
grados
RPM
Baja resolución, superior
superior
ohm-m
0 ciclos/segundo 8
Curva marcadora del norte
GeoVISION
ROP5
inferior
grados
2000 pies/hr
0 0
360 0.2
ohm-m
2000
1:200
pies
2060
GR superior
0 API 100
GR inferior
0 API 100
3500 pies
2550 pies
> Vista tridimensional de una imagen GeoVISION. Esta presentación muestra
el hueco aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lo
largo de la parte superior del pozo. El hueco tiene 81⁄2 pulgadas de diámetro,
y el intervalo de profundidad medida que se muestra se extiende de 3500 pies
(izquierda) a 2550 (derecha). Las líneas verdes representan los bordes litológicos y han sido trazadas para calcular el buzamiento verdadero de la formación.
de canal lejos de los pozos verticales. Los estudios de yacimiento indican que la resistividad de
las mejores arenas productivas excede 500 ohmm, mientras que la resistividad de las limolitas
estratificadas no productivas generalmente es
menor a 50 ohm-m. El éxito del pozo se mide utilizando la fracción de la profundidad total medida
con el mayor rango de resistividad. Hoy en día, un
promedio de más del 75% de las secciones perforadas se encuentra dentro de la arena productiva.
Las mediciones y las imágenes provenientes
de un pozo vecino demuestran la forma en que las
72
mediciones azimutales pueden utilizarse para un
adecuado emplazamiento del pozo (arriba). La separación entre las resistividades azimutales y las
obtenidas frente a la barrena muestran al agujero,
primero aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lo largo de la parte superior del hueco y posteriormente alejándose de la
misma. Esto se puede ver con mayor facilidad en
la imagen de resistividad. La capa de baja resistividad, indicada por el color oscuro a lo largo de los
lados izquierdo y derecho del hueco, representa la
parte superior del mismo. La resistividad incre-
menta de 3530 a 3560 pies, lo cual indica que el
pozo va en la dirección correcta, tendiendo a recobrar su posición en la arena de alta resistividad.
Una vista en 3D de la misma imagen azimutal
presenta el hueco con respecto a la geología local
(abajo). Se muestra un intervalo de 50 pies [15 m]
medidos para el agujero con diámetro de 81⁄2 pulgadas. Los bordes litológicos, indicados mediante
las líneas verdes, se utilizan para calcular el buzamiento verdadero de las capas. Esta representación muestra el pozo desplazándose hacia arriba
a través de una zona de transición, desde la arena
Oilfield Review
Buzamiento
estructural
13° / 332° NNO
?
X550 pies
Discordancia de bajo
Interpretación
15° / 331° NNO
Zona de arrastre
de la falla de
30 a 40 pies
UC
ángulo en la base B
Interpretación de la
sección transversal
TVD vs MD
13° a 35° / 330° NNO
Fallas
Discordancia angular
incierta en la base B
D
UC
UC al tope de H
E
F
H
Rotación del
azimut hacia
el oeste
en la zona H
Plano de la falla
Buzamientos
empinados hacia
el SE, arrastre
de la falla
Estratificación
empinada en
un bloque
menor de
la falla
¿1765-1810 pies?
X3000
X2800
X2600
X2400
X2200
X2000
X1800
X1600
X1400
X1200
0
Imagen de
densidad
VISION
GR 300
Profundidad
medida, pies
X1000
XX800
TNP
0.45 -0.15
en la zona D
¿Límites de la falla?
ligeramente menores
UC al tope de H
1000-1300 pies
Buzamientos
Buzamientos de
imágenes ADN
Magnitud del
buzamiento verdadero
Factor de confidencia
RHOB
Baja
1.95 2.95 0 Alta
90
grados
X950 pies
Imagen VISION
estática
Profundidad
medida, pies
0 GR 300 Alto
Carbón
E
F G
H
X1450
B
D
E
F G H
Arena reservorio de
baja densidad
D
Lodo endurecido (fongolita)
de alta densidad
Buzamientos
de imágenes
VISION
Magnitud
del buzamiento
verdadero
E
Tope del yacimiento
unidad E
D
0.46 -0.16
Factor de
confidencia
RHOB
Alto Bajo
Bajo
0 grados 90 1.95 2.95
AB C
TNP
Estratigrafía
10 pies
> Interpretación geológica estructural para un pozo de producción situado en el Mar del Norte;
interpretación basada en datos azimutales, imágenes y buzamientos derivados de los registros
VISION (arriba). El Carril 1 contiene la columna estratigráfica. El Carril 2 muestra una representación gráfica de la estratigrafía utilizando el registro de rayos gamma (GR) e imágenes del
registro de densidad. También se muestran datos de resistividad (P34H, Carril 3), datos de densidad y porosidad (TNPH, ROBB, Carril 4). La magnitud y el azimut del buzamiento derivados de
las imágenes del registro de densidad se presentan en los Carriles 5 y 6. La interpretación geológica basada en estos datos se presenta en los Carriles 7 y 8. La gráfica inferior presenta el
registro de rayos gamma, la imagen del registro de densidad, los buzamientos medidos, la densidad y la porosidad neutrón para un intervalo expandido.
de alta resistividad (colores claros en el fondo del
hueco, a la izquierda) hacia una capa sin roca
reservorio de baja resistividad (colores oscuros en
la parte superior del pozo a la derecha).
