UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERÍA REGISTROS DE POZOS

PET - 227  

PERFILES DE IMÁGENES DOC.: ING. GRISEL JIMÉNEZ SOTO

UNIV.: TERÁN FAJARDO, CLAUDIO FABRICIO SIRPA MACHACA, JUAN CARLOS

LAURE CALLISAYA, GONZALO

LA PAZ – BOLIVIA

2012

REGISTROS DE IMAGEN 

1. Introducción 

Los registros de  imagen son herramientas bajadas con cable en un pozo abierto de aceite o gas, que miden propiedades  físicas en  la pared del pozo  tales  como  la  conductividad eléctrica, o el tiempo  de  viaje  sónico más  la  reflectancia  acústica, pero  que  se  diferencian  de  otros  registros similares en que la información obtenida es convertida en imágenes con colores de los 360° de la pared del pozo. 

En la actualidad, las herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo constituyenuna fuente  común  de  conocimientos  geológicos  y  de  yacimientos.  Sin  embargo,  enfluidos  de perforación base aceite y en  lodos  sintéticos,una  limitación  técnica ha  impedido quela  industria evalúe  completamente  los  yacimientosutilizando  las  herramientas  de  generación  deimágenes. Para  dar  respuesta  a  esta  crecientenecesidad,  en  1997  la  generación  de  imágenesen  lodos  no conductivos  se  convirtió en una prioridadcentral del equipo de  investigación y desarrollo de  las empresas de servicios de todo el mundo.  

Los yacimientos complejos requieren una detallada evaluación de  la formación que sólo sepuede lograr  con herramientas de generación deimágenes de  la pared del pozo. En  campos de  todoel mundo,  el  análisis  de  estos  datos  es  un  procesode  rutina,  y  los  expertos  en  yacimientos  han llegadoa  depender  de  la  información  proporcionadapor  las  imágenes.  Si  bien  la  tecnología  de generaciónde imágenes a partir de la microrresistividad ha avanzado durante los últimos 15 años paracubrir una mayor porción de la pared del pozo,para lograr una mejor resolución y para tener sistemasde medición más confiables, también sehan producido cambios en el ambiente del pozo enque  deben  operar  estas  herramientas.Las  utilidades  prácticas  de  los  registros  de  imagen  se enumeran como valiosas para interpretaciones estructurales como sedimentológicas de los datos de pozos. 

2. Historia de la generación de imágenes de la pared del pozo 

Las técnicas de generación de imágenes de lapared del pozo con herramientas operadas a cablese desarrollaron mucho  después  de  la  apariciónde  los  lodos OBM.  Recién  en  1958  se  usaron  por primera  vez  dispositivos  fotográficos,  implementados  por  Bridwell,  para  obtener  imágenes  de laroca dentro del pozo.  

Para  no  entrar  en  detalles  vanos  se  especifica  en  el  siguiente  gráfico  la  historia  de  los acontecimientos más importantes en la generación de imágenes de la pared del pozo.  

 

3. Aplicaciones de los registros de imágenes 

La necesidad de mejorar las capacidades degeneración de imágenes de la pared del pozo enlodos no conductivos se hizo evidente a mediadosde la década de 1990. En aquel momento, losservicios de generación de  imágenes de microrresistividad  se empleaban en  todo el mundo enpozos con lodos  conductivos  base  agua.  Las  nuevasaplicaciones  geológicas  y  de  ingeniería  paraestas herramientas  operadas  a  cable  evolucionaronjunto  con  los  deseos  de  la  industria  de  hallary explotar yacimientos de gas y de petróleo demanera más efectiva. La excepción notable fueronlos pozos perforados con sistemas OBM ySBM (página anterior, arriba). 

Las  herramientas  de  generación  de  imágenes  de  microrresistividad  se  han  vuelto imprescindiblespara  los  geólogos,  ya  que  les  ayudan  a  obtenerinformación  integral  sobre  las complejidadesde  los  yacimientos  controlados  estratigráfica  oestructuralmente,  o mediante  una combinaciónde ambos. A mayor escala espacial,  las  imágenesde  la pared del pozo ayudan a  los intérpretesa definir  la posición estructural del yacimiento ya detectar características  tales como pliegues yfallas. Los geólogos y los geofísicos utilizan los detalles de las fallas y de los echados de la  formaciónpara  refinar  las  interpretaciones  sísmicas,con  el  objetivo  de  lograr  una mayorcomprensión  y  un mejor mapeo  del  yacimiento,estimaciones  de  reservas más  precisas  y unamejor  ubicación  de  los  pozos  de  desarrollo.Los  geólogos  evalúan  los  cambios  verticales ylaterales del yacimiento mediante  la  identificacióny caracterización de eventos sedimentarios a granescala y de  límites de  secuencias estratigráficas através de  los campos. Mediante el uso de datos de  imágenes de microrresistividad  adquiridos  con dispositivos  tales  como  la herramienta FMI,    tambiéndefinen  y  determinan  la  orientación  de  eventossedimentarios  menores,  para   comprender losyacimientos controlados estratigráficamente. 

Unexamen  detallado  de  la  estratificación  revela  lahistoria  de  sedimentación  en  sucesiones verticalesde tipos de sedimentos y tamaños de grano,contribuyendo a responder cuestiones sobre el origendel yacimiento (abajo). ¿Fue depositado por elviento, en un sistema de agua dulce, en un sistemamarino o  en una  combinación de  ambientes?¿Fue depositado  en  aguas profundas o de pocaprofundidad?  ¿En  qué  dirección  programaba  el  sistema  sedimentario?  ¿En  qué  dirección debería engrosarse o adelgazarse el yacimiento? Las respuestasa preguntas como éstas ayudan a los  geólogosa  determinar  el  tamaño  potencial  delyacimiento,  las  mejores  ubicaciones  para  perforarpozos, y si se requieren pozos adicionales parauna explotación eficiente del yacimiento. 

