evaluacion gases hidrocarburos

TM

Evaluacin e interpretacin de hidrocarburos

Elaborado por el departamento de capacitacin de DATALOG

David P. Hawker 1997 Datalog V.1 Traduccin al Espaol Junio 2002 El presente manual es para uso exclusivo de los participantes del curso de entrenamiento de Datalog Interpretacin y evaluacin de hidrocarburos (Hidrocarbon Evaluation and Interpretation). No se podr reproducir ninguna seccin del presente manual sin la autorizacin expresa de Datalog. Datalog, 3030 9th St SE, Calgary, Alberta, Canada T2G 3B9 Tel (403) 243-2220; Facsimile (403) 243-2872; Web-site http://datalog.ab.ca

DATALOG Evaluacin e interpretacin de hidrocarburos

3.3 Cromatografa de gases 3.3.1 Operacin cromatogrfica Los cromatgrafos de gas pueden funcionar sobre la base de cualquiera de los tipos de detectores ya descritos, pero tienen adems la capacidad de separar fsicamente componentes individuales de una mezcla de gas. En la actualidad se utilizan por lo general el FID o el TCD. Cuando se lograr establecer la concentracin exacta de hidrocarburos individuales como tambin de otros gases, es posible: -

Determinar el tipo de fluido presente en el yacimiento. Identificar los contactos de gas, petrleo y agua. Identificar los cambios en la densidad del petrleo o gas.

Es por ello que el cromatgrafo es una herramienta invaluable a la hora de perforar pozos exploratorios donde se sabe muy poco acerca de la geologa regional o las caractersticas del yacimiento. Una vez inyectada la muestra, se produce la separacin de los distintos componentes y gases individuales a medida que la muestra pasa por columnas que contienen un medio con distintas tasas de retencin para compuestos con variadas propiedades qumicas y fsicas. Seguidamente, estos componentes individuales son pasados a travs del detector donde se analizan y miden. Los picos de gas individuales se integran para determinar el rea situada por debajo de la curva resultante. Este valor se expresa luego como una concentracin absoluta que se compara con un valor calibrado (i.e. un rea dada corresponde a un volumen determinado de gas). El tipo de gas que se analice en el cromatgrafo depender de varios factores: -

El medio de separacin utilizado en las columnas. El gas que arrastra la muestra por las columnas. La presin y temperatura de las columnas. La longitud de las columnas y el tiempo de separacin permitido, i.e en

el caso de los alcanos, mientras ms tiempo se d para que cada muestra pase por las columnas, ms pesados pueden ser los alcanos que se separen.

DATALOG 1997 Evaluacin e interpretacin de hidrocarburos 1


Con todos los cromatgrafos es necesario separar y analizar las muestras antes de dejar entrar una nueva. Si bien esto permite medir ms hidrocarburos, la desventaja de un mayor tiempo de separacin estriba en que el muestreo es menos frecuente. Esta es una desventaja muy significativa en algunos casos: -

Cuando las velocidades de perforacin son altas Para detectar y analizar gas de fractura. Si se desea identificar con precisin los topes de la formacin o los contactos del

yacimiento. Para identificar capasvetas delgadas de formacin.

3.3.2 Cromatgrafo de conductividad trmica de alta velocidad Datalog utiliza un micro cromatgrafo de alta velocidad porttil que est a la vanguardia de la tecnologa (figura 3.13), y que permite analizar de C1 a C5 en menos de 30 segundos. Esta velocidad de elucin es inestimable para la deteccin exacta de las zonas de contacto en el yacimiento, topes de formacin, capas delgadas, vetas de carbn y fracturas, y es posible en parte porque el detector es pequeo y slo se requiere inyectar una pequea muestra. (figura 3.12).

13cm0 injector

column, 4-5.5m micro-tubing micro-detector

Figura 3.12 Componentes del cromatgrafo El cromatgrafo funciona de acuerdo con el principio de la conductividad trmica de manera que las columnas estndar supervisan de forma precisa gases no combustibles como nitrgeno y dixido de carbono sin que esto interfiera en la evaluacin del hidrocarburo. Esta es una gran ventaja con realacin a los cromatgrafos de combustin (CC o FID), especialmente en la perforacin bajo balance (donde se utiliza el Nitrgeno) o en las aplicaciones geotrmicas.



Las columnas y el tipo de gas de arrastre se seleccionan segn las exigencias particulares de la operacin. En el caso de la deteccin de hidrocarburos se utiliza normalmente helio ya que es ms seguro que el hidrgeno. Pero, en aplicaciones geotrmicas se recurre por ejemplo al argn como gas de arrastre y a columnas especficas para detectar helio y otros gases inertes.

Figura 3.13 El micro cromatgrafo de gas de alta velocidad porttil El cromatgrafo utilizado en aplicaciones normales contiene dos columnas independientes que analizan metano, etano, nitrgeno, oxgeno y dixido de carbono, y del propano hasta el pentano (figura 3.14). Entre las principales caractersticas del cromatgrafo tenemos:-

Un tiempo de inyeccin corto (por lo general de 30 50 milisegundos) suministra una pequea muestra que puede analizarse hasta el Pentano en menos de 30 segundos.