En este caso, el utilizar sólo mediciones convencionales no-azimutales podría haber arrojado
una interpretación incorrecta. Si la medición de
resistividad omnidireccional frente a la barrena se
usa para geonavegar, la lectura de 40 ohm-m
entre 3545 pies y 3560 pies sugiere que el pozo se
encuentra en una capa de limolita de baja resistividad, improductiva. En cambio, los datos azimu-
Invierno de 2001
tales, particularmente en la imagen orientada
estructuralmente, indican que solamente se han
penetrado unas cuantas pulgadas en la capa de
baja resistividad.17 Las mediciones azimutales
combinadas con el buzamiento real proporcionan
la interpretación correcta.
La información geológica derivada de las imágenes del agujero puede influir en las decisiones
en tiempo real para optimizar el emplazamiento y
la terminación del pozo. Al principio, se previó que
un pozo subhorizontal de producción del Mar del
Norte penetraría dos secciones del yacimiento
dentro de bloques de fallas separados con inclinación oeste a noroeste. Los buzamientos estructurales seleccionados manualmente en imágenes
generadas a partir de datos de densidad VISION,
confirmaron que la estructura real era bastante
diferente y más compleja (arriba). De hecho, la trayectoria del pozo cruzaba dos zonas de fallas
orientadas aproximadamente de NE a SO. Estas
fallas definían tres bloques de fallas que contenían tres secciones distintas del yacimiento. La
17. Rasmus et al, referencia 4.
73
> Correlación de la pantalla GeoSteering. En el Escenario 1, las formaciones del yacimiento se inclinan –2.7°, y la trayectoria del pozo está debajo del yacimiento y se dirige hacia rocas carboníferas.
posición estructural dominante de este yacimiento
es de 13 a 35° NNO. El arrastre de la estratificación y las zonas dañadas por la falla, adyacentes a
la misma afectaban los intervalos del yacimiento.
Se observa una discordancia de bajo ángulo en la
base del marcador estratigráfico B.
La información de buzamiento se integró con
otras mediciones petrofísicas LWD y los bordes superiores de la formación fueron correlacionados
con pozos cercanos. La sección geológica transversal resultante contenía más detalles y mayor confiabilidad que la información sísmica combinada
solamente con los topes en los pozos, y proporcionó una excelente representación del yacimiento.
Las imágenes del registro de densidad VISION
confirmaron tres yacimientos separados, en vez de
dos como se había pronosticado inicialmente.
El modelado y la planeación realizados con
anterioridad al trabajo, reducen la incertidumbre
de la perforación mediante la evaluación de la
respuesta esperada de los sensores LWD. Los
74
datos azimutales e imágenes VISION permiten
que los modelos petrofísicos y estructurales del
yacimiento, anteriores a la perforación sean
actualizados en tiempo real durante la perforación. La interpretación en tiempo real, en base a
los cambios observados en el yacimiento, permite
iniciar acciones correctivas de geonavegación
para ajustar la trayectoria del agujero, a fin de
lograr un emplazamiento óptimo del pozo y una
mayor productividad del mismo.
En un pozo de desarrollo de gas situado en la
región sur del Mar del Norte, la geonavegación,
basada en un modelo de predicción en tiempo
real, redujo con éxito la incertidumbre en el posicionamiento del pozo.18 Las principales preocupaciones respecto a la perforación de este pozo
horizontal se relacionaban con la inseguridad en
el alivio estructural, el relativamente delgado
yacimiento, 70 pies [21 m], y las características
petrofísicas indistintas de la unidad del yacimiento. Estas condiciones podrían llevar a una
posición incierta del hueco en el yacimiento y, por
lo tanto, incrementar el riesgo de perforar fuera
de la parte superior o inferior del yacimiento en la
sección horizontal de 2500 pies [762 m]. El pozo
quedó emplazado dentro de 6 pulgadas verticales
respecto del horizonte deseado. Después de perforar 1500 pies [457 m] de la sección horizontal,
el deslizamiento se hizo difícil, y se hizo un viaje
de barrena para bajar un conjunto de fondo de
perforación rotativa. En ese momento, la incertidumbre en la posición de la barrena también
había aumentado, y se generaron muchos posibles escenarios estructurales con el software de
modelado INFORM durante la pasada de la
barrena (arriba y página siguiente).
18. Bristow JF: “Real-Time Formation Evaluation for Optimal
Decision Making While Drilling—Examples From the
Southern North Sea,” Transactions of the SPWLA 41st
Annual Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 57, 2000, artículo L.
Oilfield Review
>
En el modelo para el Escenario 2, el buzamiento del yacimiento es de 0.75° y el pozo se
aproxima a la parte superior del yacimiento.
>
En el modelo para el Escenario 3, el buzamiento de la formación es de –1°, con el pozo
prácticamente paralelo a la estratificación. Una
variación en buzamiento tan pequeña como de
3.5°, entre los Modelos 2 y 3 podría haber ocasionado que el pozo se saliera del yacimiento.
Invierno de 2001
75
Prof, U
pies
R
B
L
U
3850
Paralelo al estrato
3900
Resistividades
VISION
3950
Densidad
Neutrón
4000
GR
4050
Secuencia
ascendente
4100
4150
4200
4250
Alto buzamiento
4300
Superficie de
deslizamiento
de la duna
4350
Resistividades
VISION
GR
4400
Densidad
Neutrón
4450
4500
4550
Paralelo al estrato
4600
Durante este mismo viaje de barrena, las
imágenes del registro de densidad se generaron
a partir de datos almacenados en memoria, y la
interpretación del buzamiento fue realizada por
el equipo de evaluación de activos que desarrolla sus tareas en las oficinas (izquierda).