A  menudo,  existen  yacimientos  en  los  cualestanto  los  elementos  estratigráficos  como  estructuralesconfinan los hidrocarburos (trampa combinada). 

Una  práctica  habitual  para  visualizarestos  yacimientos  durante  su  sedimentación,consiste  en quitarles  el  efecto  del  echado  estructural.  Si  la  historia  tectónica  de  las  rocas  incluyemúltiples episodios  de  deformación,  puede  necesitarseuna  reconstrucción  integral  para  determinarla orientación  relativa del yacimiento almomento de su sedimentación.La mejor resolución vertical de  las herramientasde  generación de  imágenes de microrresistividad  ayuda  a  los petrofísicos  a responderpreguntas difíciles sobre tipo y distribución deporosidad, distribuciones de arena‐arcilla, 

asícomo  la  correlación  y orientación  tanto denúcleos  (testigos,  coronas) de  diámetro  completo como de núcleos laterales (muestras de pared, testigoslaterales). 

En general estos registros pueden ser usados para correlacionar  los núcleos a  las profundidades, ayudar  en  la  caracterización  de  las  facies  y  procesos  diagenéticos,  y  proporcionar  información precisa  y  detallada  para  el  análisis  de  las  aleocorrientes.  También  son  muy  útiles  en  la interpretación de fracturas en los yacimientos, especialmente en determinar si esas fracturas son naturales y si fueron inducidas durante la perforación. En el análisis de fractura de pozos también es útil este tipo de registros. Debido a la alta resolución de los registros de imagen, es común que puedan proporcionar  información del espesor y de  la distribución de  las capas en una secuencia. Adicionalmente,  los  registros  de  imagen  pueden  ser  usados  en  una  gran  variedad  de  entornos geológicos  y de perforación, brindando  imágenes de  alta  resolución de  la  roca  y  los  fluidos  en formaciones que van desde carbonatos  fracturados a secuencias  intercaladas de capas delgadas de arena y lutita (shale). 

Se  identifican dos grandes grupos de registros de  imagen:  los registros eléctricos de  imagen ylos registros acústicos de imagen. 

4. REGISTROS DE IMAGEN RESISTIVOS 

Debido  a  la  creciente  demanda  de  combustibles  fósiles,  la  exploración  y  el  desarrollo dehidrocarburos de  yacimientos  convencionales  y no  convencionales están  creciendo alrededor delmundo.  Sin  importar  el  tipo  de  hidrocarburos  o  de  yacimiento,  la  necesidad  de  tener unaevaluación  detallada  del  yacimiento  está  llegando  a  ser  cada  vez  más  importante  en  fin decomprender  y maximizar  la  producción  de  estos  yacimientos.  Además  de  las  herramientas deevaluación  como  la  sísmica,  evaluación  de  núcleos  y  recortes,  registros  de  lodo,  registros básicos en hueco abierto, y pruebas de  la formación, el rol de  las  imágenes de microrresistividad se está expandiendo y provee de información crítica para los geólogos e ingenieros igualmente. 

Numerosos ejemplos en los cuales las imágenes de microrresistividad han dado grandes beneficios para el entendimiento y el desarrollo de reservorios incluyen: 

La  identificación  y  caracterización  de  fracturas  en  yacimientos  de  gas  profundos  y noconvencionales. 

La  identificación  de  intercalaciones  de  gas  en  yacimientos  no  convencionales  de baja permeabilidad. 

La identificación de esfuerzos característicos in‐situ que resultan cuando se perforan pozos cerca o sobrebalance. 

Aplicaciones  en  yacimientos  de  turbiditas  cuando  las  estimaciones  exactas  de la proporción de las unidades de arenas finas en las secuencia es vital. 

La caracterización de las fracciones de porosidad secundaria en yacimientos de carbonatos vugulares y fracturados.  

En  general  las  aplicaciones  listadas  arriba  son  también  caracterizadas  por  su  alto  costo deexploración  y  desarrollo.  A  pesar  de  las  recientes  mejoras  en  perforaciones profundas,exploración, y técnicas de extracción (las cuales han mejorado el manejo económico de muchosyacimientos),  la necesidad de entender estos yacimientos en extremo detalle puede  ser ladiferencia entre un prospecto económico o no económico. Por  lo  tanto una alta resolución en lasimágenes resistivas puede jugar un rol crítico en el sucesivo desarrollo de estos yacimientos. 

4.1 Descripción De Las Herramientas De Imagen Resistivas 

Con  el  fin  de  detectar  y  visualizar  características  que  pueda  mejorar  el  entendimiento  del yacimiento,  el  uso  de  herramientas  de  imágenes  de  resistividad  de  multi‐botones  ha  sido empleado desde hace varios años. Estas herramientas son dos descendientes de  los dip‐meters; sin  embargo  su  potencia  en  términos  del  detalle  que  estos  pueden  proveer  está  bastante mejorada.  Las  herramientas  tradicionales  de  dip‐meter  empleaban  botones  simples  de resistividadempotrados en soportes que están en contacto con la cara del pozo. Las señales de la resistividadresultante  que  son  grabadas  permiten  por  medio  de  correlaciones  obtener característicasestratigráficas  alrededor  y  a  través  de  la  cara  del  pozo.  Estos  datos  cuando  se cambian con información direccional de magnetómetros proveen suficiente información suficiente parainterpretar  la  orientación  de  cada  capa  o  fractura  que  intercepta  la  cara  del  pozo.Con ladisponibilidad  de  equipos  cada  vez  más  poderosos,  más  datos  de  resistividad  pueden ser adquiridos  añadiendo  más  botones  a  cada  soporte.  Estos  datos  adicionales  son entoncesmapeados en una paleta de color  falso y  las  imágenes de alta resolución de  la cara del pozo  songeneradas  cuando  los  soportes  tocan  la  formación.  Estas  imágenes  pueden  proveer informaciónmás detallada acerca de  la roca. En función de proveer una  imagen más detallada de la  cara  del pozo,  nuevas  herramientas  de  imágenes  han  emergido  con  nuevos  diseños  que permiten un máximo  contacto entre  la cara del pozo y el botón o el  soporte. En muchos  casos estas nuevas herramientas son diseñadas con diámetros  relativamente grandes que proveen un máximo con la cara del pozo. 