El software controla la temperatura de las columnas que es constante. La calibracin se realiza para cada compuesto individual que se detecta, por lo

que las concentraciones calculadas son absolutas. Funciona desde alguna partes por milln hasta 100%. La puesta en cero de la lnea de base se hace automticamente al inyectar cada

muestra.



3030

Columna B Columna A compuesto

nC5iC5nC4iC4

C3

C2

CO2

C1

O2+N2

Tiempo de elucin en segundos

20201010

Figura 3.14 Anlisis de la columna cromatogrfica

3.3.3 Cromatg Existe la creenci(TCD) es inferiotiene las limitacio La variacin

llevada por lainyecta una suministrandomanera que, c

Las respuesta

separan y ana La linealidad

FID. Lo que rpida ser la

DATALOG 19rafo TCD versus FID

a generalizada que la calidad del cromatgrafo de conductividad trmica r al de ionizacin de llama (FID). Sin embargo, el microcromatgrafo no nes asociadas con el detector de gas total de conductividad trmica.

en la respuesta con el flujo de aire no es un factor ya que la muestra de gas es s columnas por el helio a una presin o velocidad constante. Cada vez que se muestra, la respuesta debida al gas portador se mide automticamente as un cero en relacin con el cual se puede medir las respuestas del gas. De ualquier variacin en la lectura de base se anula.

s variables debido a diferentes gases no son un factor, ya que los gases se lizan individualmente.

que ofrecen los micro-detectores es comparable a la de los cromatgrafos importa aqu es el tamao de los detectores: mientras ms pequeos ms

repuesta y ms lineal la medicin.

97 Evaluacin e interpretacin de hidrocarburos 4


Uno de los problemas que tienen TODOS los tipos de cromatgrafos es la no linealidad y posibilidad de sobrecargar la columna debido a la viscosidad del gas y el tamao de la muestra. La viscosidad tiene un efecto evidente sobre la velocidad a la cual algunos gases fluyen dentro del inyector. Para un tiempo de inyeccin dado, si se duplica el volumen de gas es posible que no se duplique la medicin registrada ya que quiz no todo el gas tuvo tiempo suficiente para fluir dentro del inyector. Se puede reducir esta falta de linealidad al mnimo o a cero incluso alargando el tiempo de inyeccin y dndole al gas ms tiempo para fluir. Ahora bien, esto puede acarrear otro tipo de problema en el sentido que al aumentar el tiempo y permitir que ms gas entre en la columna, se agrava el riesgo de sobrecargarla o de alcanzar el lmite mximo del amplificador. La sobrecarga de la columna se produce cuando el volumen de gas es mayor que el que la columna puede retener, por lo que la respuesta no es direccionalmente proporcional a la concentracin del gas. Con el microcromatgrafo TCD es muy fcil para el operador detectar esta situacin ya que se pueden ver los cromatgramas de la muestra. Es posible ajustar la sensibilidad del amplificador o el tiempo de inyeccin de manera que se mantenga la medicin en todo el rango. Si la linealidad es comparable, la nica diferencia significativa entre el micromatgrafo TCD y FID es que el FID puede sin duda alguna detectar niveles de gas hasta partes por billn (ppb) y mantener la linealidad, mientras que con el TCD el lmite detectable es menor (entre 1 y 10 partes por milln (ppm)). Ahora bien, este nivel de precisin es ms que suficiente para la cromatografa de gas en el pozo. Otros aspecto operacional que debemos tener presente es el aire portador empleado. El cromatgrafo TCD utiliza helio que es inerte y puede suministrarse a una presin constante. El FID, en cambio, requiere aire como gas de arrastre as como suministro de hidrgeno para mantener una llama constante. Por lo general, el aire lo suministra el taladro y requiere filtrado y secado para que sea puro y seco. El hidrgeno proviene de generadores y no de bombonas comprimidas, que crean un problema de seguridad. Los generadores de hidrgeno exigen mucho mantenimiento para garantizar la seguridad y la produccin de una velocidad de suministro constante. Cualquier pequea variacin en la velocidad y la presin del suministro del hidrgeno provoca cambios en el tamao de la llama, lo que alterar la tasa de combustin del detector haciendo que la calibracin sea imprecisa.



3.4 Unidades de medida La tabla 3.2 muestra la conversin entre varias unidades generalmente utilizadas en la industria petrolera para las cantidades de gas.

Partes por milln (ppm) Porcentaje (%) Unidades de gas (Canada)

Unidades de gas (E.U.A)*

1 0,0001 10 0,001 0,1 0,2 50 0,005 0,5 1 100 0,01 1 2 1000 0,1 10 20 10.000 1,0 100 200 100.000 10,0 1000 2000 1.000.000 100,0 10,000 20,000

Tabla 3.2 Tabla de conversin de las unidades de gas.

* NB muchas empresas adoptan su propio sistema de conversin.