La información de buzamiento derivada de
las imágenes, estableció el modelo estructural
correcto y le proporcionó al operador una interpretación inequívoca de la posición relativa del
pozo en la formación antes de reanudar la perforación. Una vez que se conoció la posición, se
tomó la decisión de dirigir el pozo hacia abajo
para penetrar la parte inferior del yacimiento y
asegurar el drenaje desde estas capas inferiores
(próxima página).
Las imágenes del registro de densidad también arrojaron información importante relativa a
las facies. El yacimiento es predominantemente
una secuencia fluvial que contiene facies de
frente de duna y superficie de deslizamiento de
dunas. Las facies de superficie de deslizamiento
de dunas, caracterizadas por buzamientos de 20
a 30°, evidentes entre 4275 y 4350 pies, generalmente proporcionan la mejor permeabilidad.
El buzamiento en dirección sudoeste indica una
dirección de paleotransporte que concuerda con
otros datos del campo.
Perforación eficiente mediante
soluciones integradas
Los procesos mecánicos de perforación en el
fondo del pozo son demasiado complejos para
poder caracterizarlos mediante una simple medición. La experiencia demuestra que al combinar
las mediciones de fondo se logra una sinergia
que permite entender mejor la forma en la cual
el proceso de perforación puede afectar el agujero e influir en las mediciones LWD.
Secuencia
ascendente
4650
> Presentación VISION utilizada para localizar la posición de la barrena en el yacimiento durante un
viaje de barrena. El Carril 1 contiene la imagen del registro de densidad con el buzamiento interpretado
superpuesto (sinusoides en verde). El Carril 2 contiene la interpretación del buzamiento. El Carril 3 contiene los datos de rayos gamma (verde), densidad promedio (negro) y neutrón (raya punteada). El Carril
4 contiene las curvas de resistividad. El buzamiento estructural es 1° al sudeste a 3850 pies, y la dirección del agujero es de 89 a 90° hacia el este.
76
Oilfield Review
> Pantalla GeoSteering. El modelo de correlación muestra el modelo estructural final basado en buzamientos derivados de la imagen del registro de densidad. La imagen del registro de densidad anterior
se muestra en su posición relativa a lo largo de la trayectoria del pozo.
Las imágenes LWD del agujero, especialmente las imágenes de resistividad de mayor resolución, proporcionan un medio para evaluar
directamente las facies geológicas en el fondo del
pozo, fallas estructurales y fallas del agujero, tales como fracturas y rupturas. La adición de imágenes en tiempo real a los datos convencionales
LWD puede alterar dramáticamente y en forma
importante la interpretación del registro y ayudar
a seleccionar las mejores operaciones correctivas
para optimizar las operaciones de perforación.
Invierno de 2001
El proceso de perforación hace que el hueco
sufra cambios con el tiempo. Los cambios inducidos por la perforación van desde la invasión de la
formación hasta fallas mecánicas de la pared del
hueco, tales como fracturas y derrumbes. Durante
la perforación, es importante distinguir las características naturales de aquellas inducidas por el
proceso de perforación, para así poder modificar el
programa de perforación, minimizar su impacto y
asegurar la evaluación petrofísica exacta. Las imágenes del agujero son esenciales para diagnosticar los cambios provocados por la perforación.
Al usar únicamente datos convencionales
LWD, o una sola carrera de perfilaje, estos cambios pueden pasar inadvertidos. Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo
(time-lapse data), registrados durante la perforación o durante maniobras de limpieza, son particularmente importantes para monitorear los
procesos dinámicos que influyen en el agujero.
En muchos ambientes de arenas y lutitas, la
separación entre las curvas de resistividad de
lectura profunda y somera ocurre debido a la
invasión conductiva y es una indicación de que la
77
MD
1:140 pies
Imagen de perforación
U
R
B
L
Imagen de viaje de limpieza
U U
R
B
L
Superposición de resistividades
U
2
ohm-m
200
X080
X090
X100
X110
X120
> Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo (time-lapse data), registrados con la herramienta GeoVISION ilustran cómo la invasión y el incremento de rupturas del agujero con el tiempo afectan
las mediciones de resistividad LWD (derecha). Las imágenes del viaje de limpieza fueron obtenidas dos
días después de la pasada de perforación. La separación entre las curvas de resistividad ocurre en dos
intervalos—entre X080 y X090 pies, y entre X100 y X110 pies—donde las imágenes muestran invasión
conductiva.
U
R
B
L
U
Somera
Profundidad medida, pies
X750
Media
Profunda
X850
> Imágenes GeoVISION generadas a partir de datos de resistividad
de los botones de lectura somera (Carril 1), media (Carril 2) y profunda (Carril 3) de 56 sectores. Las rupturas del agujero (color
oscuro) observadas en la imagen de profundidad somera (Carril 1)
parecen desaparecer gradualmente en las imágenes de las lecturas
media y profunda. Las características poco profundas cercanas al
agujero, como éstas, ocurren más comúnmente debido a la perforación que de forma natural.
78
formación es permeable. Sin embargo, la separación entre las curvas también puede resultar
de la anisotropía de resistividad con un buzamiento de la formación elevado, de la proximidad de vetas compactas, de variaciones de
permeabilidad en yacimientos de carbonato, o de
fractura de la formación por lodo pesado o por
una elevada densidad de circulación equivalente
(ECD, por sus siglas en Inglés). En el último caso,
la separación entre las curvas puede servir como
indicio prematuro de que un problema no anticipado está ocurriendo en el yacimiento (arriba).