Los  registros de  imágenes de  la cara del pozo han  sido  tradicionalmente usados en estudios de yacimientos  para  la  identificación  de  estratos  deposicionales  y  la  determinación  de  límites estructurales alrededor del pozo.  Las  imágenes de  la  cara del pozo están es  segundo  lugar  con respecto al análisis de núcleos en términos de la habilidad para resolver lasa texturas y estructuras dentro  de  la  unidad.  Ellos  también  pueden  identificar  cambios  en  las  profundidaes  de  las formaciones, capturar  las características geológicas tanto planares como no planares, y precisión al delinear  límites en las formaciones. Consecuentemente, los registros de imágenes de precisión de  la  cara del pozo pueden proveer  al  intérprete una  riqueza  de  información única  y útil para interpretar texturas y estructuras, fábricas deposicionales  y diagenéticas, y evolución estructural y estratigráfica de los yacimientos. 

Las herramientas de imágenes comúnmente proveen una gran densidad de datos (120 señales por pie  en  imágenes  versus  4  señales  por  pie  de  otros  registros).  Un  histograma  estándar  de ecualización y normalización es aplicado para medir  las señales eléctricas, por medio del cual se 

genera imágenes ecualizadas estáticas y dinámicas que son usadas para observar e interpretar los registros de imágenes en términos de algunas características de las formaciones o superficies en al cara del pozo. Típicamente, las imágenes son coloreadas para representar las lutitas (shale) como oscuros y yacimientos iluminados. Conjuntamente, las imágenes dinámicas y estáticas proveen un medio poderoso para  interpretar visualmente  las características del yacimiento por  la expansión de escalas verticales y por la variación de radios de investigación. 

 

Hay diferentes tipos de herramientas de imágenes de microrresistividad disponibles en el mercado de diferentes compañías de servicios. Tradicionalmente  las herramientas de wireline son usadas para  la  adquisición  de  imágenes  después  de  que  el  pozo  es  perforado.  El  tipo  de  fluido  de perforación es un factor clave en  la determinación de  la herramienta usada ya que herramientas distintas  deben  ser  usadas  para  lodos  base  agua  o  base  aceite.  Generalmente  hablando,  las herramientas diseñadas para  lodos base aceite  tienen una  resolución vertical pobre  comparada con las herramientas diseñadas para sistemas de lodo base agua. 

Las imágenes microrresistivas están también disponibles para aplicaciones de registros mientras se perfora (MWD). Estas herramientas dependen de la rotación de la sarta de perforación y de la rata de  perforación  que  trabajan  para  obtener  una  completa  cobertura  y  resolución  vertical.  En general, la resolución vertical de las imágenes de herramientas mientras se perfora es menor que la de herramientas diseñadas para sistemas de lodo base agua. Sin importar el tipo de herramienta de imágenes o del proveedor (cada proveedor usa diferentes diseños de herramientas, algoritmos y modos de operación)  cada herramienta produce  imágenes de  la  cara para el operador y este documento caracteriza la pared de la cara del pozo. 

4.2 Aplicaciones De Los Registros De Imagen Resistivos 

Varias aplicaciones han sido desarrolladas para transformar las características de la pared del pozo en  información  útil  para  caracterizar  el  yacimiento.  Como muchas  de  estas  características  son geológicas en naturaleza  (las rocas,  las  intersecciones entre  las diferentes unidades de rocas,  las fracturas, etc.) pueden ser utilizados en las siguientes aplicaciones: 

Zonificación estrucutural (por análisis de buzamiento).  Interpretación de límites estructurales.  Integración del análisis de Curvatura con los registros y datos sísmicos.  Caracterización de la fractura, la descripción de la fractura y su distribución.  Análisis del régimen de esfuerzos y parámetros geomecánicos.  Evaluación de la porosidad secundaria.  Determinación del espesor de arena neta.  Determinación de la dirección de las paleocorrientes. 

También puede que otras características de  la pared del pozo sean no geológicas, pero  también pueden ser interpretadas a partir de un registro de imagen resistivo. Algunos son creados por las tensiones  de  la  perforación,  las  alteraciones  de  la  pared  del  pozo  causadas  por  los  fluidos  de perforación y de extracción de muestras y por operaciones de registros. Un  intérprete tiene que tener cuidado en estas situaciones para entender  lo que  las  imágenes están retratando. Algunas de  estas  características  no  geológicas  como  ruptura  y  fracturas  inducidas  por  la  broca  y  por oleadas de lodo en el sistema en viajes dan una idea distorsionada de la compresión, tracción y las propiedades cortantes de  las formaciones. Esta  información puede ser utilizada por  lo  ingenieros de perforación para  comprender mejor  la estabilidad del pozo  y por  ingenieros de  yacimientos para ayudar en  la caracterización de yacimientos, y en  la producción y  la toma de decisión de  la finalización. 