La herramienta GeoVISION utiliza tres sensores de botón para proporcionar mediciones de
resistividad azimutal con diferentes profundidades de investigación. Estos datos se utilizan normalmente para el análisis de invasión en la
evaluación de formaciones. Sin embargo, las
imágenes del agujero generadas para cada profundidad de investigación pueden proporcionar
información adicional relativa a la influencia de
la perforación en el agujero, y sobre mediciones
petrofísicas (izquierda). En este caso, la resistividad de lectura somera se ve sumamente afectada por el lodo conductor que llena los poros
Oilfield Review
Resistividad profunda
2000
2
Rayos
gamma
Resistividad somera
2
2000
U
Imagen de resistividad
L
R
B
U
X750
Invasión
Rupturas
X800
> La separación entre las curvas de resistividad de lectura profunda (morado, Carril 2) y
somera (verde, Carril 2) que se observa en este pozo con desviación marcada, ocurre
sólo en los intervalos de arena y no en los de lutitas (GR, Carril 1), lo que implica una invasión conductiva normal. Las imágenes de la herramienta GeoVISION para este intervalo
(Carril 3) indican otra cosa. La estratificación en la arena a X750 sugiere que esta separación entre las curvas se debe a una invasión. Sin embargo, en las arenas más bajas, el
lodo conductor que llena las rupturas aparentes es responsable de la separación entre
las curvas. La información azimutal proporcionada por la imagen muestra que las rupturas se encuentran a lo largo de la parte superior e inferior del agujero. En un pozo horizontal, generalmente se supone que la densidad del cuadrante inferior es la más confiable. Sin embargo, las rupturas mostradas en estas imágenes indican que los datos de
densidad del lado inferior del agujero estarían afectados en forma adversa y no deberían
utilizarse. La disponibilidad de la imagen evitó una interpretación incorrecta.
cercanos a la pared del agujero. A diferencia de
las características naturales, es posible que
parezca que las características inducidas por la
perforación desaparecen con el aumento de la
profundidad de investigación.
Identificar zonas como permeables erróneamente o pasar por alto las vetas compactas pueden llevar a predicciones excesivamente
optimistas de productividad, mientras que no
reconocer las rupturas de formación puede traer
como consecuencia costosas operaciones correctivas. La resistividad y las imágenes del registro
de densidad generadas en tiempo real proporcionan información adicional, necesaria para hacer
interpretaciones correctas.
En este ejemplo, las rupturas del agujero llenas de lodo conductor causaron separación entre
las curvas de resistividad (arriba). La presión anu-
Invierno de 2001
lar registrada en tiempo real proporciona información adicional que indica además si las rupturas
son naturales o inducidas por la perforación.
Los datos de presión anular adquiridos
durante la perforación pueden ayudar a calibrar
los parámetros de tensión y de resistencia de la
formación. La integración de las imágenes de
resistividad con las mediciones APWD le permite
a los geólogos e ingenieros estudiar los procesos
dinámicos, tales como la acumulación de detritos
(recortes) y la evolución de la condición geomecánica del agujero. Estos datos pueden ayudar a distinguir no sólo los cambios causados por la
perforación—junto con la profundidad, azimut y
extensión de la falla—sino también el mecanismo de falla del agujero. El reconocimiento de
las fracturas causadas por la perforación y el
entendimiento de su influencia en las mediciones
de perfilaje, mejora en gran medida la interpretación geológica y petrofísica. Más aún, el diagnóstico correcto es esencial para identificar
problemas y aplicar las acciones correctivas apropiadas para optimizar la operación de perforación. En muchos pozos de alcance extendido y
horizontales con margen estrecho entre la presión intersticial y el gradiente de fractura, como
en pozos situados en aguas profundas, la inestabilidad del agujero es inevitable. En estos casos,
la optimización de la perforación se centra en el
monitoreo y el manejo (minimización) de la inestabilidad mediante el control de la presión de circulación y del peso del lodo.
El reconocimiento de las fracturas inducidas
por la perforación en un pozo horizontal conduce
a reducir las velocidades de los viajes a fin de
asegurar que las presiones de fluencia (limpieza,
79
>
Ventana de presión típica para un
pozo situado en aguas profundas. La
presión de sobrecarga (morado) determina el gradiente de fractura y, en
consecuencia, el límite superior de la
ventana de presión. La presión intersticial estimada a partir de datos sísmicos antes de perforar (negro), define el
límite inferior de la ventana de presión.
La cercanía de las dos curvas indica
una ventana de presión muy estrecha.
La presión intersticial derivada de la
resistividad se muestra en rojo. El perfil del peso del lodo trazado como la
ECD derivada de las mediciones APWD
se muestra en azul. EL programa de
perforación fue exitoso ya que se permaneció siempre dentro de la estrecha
ventana de presión. Sin embargo, a
dos profundidades donde el peso del
lodo cayó por debajo del límite inferior
de presión, el pozo presentó amagos
de surgencia (reventón).
20
16
Amago de surgencia
(reventón)
13 3/8
11 3/4
Amago de surgencia
(reventón)
9 5/8
10.00
Gradiente de sobrecarga, lbm/gal
10.00
Gradiente de presión intersticial derivada de la resistividad, lbm/gal
17.00
10.00
ECD, lbm/gal
17.00
10.00
Gradiente de presión intersticial derivada de datos sísmicos, lbm/gal
17.00
L
U
R
B
L
L
U
R
B
L
X1900
Profundidad medida, pies
X1950
Intervalo de 1100 pies
suaveo, pistoneo) y de surgencia (oleada, oleaje)
se mantengan en un mínimo, y que se utilicen los
procedimientos correctos de limpieza del agujero
para evitar una ruptura de formación que se
puede tornar inmanejable.
Un operador del Mar del Norte se encontraba
perforando un pozo horizontal en una caliza en
busca de fracturas naturales. En este caso, como
en muchos otros, para tener éxito en la perforación es necesario que la presión ejercida por el
fluido de perforación permanezca dentro de una
ajustada ventana, determinada por el peso del
lodo y definida por los límites de presión para asegurar la estabilidad del pozo: el límite superior
está dado por el gradiente de fractura de la formación y el límite inferior es la presión intersticial
de la formación (arriba). Al incrementar la profundidad del lecho marino, se reduce el margen entre
el peso de lodo requerido para balancear las presiones intersticiales de la formación a fin de evitar el colapso del pozo y el peso del lodo que daría
como resultado la ruptura de la formación.
Las imágenes de resistividad GeoVISION generadas en la parte horizontal del pozo muestran
una fractura vertical relativamente continua que
se extiende por unos 1100 pies [335 m] (derecha).
80
7 5/8
17.00
X2000
X2050
X2100
> Imágenes GeoVISION generadas en la sección horizontal. La imagen
del botón de lectura profunda (izquierda) muestra una fractura vertical
relativamente continua que se extiende desde la parte superior a la inferior del hueco a lo largo de un intervalo de aproximadamente 1100 pies. La
fractura parece borrosa debido a que la escala de profundidad está comprimida. Un intervalo más corto, de unos 200 pies (derecha), muestra una
característica más pronunciada.
Oilfield Review
L
A
U
R
B
L
B
15.5
X1900
15.0
X1950
14.5
X2000
X2050
ECD, lbm/gal
Barrena
Profundidad medida, pies
Sensor
14.0
C
X2100
13.5
0
2
4
6
Tiempo transcurrido, hr
8
10
> Superposición de las imágenes de resistividad GeoVISION obtenidas mediante la técnica de lapsos de
tiempo (gris) y densidad de circulación equivalente (ECD, verde). A la izquierda se muestra la posición de
los sensores GeoVISION respecto de la barrena. La primera imagen (A) fue generada mientras la
barrena perforaba hasta los X2017 pies (línea blanca) y muestra una fractura axial borrosa: a tal profundidad medida (TD), se maniobró el BHA durante 6 horas para limpiar los recortes. Una imagen generada
a partir de los datos adquiridos y almacenados en memoria durante este período (B) muestra una ancha
fractura inducida. Las imágenes del intervalo inferior (C), generadas después de que se finalizó la perforación y aproximadamente 7 horas después de generar las primeras imágenes, muestran un cambio dramático en el agujero para el intervalo donde se maniobró el BHA, en comparación con el intervalo perforado más abajo. Los picos en la curva de la ECD durante el período en que se maniobró la columna de
perforación, demuestran que la falla observada en la ruptura aparente del agujero en (B) y (C) es, en realidad, una falla inducida por una alta ECD.
Normalmente, los datos de imágenes presentados en un registro son los datos registrados la
primera vez que el sensor pasa por una profundidad determinada. Sin embargo, para este ejemplo, se encuentran también disponibles los datos
adquiridos mediante la técnica de lapsos de
tiempo. Estos datos muestran cambios en función
del tiempo para el mismo intervalo (arriba). El
sensor de botón de lectura profunda se posicionó
a 53 pies [16 m] detrás de la barrena. La curva
gris sobrepuesta en la imagen muestra la profundidad del sensor de botón de lectura profunda en
función del tiempo. La curva verde es la ECD calculada a partir de la presión de fondo del pozo,
medida en el espacio anular.
Durante las primeras 13⁄4 horas de este lapso
de tiempo, el pozo fue perforado de X1933 pies a
X2017 pies (línea blanca horizontal) y las imágenes se generaron entre X1880 y X1964 pies. La
imagen registrada durante la perforación se
obtuvo dentro de la hora siguiente a la penetración de la barrena en la formación, y muestra una
fractura axial borrosa. Durante las siguientes seis
horas, el BHA fue elevado y bajado en numerosas
ocasiones para limpiar los detritos. Alrededor de
Invierno de 2001
ocho horas después, la perforación continuó, y se
generó la imagen durante la perforación del intervalo que se había perforado siete horas antes
(entre X1965 y X2017 pies). En esta última imagen se observó un cambio dramático; una amplia
fractura inducida además de las fracturas naturales, las cuales aparecen como sinusoides de bajo
ángulo. Esta diferencia se explica mediante el
análisis de los registros de perforación.
Los datos registrados y almacenados en memoria entre las 13⁄4 y 8 horas, mientras se maniobraba la columna de perforación, se utilizaron
para generar la imagen del centro de la figura (B,
arriba). Esta segunda imagen, muestra con claridad que una fractura fue agrandada rápidamente
después de la perforación. Aunque la imagen creada a partir de los datos adquiridos entre las 73⁄4
y 83⁄4 horas fue generada mientras se perforaba,
el intervalo del hueco entre X1964 y X2040 pies
estuvo abierto seis horas más que los intervalos
superior e inferior de estas profundidades.
La presión anular de fondo del pozo se registró durante un viaje de barrena y, a partir de dicha
medición, se obtuvo la ECD. Hubo un marcado
aumento en la ECD durante la perforación del
intervalo superior. Durante el período que se
hacían maniobras de la columna de perforación
para limpiar los recortes, la ECD variaba entre
13.5 y 15.5 lbm/gal [1.62 y 1.86 g/cm3], y la lectura más alta ocurrió aproximadamente 11⁄2 horas
después de que se detuvo la perforación. En este
intervalo, se presentaron severas pérdidas de
fluido cada vez que la tasa (gasto, caudal, rata) de
flujo se incrementaba por encima de cierto nivel.