4.2.1 Las Aplicaciones En Gas No Convencional 

Hay una  serie de  características que diferencian a  los yacimientos no  convencionales de gas de loso convencionales. Además de las rocas del yacimiento no tradicionales como el carbón, lutita y el granito, una de las características más comunes de los  depósitos del gas no convencional es su baja  permeabilidad.  Esta  característica  se  conoce  comúnmente  como  “tight  gas”.  Aunque  una definición universal no existe para el gas apretado, se supone que una inusual baja permeabilidad para el flujo de gas es una característica de estos yacimientos. Law y Curtis (2002) han definido de baja permeabilidad yacimientos con permeabilidades de menos de 0.1 mD. La Sociedad Alemana de Petróleo y Carbón Ciencia y Tecnología (DGMK) define  los yacimientos de gas apretado como yacimientos con una permeabilidad a los gases efectiva promedio de menos de 0.6 mD. En algunos casos, el  carbonato  y  las arenas  apretadas puede exhibir permeabilidades matriz  in  situ de  gas menor de 0.1 mD, y  los yacimientos ultra apretados pueden tener permeabilidades para gas tan bajas  como  0.001  mD.  Para  que  el  gas  fluya  a  través  de  yacimientos  no  convencionales,  la presencia  de  fracturas  naturales  puede mejorar  enormemente  la  permeabilidad.  El medio más común de fractura natural se da como resultado de la actividad tectónica después de la litificación y  el  entierro  de  la  roca  del  yacimiento.  Las  herramientas  microrresistivas  de  imagen  son importantes en la detección y visualización de estas fracturas. 

Las  herramientas  de  imagen  microrresistivas  también  permiten  identificar  zonas  de  gas  en yacimientos no convencionales por el reconocimiento de las características de la mancha (smear) de gas. Una mancha de gas se refiere a características blancas en el registro de imagen que es una 

indicación directa del gas libre en la formación. La causa de la característica altamente resistiva es de  una  capa  de  espuma  de  gas  que  se  desarrolla  en  la  pared  del  pozo.  Esta  acumulación  de espuma es el resultado de  la  filtración de gas de  la roca de baja permeabilidad. De acuerdo con Eubanks (2008) estas características suelen estar en correlación con  incrementos de unidades de gas  en  el  registro  de  lodo.  Por  otra  parte,  estas  pequeñas  acumulaciones  de  gas  rar  vez  son exhibidas en lutitas (shale). 

En muchos yacimientos de gas apretado, el uso de fracturamiento hidráulico se utiliza para aumentar la permeabilidad del yacimiento. La colocación óptima de fracturas se puede determinar si la orientación de la tensión in‐situ se tiene en cuenta cuando el plan de desarrollo del campo y el trabajo de fractura estén preparados. En los pozos perforados casi o completamente sobrebalanceados, las fracturas de tensión in‐situ también se puede identificar con el uso de imágenes microrresistivas. 

4.2.2 Aplicaciones En Yacimientos De Turbiditas 

En muchas obras de turbiditas de aguas profundas es fundamental que un conocimiento detallado del sistema de turbiditas se desarrolle con  la finalidad de una subdivisión exacta del  intervalo de yacimiento en facies sedimentarias. Esta comprensión se puede lograra mediante el uso de datos de núcleos. Sin embargo, el mayor costo y  los  intervalos  limitados desde el núcleo hacen del uso de datos de alta resolución de imagen microrresistiva una alternativa viable. El uso de estos datos puede  dar  una  idea  de  la matriz  y  textura  sedimentaria,  y  la  información  direccional  de  alta resolución para  la clasificación de  litofacies,  la comprensión de  la dirección del paleotransporte, así como la detección de fallas y discordancias. 

Otro uso  importante es para  la detección de  finos estratos de arenas que dan  lugar a  la mejor estimación de conteo de arena neta junto a la utilización de núcleos. Sin estos datos de la imagen el espesor neto de arena es frecuentemente subestimada. 

 

4.2.3 Aplicaciones En Yacimientos Carbonatados Fracturados Y Vugulares. 

La productividad de los hidrocarburos en yacimientos carbonatados está estrechamente vinculada a la matriz diagenética de las rocas. La comprensión de la distribución de cavidades y fracturas en estos yacimientos mejora la perforación y las prácticas de completamiento. Además, de una mejor comprensión de como es el flujo de fluidos a través del yacimiento puede mejorar la capacidad de recuperación del yacimiento. 

A través del uso de herramientas de imagen microrresistivas, la textura y la estructura interna de la  matriz  diagenética  de  los  yacimientos  de  carbonatos  dominados  por  características  de porosidad  secundaria  puede  ser  resuelta.  Según  Chitale,  Quirein,  Perkins,  Lambert  y  Cooper (2004), las imágenes microrresistivas resuelven mejor estas características que mediante el uso de registros  acústicos  de  imagen  en  yacimientos  carbonatados  en  el  PermianBasin.  También encontraron que las herramientas de imágenes microrresistivas a menudo resuelven la estructura interna del tejido carbonato y diagenético mejor que las exploraciones convencionales ópticas del núcleo convencional. 

El  azimut  del  esfuerzo  principal  obtenido mediante  el  análisis  del  registro  de  imagen  define  la máxima dirección de  la permeabilidad en yacimientos  fracturados. El conjunto de  fracturas que está alineado con el esfuerzo horizontal máximo contiene las aberturas de fractura más amplias y domina la dirección de la permeabilidad de la fractura. 

 

4.2.4 Aplicaciones En Yacimientos De Areniscas Para Análisis De Paleocorrientes 

Los yacimientos de areniscas pueden mostrar diversos tipos de estratificación cruzada que indican la  dirección  del  flujo  de  corriente  en  el momento  de  deposición.  Con  el  fin  de  reconstruir  el 

ambiente de depósito, predecir las fuentes de sedimentos, y estimar la permeabilidad relativa del yacimiento, es importante conocer la dirección de transporte de sedimentos. Mediante el uso de la  imagen microrresistiva, puede  ser determinada  la  información detallada  sobre  la distribución vertical de  la distribución  de  varios  tipos de  estratificación  cruzada  en un pozo.  Estos  tipos de características de estratificación cruzada se pueden clasificar por sus características en la imagen y los patrones de  inmersión. Se pueden  identificar  los cuatro tipos más comunes de estratificación cruzada: Cóncavo, tangencial, angular e inclinado rizado. 