La remoción de detritos es un problema
importante en la perforación de pozos horizontales. Sin embargo, en campos como éste donde la
diferencia entre la presión intersticial y la del
gradiente de fractura es pequeña, las altas tasas
de flujo y las presiones de surgencia que se
observaron durante las operaciones de limpieza
del agujero, dieron como resultado una ECD alta
y, finalmente, fracturas inducidas.
Sin la información de la ECD proporcionada
por las mediciones APWD, las interpretaciones
basadas únicamente en imágenes del agujero
pudieron haber indicado la necesidad de incrementar el peso del lodo, para controlar las aparentes rupturas del agujero observadas en la
imagen. Tal decisión hubiera sido incorrecta. La
81
U
>
Impacto de la variación del peso del lodo en las
fallas causadas por esfuerzos de corte y de tracción. En un pozo vertical perforado en una cuenca
con esfuerzos horizontales en desequilibrio, las
fallas causadas por esfuerzos de corte y de tracción se relacionan con las diferencias en el peso
del lodo circulante. La tensión horizontal máxima
es aproximadamente 20% mayor que la tensión
horizontal mínima. En la sección superior de la
imagen GeoVISION se observan amplias rupturas
(izquierda). Además, se observa una fractura vertical desplazada 90° respecto de la ruptura. En la
sección inferior se detectan fracturas causadas
por esfuerzos de tracción. La variación del peso
del lodo de un valor estático de 9.5 lbm/gal a un
valor circulante de 12.5 lbm/gal, provocó fallas
tanto por esfuerzos de corte como de tracción.
R
B
L
U
Falla al esfuerzo de corte
Baja densidad del lodo
σH
Dirección de las tensiones
Falla a la tracción
Alta densidad del lodo
σh
σv
σh
σH
Tensión
axial
σt
Tensión
tangencial
(circunferencial)
σa
Tensión
tangencial
(circunferencial)
Tensión
radial
σr
> Relación entre las tensiones del campo lejano
con las tensiones del pozo. Para describir las tensiones del campo lejano se utiliza un sistema de
coordenadas cartesiano: una tensión es vertical,
σv, y las dos tensiones ortogonales son horizontales. Si las magnitudes de las dos tensiones horizontales son diferentes, y usualmente lo son, se
denominan tensiones horizontales σh mínima, y
σH máxima. La dirección de cualquiera de las tensiones horizontales completa la descripción total
de las tensiones del campo lejano. En un pozo
vertical, las tensiones del pozo se describen
mediante un sistema de coordenadas cilíndrico.
Aquí, una tensión es radial σr, y las dos tensiones
ortogonales son axial σa, y tangencial σt. La
dirección de la tensión axial coincide con la del
eje del agujero, mientras que la dirección de la
tensión tangencial sigue la circunferencia del
pozo. La tensión tangencial también se llama tensión circunferencial debido a su geometría. La
tensión radial se provoca por la presión del lodo y
es controlada por el ingeniero de perforación.
Las tensiones axial y tangencial son controladas
por las tensiones del campo lejano.
19. Bratton T, Bornemann T, Li Q, Plumb D, Rasmus J y
Krabbe H: “Logging-While-Drilling Images for Geomechanical Geological and Petrophysical Interpretations,”
Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo JJJ.
82
adición del perfil de presión a distintos tiempos,
proporcionó la evidencia (aumento de la ECD)
que, de hecho, fue el propio proceso de perforación el que indujo la falla del agujero.
Esta combinación de información le proporciona una guía a los ingenieros de perforación para
saber dónde, cuándo y cómo mejorar los procesos
para evitar el daño del agujero. Las mediciones
LWD muestran cómo los procesos geológicos, geofísicos y de perforación se combinan para hacer la
interpretación correcta. La imagen GeoVISION
muestra no sólo el ambiente geológico sino también las consecuencias del proceso de perforación.
Imágenes y geomecánica
El estado de las tensiones (esfuerzos) alrededor del
hueco influye directamente en la eficiencia de la
perforación y en la estabilidad del hueco. Reconocer
las fallas e inestabilidad del agujero y entender
cómo y por qué ocurren las fallas es vital para perforar con éxito.19 El manejo apropiado de la estabilidad del agujero minimiza el tiempo improductivo y
es crítico para la optimización de la perforación.
Las fallas del agujero provienen de tensiones
existentes alrededor del mismo. Las tensiones del
campo lejano de la Tierra (horizontal máxima, horizontal mínima y vertical) se convierten en las tensiones del hueco (radial, axial y tangencial) en la
pared del agujero (izquierda).
Cuando estas tensiones exceden la resistencia de la formación, ocurren deformaciones irreversibles por los esfuerzos de corte
(cizallamiento) y los esfuerzos de tracción existentes en la formación cercana al hueco. El peso
del lodo se usa para controlar las tensiones del
agujero. La mayoría de las fuerzas geológicas
que actúan en el agujero son compresivas y producen fallas por esfuerzos de corte. Otras fuerzas
estructurales actúan para separar los granos de
roca resultando en fallas por esfuerzos de tracción. Las fallas por esfuerzos de corte se inician
mediante dos tensiones ortogonales con distintas magnitudes, mientras que las fallas por tracción se inician con un solo esfuerzo de tracción.
Los mecanismos de falla por esfuerzo de corte y
de tracción pueden, y la mayoría de las veces lo
hacen, actuar independientemente. El entendimiento de la relación entre las tensiones que
afectan el agujero proporciona información sobre
la resistencia de la formación; información que
es especialmente importante para perforar agujeros horizontales y con marcada desviación.