Las  caídas  de  estratificación  cruzada  son  fáciles  y  rápidas  de medir  con  precisión  a  partir  del registro de imagen. La estratificación cruzada cóncava y tangencial son eventos de alta energía. El azimut  de  los  estratos  tangencial  se  puede  utilizar  directamente  como  una  medida  de  la orientación  del  canal.  Condiciones  de  energía  baja  son  representadas  por  características  de estratificación  angular  como  una  cresta  curva  a  la  ola  de  arena.  En  estas  condiciones  las variaciones de azimut entre la capa cruzada y la tendencia del canal se pude observar por el uso de gráficos estadísticos que identifican  las direcciones de flujo prominentes. Los datos interpretados de los datos del registro microresistivo pueden ser integrados con otros datos de registros de pozo y datos sísmicos para permitir un mapeo efectivo de yacimientos de areniscas en el subsuelo. 

 

4.2.5 Caracterización De La Estructura De La Roca 

Las  imágenes del FMI proporcionan  información de vital  importancia si  la estructura de  la roca y las  características  sedimentarias  son un  factor decisivo de  la productividad de  la  formación.  La figura de abajo muestra La siguiente figura muestra la identificación de clastos y de la intercalación arcillosa 

 

 

4.2.6 Modelamiento Tridimensional Del Yacimiento 

Una vez que el marco estructural está establecido en  la geología y  la geofísica, el yacimiento se divide  en unidades  litológicas, que  luego  se  rellenan  con propiedades  tales  como  la porosidad, permeabilidad y saturación de agua para respaldar la simulación del yacimiento. . Los registros de arena‐lutita se pueden derivar de registros comunes de cable y el registro de perforación (LDW) de pozos tanto verticales como horizontales. La distribución de arena‐lutita es proporcionado por  la información geológica derivada de imágenes del FMI. Otras variables, como la anchura del cauce y la  sinuosidad del canal,  se pueden estimar utilizando análogos geológicos basados en el análisis detallado  sedimentológico de  los datos de  la  imagen del  FMI  en  relación  con otros  registros  y datos de núcleos. 

5. REGISTROS ACÚSTICOS 

Los registros acústicos de  imagen proporcionan  información de  la pared del hueco y permiten  la descripción de varias propiedades del yacimiento por medio de la identificación de características estratigráficas, intervalos de fractura, orientaciones de las mismas, cambios en la porosidad de la roca, litofacies, estratos delgados, análisis estructural y orientación de esfuerzos locales en sitio. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.1 Principios Físicos De Medida Y Presentación Gráfica 

Los  registros acústicos de  imagen consisten de una  imagen que abarca  los 360º de  la pared del pozo  circunferencialmente.  La  herramienta  está  orientada  magnéticamente  y  el  principio  de medida está basado en una onda acústica reflejada de  la pared del pozo. La presentación gráfica procesada usada a menudo consiste de tres bandas, leídas de izquierda a derecha (aunque pueden existir  otras  configuraciones);  la  primera,  la  del  Gamma  Ray  al  lado  de  la  orientación  y  los buzamientos calculados de  las capas y  las fracturas;  la segunda, una  imagen de  la amplitud de  la onda acústica reflejada; y  la tercera, una  imagen del tiempo de viaje de  la onda para regresar al receptor, los contrastes en la amplitud acústica y el tiempo de viaje son convertidos en escalas de color. 

Durante el procesamiento de los registros acústicos de imagen acústica y otra del tiempo de viaje calibrado.  La  amplitud  es  usada  para  la  interpretación  de  características  geológicas  y  del yacimiento y el tiempo de viaje es usado para establecer  la morfología del hueco, y como datos necesarios junto a los datos de orientación para calcular los buzamientos de las capas y fracturas 

La amplitud acústica, o reflectancia, la cual es convertida en una imagen de contrastes de colores, puede ser usada en muchos casos como indicador de litología. Las zonas de grandes reflectancias acústicas  (amplitudes  grandes),  tales  como  arenas  y  calizas  de  bajas  porosidades,  al  igual  que fracturas  llenas  de  calcita,  son  presentadas  con  tonos  claros.  Por  su  parte,  las  zonas  de  baja reflectancia  (amplitudes  bajas),  tales  como  las  areniscas  porosas,  las  dolomitas  porosas  (sea intercristalina o vugular) y las fracturas abiertas, son presentadas en colores oscuros. 

El tiempo de viaje es usado como un caliper de 360º de cobertura y ayuda en la determinación de si  las fracturas son abiertas, cerradas o parcialmente selladas. Los colores claros  indican tiempos de viaje más cortos, y  los más oscuros representan pérdidas de señal, frecuentemente asociados con ensanchamientos del hueco, lavados y fracturas abiertas. 

En general los instrumentos poseen un transductor acústico de alta resolución que genera pulsos ultrasónicos que se reflejan de la pared del pozo, que se registran como un patrón de reflectancias acústicas de la pared del pozo. El transductor es a la vez transmisor y receptor, el cual puede ser cambiado  electrónicamente  para  la  adquisición  en  varios diámetros de  hueco.  La  selección del tamaño del transductor puede ser optimizado para que se ajuste al tiempo de viaje de la onda en el fluido de perforación. 

Los  registros  de  imagen  acústicos  permiten  la  operación  en  una  gran  variedad  de  fluidos, incluyendo  lodos  base  aceite.  Los  lodos  más  pesados,  sin  embargo,  pueden  disminuir drásticamente  la  señal  acústica,  especialmente  si  el  hueco  se  ensancha.  Excluidores  de  lodo especiales pueden ser usados para reducir este efecto en la señal producido por tales lodos. 

 

La amplitud acústica, o reflectancia, lacual es convertida en una imagen de contrastes de colores, puede ser usada en muchos casos como indicador de litología. Las zonas de grandes reflectancias acústicas  (amplitudes  grandes),  tales  como  arenas  y  calizas  de  bajas  porosidades,  al  igual  que fracturas  llenas  de  calcita,  son  presentadas  con  tonos  claros.  Por  su  parte,  las  zonas  de  baja reflectancia  (amplitudes  bajas),  tales  como  las  areniscas  porosas,  las  dolomitas  porosas  (sea intercristalina o vugular) y las fracturas abiertas, son presentadas en colores oscuros. 