Muchos mecanismos de falla tienen características propias de fracturas que son aparentes
en las imágenes del agujero, y cada mecanismo
de falla tiene un régimen de presión único de
peso del lodo (o ECD) alto o bajo. Las imágenes
GeoVISION junto con las mediciones APWD del
sistema VISION, permiten identificar inmediatamente en tiempo real los mecanismos potenciales de falla, y advierten oportunamente acerca
de los problemas de estabilidad del agujero
(arriba). Sobre la base del diagnóstico de eventos
asociados, el ingeniero de perforación puede
tomar las acciones correctivas pertinentes para
manejar la inestabilidad del agujero.
La aplicación de modelos geomecánicos que
incorporan datos de imágenes y presión tiene un
Oilfield Review
impacto directo e inmediato en la optimización de
la perforación y la terminación de los pozos. Los
resultados que provienen de estos modelos pueden también brindar recomendaciones para estrategias correctivas que, de otra forma, no podrían
ser consideradas. La validación de los perfiles del
estado de los esfuerzos y de la resistencia de la
formación, permite utilizar los resultados del
modelo para la planeación de futuros pozos. La
capacidad para distinguir entre las características
naturales y las propiedades de la formación, y los
eventos inducidos por la perforación, mejora tanto
las interpretaciones petrofísicas como las geológicas. El reconocimiento de las fracturas naturales,
una fuente potencial de entrada de fluido, puede
ser importante en el manejo del riesgo de la perforación y de los eventos relativos a la seguridad.
Reconocimiento y prevención
de problemas
La información obtenida a partir de las imágenes
del registro de densidad puede resultar en acciones correctivas para minimizar y prevenir el daño
del agujero. El agrandamiento del agujero puede
surgir del mismo proceso de perforación: demasiado rápido; demasiado peso sobre la barrena, o
presión circulante demasiado alta. La medición
del registro de densidad VISION es extremadamente sensible al claro (standoff, descentralizado, excentricidad) de la herramienta, el cual
aumenta con el agrandamiento del agujero. El
claro de la herramienta es fácil de reconocer en
las imágenes del registro de densidad: el color
oscuro indica alta densidad y buen contacto con
el agujero, el color claro indica la presencia de
lodo de densidad más baja.
Un operador perforó a través de un yacimiento masivo de arenisca pobremente consolidada.
La imagen del registro de densidad muestra baja
densidad debido a la excentricidad de la herramienta (color claro) en los intervalos entre X480 y
X512 pies, y entre X542 y X562 pies (derecha).
Las variaciones de densidad, tanto radial como vertical, son el resultado del proceso de perforación. Las características de baja densidad
reflejan el agrandamiento del agujero que produce el dispositivo de ajuste angular durante la rotación del BHA. Durante el deslizamiento del
BHA—el agujero tiene un diámetro cercano al nominal—la calidad de la imagen de densidad es
buena alrededor del intervalo completo del agujero entre X512 y X542 pies, donde las cuatro curvas
de densidad se superponen. Más aún, las variaciones de densidad dentro de los intervalos de
rotación del BHA se relacionan directamente con
la velocidad de penetración. En estas areniscas
Invierno de 2001
Limpieza
Rotación, profundidad del ADN
Rotación, profundidad de la barrena
GR CDR
0
Imagen de densidad ADN
Escala horizontal: 1:11
Orientación hacia el tope del agujero
Histograma ecualizado sobre el
intervalo seleccionado por el usuario
RHOB
API
ARPM Barrena
100
0
1.95
g/cm3
2.95
g/cm3
2.95
MD
1:200
pies U
g/cm3
Orientación de la imagen
R
B
L
Alta
1.95
g/cm3
2.95
g/cm3
2.95
0
DCAL (calibre de densidad)
-2.25
pulg
7.75
Diámetro de la barrena
6
pulg
16
ARPM
ROBU (densidad, lado superior)
U 1.95
pies/hr
600
ROBR (densidad, lado derecho)
1.95
10
ROP
ROBL (densidad, lado izquierdo)
Baja
ciclos/seg
ROBB (densidad, lado inferior)
10
ciclos/seg
0
X500
X550
> Imagen de densidad de un pozo casi horizontal perforado en areniscas no consolidadas. El color
más oscuro representa mayor densidad. El color oscuro uniforme a través del intervalo que se
extiende entre X512 y X542 pies en la imagen (Carril 2), indica un buen contacto con el agujero, y
el calibre (Carril 4) muestra un agujero de diámetro nominal (in-gauge) en donde la columna de
perforación se operaba en modo de deslizamiento con propósitos de geonavegación. El agrandamiento del agujero ocurrió cuando la columna de perforación se estaba operando en modo rotativo (Carril 4). Cuando el ROP era bajo (Carril 4), el agujero se agrandó aún más debido al efecto
agresivo del fluido de perforación. Obsérvese que la curva de densidad del cuadrante inferior es
de buena calidad a lo largo de gran parte de la sección, excepto desde X502 hasta X513 pies,
donde el BHA sube por el lado derecho del agujero.
pobremente consolidadas, las velocidades de penetración lentas dan como resultado tasas altas
de derrumbe del agujero desde X492 hasta X502
pies. Estas imágenes indican que el incremento
de la velocidad de penetración y la operación en
modo de deslizamiento mejoraría la calidad del
agujero y la eficiencia de la perforación.
La información derivada de estas imágenes
también contribuyó a la interpretación petrofísica. En términos generales, la densidad del cuadrante inferior proporciona el mejor valor de
densidad en pozos con desviación marcada y
horizontales, debido a que el campo gravitacional
hace que los BHA descansen sobre la parte inferior del agujero. En ocasiones, la herramienta
puede ascender por un lado del agujero, como
cuando la herramienta VISION475 de diámetro
más pequeño trabaja en modo de deslizamiento.