El tiempo de viaje es usado como un caliper de 360º de cobertura y ayuda en la determinación de si  las fracturas son abiertas, cerradas o parcialmente selladas. Los colores claros  indican tiempos de viaje más cortos, y  los más oscuros representan pérdidas de señal, frecuentemente asociados con ensanchamientos del hueco, lavados y fracturas abiertas. 

En general los instrumentos poseen un transductor acústico de alta resolución que genera pulsos ultrasónicos que se reflejan de la pared del pozo, que se registran como un patrón de reflectancias acústicas de la pared del pozo. El transductor es a la vez transmisor y receptor, el cual puede ser cambiado  electrónicamente  para  la  adquisición  en  varios diámetros de  hueco.  La  selección del tamaño del transductor puede ser optimizado para que se ajuste al tiempo de viaje de la onda en el fluido de perforación. 

Los  registros  de  imagen  acústicos  permiten  la  operación  en  una  gran  variedad  de  fluidos, incluyendo  lodos  base  aceite.  Los  lodos  más  pesados,  sin  embargo,  pueden  disminuir drásticamente  la  señal  acústica,  especialmente  si  el  hueco  se  ensancha.  Excluidores  de  lodo especiales pueden ser usados para reducir este efecto en la señal producido por tales lodos. 

5.2 Aplicaciones De Los Registros Acústicos 5.2.1 La Caracterización De Los Sitemas De Fracturas 

Los  registros  acústicos  permiten  definir  aquellas  características  del  sistema  de  fracturas  que influyen en la productividad del pozo. Se pueden contar como tales características la orientación, densidad, apertura y distribución de las fracturas. 

Para  empezar  el  análisis  del  sistema  de  fracturas  con  registros  de  imagen  acústicos,  la identificación de las fracturas debe ser el primer paso. Las fracturas abiertas suelen aparecer como sinusoides oscuros. Por su parte, fracturas  inducidas se extienden frecuentemente a  los  largo del eje del pozo y a menudo no presentan la apariencia sinusoide de las fracturas naturales. 

La  orientación  de  las  fracturas  es  un  factor  importante  en  el  desarrollo  estratégico  de  un yacimiento en donde la permeabilidad está definida por la presencia de fracturas naturales. Por lo tanto, la ubicación de los nuevos pozos estará influenciada por los datos obtenidos de orientación de  fracturas.  Los  pozos  direccionales  perforados  perpendicularmente  a  la  orientación  de  las fracturas  muestran  un  incremento  de  las  posibilidades  de  intersectar  un  mayor  número  de fracturas y en consecuencia de aumentar la productividad. 

También  es  importante  identificar  las  fracturas  cerradas o  selladas  y  establecer  su orientación. Dichas fracturas representan obstáculos para el flujo de hidrocarburos y también pueden    influir en la compartimentalización del yacimiento. 

5.2.2 Orientación De Los Esfuerzos 

Conociendo  la  dirección  de  los  esfuerzos  horizontales  (el mayor  y  el menor)  es  de  la misma importancia que conocer la orientación de las fracturas. Esto también puede tener un efecto en la productividad. Cuando  la dirección de  la  fractura es paralela a  la dirección del esfuerzo mínimo, hay una  tendencia a que  se  reduzca  la permeabilidad durante  la producción porque el esfuerzo horizontal principal tiende a cerrar la fractura durante y después del drenaje. 

El ensanchamiento espontáneo del diámetro del hueco ha sido observado en  imágenes acústicas en  yacimientos  del  terciario  y  en  secciones  carbonatadas  del  cretáceo.  Este  ensanchamiento permite  la determinación del estado de  los esfuerzos en  los alrededores de  la cara del pozo. Las secciones  falladas  del  pozo  debidas  a  esfuerzos  cortantes  inducidos  a  partir  de  grandes concentraciones de esfuerzos son fácilmente detectadas por los registros acústicos de imagen. 

La relación entre el ensanchamiento espontáneo del hueco y los esfuerzos ha sido establecida por varios investigadores. El hueco se ensanchará en la dirección del esfuerzo mínimo. En los registros acústicos  de  imagen,  esto  se  manifiesta  como  dos  regiones  verticales  oscuras,  a  menudo separadas 180º circunferencialmente y la dirección está en la de la mínima del esfuerzo horizontal. 

Ocasionalmente, las fracturas inducidas durante la perforación ocurren en la dirección del máximo esfuerzo  horizontal.  Su  apariencia  es  apreciablemente  diferente  a  la  del  ensanchamiento  del hueco  en  que  son  más  delgadas,  y  típicamente  orientadas  aproximadamente  a  90º  de  los ensanches del hueco. 

La  información del ensanchamiento y de  las fracturas  inducidas ha sido usada con el objetivo de orientar  la perforación de pozos muy desviados u horizontales para reducir el riesgo del colapso del pozo durante  la perforación y podría ser usado para el control del peso del  lodo para reducir los problemas del hueco. 

5.2.3 Estructura Sedimentaria 

Durante la interpretación de registros de imagen es posible definir características detalladas tales como  la estratificación cruzada. La productividad se puede mejorar al conocer estas  importantes características  geológicas  al  orientar  los  pozos  perpendicularmente  a  la  dirección  de sedimentación de los cuerpos continuos de arena. 

Investigaciones de A. Boyd han demostrado el efecto de reducción de la resistividad de las lutitas en  arenas  productoras  de  hidrocarburos  cuando  las  capas  de  arena  y  lutita  son  delgadas.  La influencia de  las capas de  lutita más conductivas en  los  registros  resistivos  tienden a  reducir  los valores de  resistividad de  las arenas proporcionando valores erróneamente altos de  saturación. 

Trabajos  anteriores  de  Quinn  y  Sinha  demostraron métodos  cuantitativos  para  corregir  estos efectos usando datos de alta resolución de buzamientos. 

Por su parte, los registros acústicos de imagen permiten la determinación del buzamiento de cada capa de lutita y arena, y demuestra excelente resolución vertical y la densidad de los buzamientos calculados. Además con su barrido de 360º circunferencialmente, se permite la visualización clara de  todas  las capas, mientras que en  los  resistivos se  requiere establecer correlaciones entre  las trazas resistivas, y su visualización no es muy sencilla. 

5.2.4 Facies Sedimentarias 

En  formaciones  de  arena,  los  registros  acústicos  de  imagen  son  usados  para  determinar variaciones de las facies sedimentarias derivadas de diferentes niveles de compactación. Como se mencionó anteriormente, la variación en los colores dentro de la misma litología puede ser usada para definir  las  facies de  acuerdo  a  la  compactación  (porosidad)  con  resoluciones  verticales de menos de un pie, permitiendo que el tamaño del hueco permanezca relativamente constante. Los colores más oscuros representan facies que son menos compactas, o más porosas en el caso de las areniscas, mientras que  los colores más claros representan zonas más compactas o zonas menos porosas en  las areniscas. Esta  relación puede  también  reflejarse en el  cambio de  textura de  las areniscas. Conociendo el área y la relación entre los colores y la compactación de la arena permite la perforación selectiva para  la mejora de  la productividad asociada con  las capas más porosas y permeables. 

Los  intervalos carbonatados  también muestran  intervalos más porosos con colores más oscuros por medio de la reducción de la amplitud acústica. Esto ha sido correlacionado con los registros de densidad y neutrón para determinar la litología e identificar las zonas más porosas. 

Adicionalmente, existe excelente correlación en un pozo de estudio entre  las zonas más porosas detectadas  con  los  registros  acústicos  y  los  registros  de  producción  tomados  en  el  mismo intervalo. El análisis de las imágenes puede también ser usado para establecer cuantitativamente las unidades de flujo más probables. 

6. IMÁGENES MICROELÉCTRICAS 

Esta  herramienta  permite  una  observación  continua  detallada  de  las  variaciones  laterales  y verticales  de  la  formación.  Con  ella  realmente  se  “ve”  la  formación;  procesando  las  corrientes eléctricas  registradas  por  microelectrodos  se  obtienen  las  imágenes  las  cuales  lucen  como fotografías de núcleos. 

Las herramientas de  imágenes constan de cuatro brazos ortogonales, cada uno con un patín con electrodos  que  se  pasan  pegados  a  la  pared  del  pozo,  con  los  que  se  registran  curvas  de microrresistividad, las cuales son procesadas y transformadas en imágenes microeléctricas. 

La  orientación  de  la  herramienta  está  controlada  por  un  acelerómetro  y  un  magnetómetro triaxiales;  con  la  información de estos,  se determina  la posición exacta de  la herramienta en el 

espacio,  por  tanto  la  de  los  rasgos  geológicos  que  esta  detecta.  Cada  0.2”  de movimiento  del cable,  se  obtiene  un  valor  de microrresistividad  de  cada  uno  de  los  electrodos,  dándole  a  las curvas  resultantes,  una  gran  resolución  vertical,  que  junto  a  una  amplia  cobertura  perimetral (dependiendo del diámetro del pozo), proporciona imágenes o mapas o mapas de resistividad de la pared del pozo, de buena nitidez y continuidad, en  las cuales son evidentes una gran variedad de características texturales y estructurales de las rocas registradas. 

Para  leer  las  imágenes  se  establece  un  código  de  colores,  que  indica  con  tonos  claros  alta resistividad y  tonos oscuros baja  resistividad. Las bajas  resistividades pueden estar  relacionadas con minerales conductores de la electricidad como las arcillas, pirita y también por la presencia de filtrado de  lodo no resistivo en  fracturas, cavidades de disolución o en cualquier tipo de espacio poroso, oscureciendo la imagen; mientras que las altas resistividades (colores claros) están dados fundamentalmente por las rocas duras. Por esta razón al leer un registro de imágenes es necesario tener bien  clara  la  litología, así  como  los elementos de  los  restantes  registros  corridos a hueco abierto. 

Los  echados  de  los  elementos  geológicos  planares  como:  la  estratificación,  fracturamiento, fallamiento, discontinuidades sedimentológicas (discordancias, 

estilolitas, etc.) que son los más importantes, se observan en las imágenes como sinusoides.  

Los estudios de las imágenes de pozos tienen gran importancia desde el punto de vista geológico y son de gran utilidad en los estudios de prospección de hidrocarburos: 

Proporciona  una  metodología  para  el  análisis  estructural  (determinación  de  fallas, sistemas de fracturas, etc) 

Caracterización  de  cuerpos  sedimentarios  (capas  delgadas,  laminaciones,  tipo  de estratificación, etc.) 

Posee sensores de alta resolución que permiten resaltar la textura de las rocas.  Permite  realizar  una  evaluación  de  la  porosidad  secundaria  (fracturamiento,  barreras impermeables, disolución, entre otras) 

Sienta las bases para el establecimiento de estudios sedimentológicos 

 

6.1 Microbarredor De Formaciones (FMS) 

Esta herramienta consta de 4 brazos articulados en cada uno de los cuales hay un patín de goma con 24 microelectrodos, que se corren simultáneamente, pegados a la pared del pozo, con lo cual se obtienen 96 curvas de microrresistividad. Las cuales son procesadas obteniéndose la imagen de la  pared  del  pozo,  en  la  cual  se  aprecian  claramente  la  litología,  cambios  estructuro  faciales  y eventos  tectónicos  tales  como  pliegues,  fallas  y  fracturas,  a  los  cuales  es  posible  determina  el ángulo y azimut de los mismos. 