En estos casos, la medición de densidad en el
fondo puede no tener delta RHO más bajo, y la
densidad de otro cuadrante es más representativa. Un ejemplo de este fenómeno ocurre en el
intervalo entre X502 y X513 pies donde el BHA
asciende por el lado derecho del agujero y la
densidad de la formación, medida sobre el lado
derecho del agujero es el mejor valor.
83
>
Ejemplo de una imagen del registro de densidad VISION que muestra daño del agujero. Las características paralelas brillantes que se
observan entre 11,030 y 12,010 pies, representan la forma en espiral del
agujero. La disponibilidad de esta información en tiempo real, puede
provocar cambios en el BHA y evitar el daño posterior del agujero. En
el siguiente viaje de barrena, se agregó un estabilizador cercano a la
barrena, y la imagen por debajo de 12,010 pies muestra claramente el
cambio en la condición del agujero, de agujero en espiral a agujero
cilíndrico uniforme. Véase el patrón cíclico de las curvas de densidad
de cuadrante (ROBU, ROBL, ROBR, ROBB) y la curva de la porosidad
neutrón (TNP) en el intervalo del agujero con forma de espiral.
La densidad cíclica con frecuencia es una
señal de un agujero en forma de espiral (derecha).
Un pozo reciente en el Mar del Norte indica un
agujero en espiral, forma que se desarrolló debido
al movimiento del BHA durante el primer viaje de
barrena. Los ingenieros de perforación advirtieron
el problema y, en el siguiente viaje de barrena
agregaron un estabilizador al BHA, posicionado
cerca de la barrena. Esto evitó la generación del
hueco en forma de espiral y dio como resultado un
agujero cilíndrico uniforme. La imagen de los
registros de densidad que se muestra en la figura
(derecha) fue generada a partir de los datos adquiridos y almacenados en la memoria durante el
viaje de barrena, y las acciones de interpretación
y corrección fueron oportunas para perforar con
éxito el siguiente intervalo. El reconocimiento en
las imágenes de las características inducidas por
la perforación, permite correcciones en el proceso
de perforación que reducen los costos mediante
un aumento en la eficiencia de perforación.
Generación de imágenes en tiempo real
Los ejemplos presentados en este artículo, con
excepción de uno, muestran imágenes generadas
a partir de datos almacenados en memoria en el
fondo del pozo. La recuperación de los datos
almacenados en el fondo del pozo requiere la
extracción del BHA durante, o entre los viajes de
barrena. La interrupción de la perforación para
recuperación e interpretación de los datos puede
resultar en un mayor tiempo de perforación y, por
ende, en pozos más costosos. Las técnicas de
compresión de datos recientemente incorporadas
hacen posible la transmisión en tiempo real de
datos de densidad azimutal VISION y de imágenes de resistividad GeoVISION.
La resolución de las imágenes GeoVISION
generadas en tiempo real, equivale a la resolución de las primeras imágenes registradas con la
herramienta RAB. Una ventana de datos comprimidos consiste de 16 barridos de 10 segundos.
Cada uno con barridos azimutales de 56 canales.
Los datos son comprimidos 50 veces, tanto en la
dimensión azimutal como en la del tiempo. Esta
alta tasa de compresión significa que para la
transmisión de datos de imágenes en tiempo real,
84
Porosidad neutrón (TPB)
pies3/pies3
Densidad de la formación, lado superior (ROBU)
g/cm3
Densidad de la formación, lado izquierdo (ROBL)
g/cm3
Baja
Alta
MD
Densidad
de
la
formación,
lado derecho (ROBR)
3
g/cm
1:200 pies
g/cm3
Rayos gamma
Densidad de la formación, lado inferior (ROBB)
Orientación de la imagen
R
B
L
U
g/cm3
0 API 150 U
Densidad VISION
Escala horizontal 1:11
Orientación hacia el
tope del agujero
Histograma ecualizado
11,050
12,000
12,050
se requiere un ancho de banda relativamente
bajo, aproximadamente 1.5 bits por segundos
(bps). Esta cifra se ajusta bastante bien a las
capacidades de la herramienta PowerPulse de
MWD, la cual logra una velocidad de transmisión
de datos a la superficie de 6 bps y, bajo condiciones favorables, puede alcanzar 12 bps. Estas
velocidades de transmisión de datos, combinadas con el preprocesamiento de datos VISION en
el fondo del pozo, que incluye la compresión de
los datos, significa que un operador puede obtener imágenes en tiempo real, además de otros
datos que también se necesitan en tiempo real
para tomar decisiones de geonavegación.
En este artículo se ha mostrado la forma en
que las mediciones azimutales en tiempo real
pueden mejorar en gran medida la colocación del
pozo y la eficiencia de la perforación; y en el pro-
ceso, reducir los costos de E&P. La información
geológica y de buzamientos estructurales derivados de las imágenes del agujero ahorran mucho
del trabajo de conjetura en la geonavegación, y
por lo tanto mejoran la tasa de éxito de los pozos
de alcance extendido y horizontales. La información sobre la condición del agujero proporcionada por las imágenes generadas durante la
perforación, permite el monitoreo de las operaciones de perforación en tiempo real. Las mediciones azimutales VISION son sólo un elemento
de la nueva generación de tecnología LWD que
está transformando la adquisición de registros
durante la perforación en Adquisición de
Registros para la Perforación. La integración de
estas imágenes con otras mediciones obtenidas
en tiempo real proporciona un medio eficaz para
mejorar la eficiencia de la perforación.
—SP
Oilfield Review