 

6.2 Microimagenes De La Formación (FMI) 

Es una herramienta más avanzada que la anterior, constituye la última generación de la serie de imágenes eléctricas. Esta herramienta tiene un diseño muy similar al FMS descrito anteriormente; en este caso, a cada uno de los brazos se la ha añadido un alerón (flap) con 24 microelectrodos, con lo que se logra una mayor cobertura del caño del pozo (��80% en un agujero de 8.5”), con lo que se logra una mayor resolución y por tanto, más información, con mayor grado de detalle que en la anterior. 

 

 

6.2.1 Registro FMI en lodos no conductivos 

Hasta hace un tiempo  los  ingenieros que utilizan  imágenes micro‐resistivas de  la pared del pozo para una mejor evaluación de  las  formaciones, han  tenido opciones  limitadas en ambientes de lodos sintéticos y a base aceiteLos sistemas de  lodo base aceite se desarrollaron para mejorar el desempeño  durante  la  perforaciónrespecto  de  sus  contrapartes  baseagua.  Las  mayores  velocidades de penetración yla mejor estabilidad del pozo,  la  inhibición delas  lutitas y  la mejor lubricidad  que  ofrecen  losfluidos  base  aceite,  con  frecuencia,  los  conviertenen  la  única  opción técnica  y  económica  viablepara  aplicaciones  exigentes  tales  como  lasde  los  pozos  de  alcance extendido,  los de aguasprofundas, y  los pozos de alta temperatura y altapresión.Los  ingenieros y geocientíficos, a menudo,usan imágenes de microrresistividad para comprenderlas características  de los yacimientos ypara evaluar la capacidad productiva de uncampo. Históricamente, los fluidos de perforaciónbase agua eran la única opción para obtenerregistros de imágenes de la formación dealta calidad mediante técnicas de microrresistividad.La baja resistividad del lodo, del revoquede filtración y del filtrado de  los fluidos de perforaciónconductivos base agua, permite el retornode una  señal  eléctrica  potente  desde  la  formación,generando  en  consecuencia  registros  demayor claridad. Por otra parte, el fluido contaminadocon petróleo, el revoque de filtración y elfiltrado de los fluidos convencionales de emulsióninversa—agua en una fase continua depetróleo—crean una barrera  resistiva  que  bloqueala  corriente  eléctrica,  lo  cual  da  comoresultado  una  imagen  con defectos. 

En  respuesta  a  tal  dilema,  M‐I  L.L.C.  ySchlumberger  se  embarcaron  en  un  programade investigación de cinco años que  llevó al desarrolloconjunto del  fluido de perforación baseaceite conductivo,  el  sistema  SIGMADRIL.  El  lodoSIGMADRIL  emplea  una  fase  continua eléctricamenteconductiva  que  produce  lodo,  revoque  defiltración  y  filtrado  conductivos.  El resultado esun  fluido que brinda  las características dedesempeño de  la perforación de  los  lodos baseaceite,  con  la  calidad  de  adquisición  de  registrosde  la  formación  de  un  fluido  de perforaciónbase  agua.  El  ambiente  de  pozo  conductivo  producidopor  este  nuevo  lodo  permite generar  lasimágenes  de microrresistividad  de  alta  calidadque  normalmente  se  asocian  con  los sistemas delodo base agua. Pruebas extensivas realizadasen el pozo de pruebas de Schlumberger enMeaux,  Francia,  ayudaron  a producir un  sistemade  lodo que  se  ajusta de manera  ideal  a  las operacionesdel  generador  de  Imágenes  Microeléctricasde  Cobertura  Total  FMI  (izquierda).El sistema contiene un paquete de químicospatentados y registrados que hacen que la fasecontinua de  petróleo  sea  conductiva  sin  desestabilizarla  emulsión.  El  sistema  está  formuladopara  una filtración mínima mediante  la  incorporaciónde un paquete exclusivo de control de  filtración que contiene un aditivo polimérico solubleno acuoso y un aditivo de ésteres  líquidos.Las propiedades del fluido de  perforaciónSIGMADRIL son idénticas a las de un típico sistemabase aceite o sintético, salvo por su conductividadeléctrica que permite el uso deciertos dispositivos de resistividad. 

El  sistema  se desplegó por primera vez en unpozo altamente desviado en el  sector noruegodel Mar  del  Norte,  donde  el  objetivo  primarioera  obtener  datos  geológicos  detallados, incluyendoechados  estructurales  y  sedimentarios,así  como  información  sobre  fallas  y  fracturas. Seescogió  la  herramienta  FMI  como  el  único  dispositivocapaz  de  proveer  los  resultados  de 

resolucióny cobertura perimetral del pozorequeridos con el mínimo  riesgo para  la calidadde  los datos.  La  sección  de  interés,  sin  embargo,contenía  lutitas  altamente  reactivas  que hacíanextremadamente  riesgosa  la  perforación  con  unsistema  de  fluidos  base  agua,  con  el probableresultado  de  la  pérdida  del  pozo.El  operador  desplazó  el  sistema  original  delodo  con fluido SIGMADRIL en  la sección de  interésde 81⁄2 pulgadas de diámetro y  lo utilizó paraperforar hasta una profundidad final de 4755 m[15,599 pies]. El  lodo SIGMADRIL demostró ser unsistema de  fluido  estable  y  de  fácil  mantenimiento,que  se  comportó  como  cualquier  otrofluido  de perforación base aceite de alta calidad. 

 

 

 

7. BIBLIOGRAFIA  

• Schlumberger Well Service: 1978, Houston, Texas. Fundamentos de  la  Interpretación   de 

Perfiles.  

• WEC: 1997, Venezuela. Evaluación de Pozos.   

• Falla Villegas, EliasJhon: 2004 Lima, Perú. Interpretación de registro de pozos de petróleo.  

• OilfieldReview, Primavera 2002, Houston, Texas. Imágenes claras con lodos no conductivos.