8.2 Anlisis de las relaciones de gas Quedan an los problemas inherentes a la cantidad y composicin de gas realmente detectado en la superficie y su relacin con el tipo de composicin del hidrocarburo que se encuentra en el yacimiento. El anlisis de los valores de gas absolutos mediante cromatografa ha demostrado ser de gran utilidad en el diagnstico de la calidad y composicin de zonas de produccin potenciales. Igualmente, en aplicaciones ms especializadas, tales como el geodireccionamiento de pozos y la identificacin de extensiones de inyeccin miscibles, el anlisis de los ndices de gas ha demostrado ser una alternativa precisa y ms econmica para las herramientas de registro durante la perforacin o MWD (por sus siglas en ingls, Measuring While Drilling). No hay duda de que los cambios en la composicin son evidentes desde una perspectiva visual mediante las curvas de gas cromatogrficas normales, pero el anlisis de las relaciones de los cambios en la composicin representa una herramienta de interpretacin adicional muy provechosa ya que al determinar las manifestaciones de gas proporciona una informacin ms exacta, la cual posiblemente no sea apreciable de inmediato a travs del registro del lodo. Dado que existen numerosos factores que influyen en la cantidad de gas que finalmente se detecta en la superficie, la verdadera magnitud de una manifestacin de gas tiene poca importancia a los efectos de predecir el potencial de productividad de un yacimiento. Antes bien, es la comparacin de la manifestacin de gas con el nivel precedente de gas de fondo y el anlisis y la comparacin de los compuestos de hidrocarburos individuales lo que permite evaluar la composicin y el potencial de productividad de un yacimiento. No obstante no se debe emplear un nico parmetro como evidencia de diagnstico concluyente. Siempre que sea posible, se debe utilizar la evidencia de las relaciones conjuntamente con otras evidencias en tiempo real como son los parmetros de perforacin, el anlisis de los ripios, las muestras de fluorescencia, etc., y posteriormente, la evidencia proporcionada por los trabajos de guaya a fin de obtener une evaluacin completa de las zonas con potencial. 8.3 Grficos de las relaciones de gases utilizando los valores cromatogrficos del

metano hasta el pentano Conocido mayormente en la industria como trazado de relaciones Pixler (en honor de B.O. Pixler), este anlisis proporciona la siguiente informacin:

Tipo de fluido petrolfero, ya sea gas, crudo o condensado. Gravedad del crudo y humedad del gas. Potencial de produccin del yacimiento. Permeabilidad del yacimiento. Presencia de agua en la formacin.

El grfico de relaciones compara la cantidad de cada compuesto hidrocarburo (etano, propano, butanos y pentanos) con la cantidad de metano presente en la muestra de gas que se analiza. La relacin de metano con respecto a otros hidrocarburos ms pesados ha demostrado ser un indicio razonable del potencial de produccin de gas, crudo o agua, aunque no hay duda alguna de que la calibracin regional comparada con la produccin o con los resultados de las pruebas mejora su confiabilidad.



Idealmente, se puede seguir utilizando una corriente para obtener la muestra de gas y as poder separar y analizar todos los hidrocarburos presentes (con seguridad C1 a C5) en una determinada muestra de lodo. Si se utiliza una muestra de gas de tubera somera, es necesario recordar que las trampas de gas no son 100% eficientes en la remocin de todo el gas proveniente del lodo y que la muestra se diluye despus con el aire. Sin embargo, esta limitacin obviamente est presente a lo largo de todo el muestreo continuo de manera que el error es reducido o eliminado al comparar los valores de gas relativos desde la manifestacin de gas hasta el nivel de fondo. Ser este cambio relativo el que proporcionar la informacin sobre el potencial de produccin. Donde puede haber cierto margen de error es cuando se utilizan lodos de mayor viscosidad, lo cual reduce la cantidad de hidrocarburos ms pesados que son liberados por la trampa desde el lodo. Esta retencin preferencial de gas por parte del lodo no sera tan notoria con los hidrocarburos ms livianos, de modo que la relacin de hidrocarburos livianos con respecto a los pesados sera errnea. El steam still por lo tanto eliminar el error producido por los lodos de mayor viscosidad, pero an hay que reconocer que ste tambin solamente est midiendo el gas presente en la muestra real de lodo. En las secciones 5 y 6 se demostr que esto no brinda una medicin del contenido total de gas debido a la enorme prdida de gas hacia la atmsfera que ocurre cuando el lodo llega a la superficie y al gas retenido por los ripios. En general se acepta que los cambios relativos en los valores de gas de zanja suministran informacin precisa sin el uso adicional del steam still. 8.3.1 Uso del grfico de relaciones De una serie de pozos probados o en produccin, se compar el petrleo que se estaba produciendo realmente con los datos de los gases registrados y se determin la relacin del metano con respecto a otros hidrocarburos pesados. Partiendo de estas relaciones, se determinaron probables lmites para las zonas productoras de crudo y gas y las zonas no productoras. (Figura 8.4). Las relaciones provenientes de la informacin del gas retardado pueden ser trazadas en este grfico para obtener una prediccin inmediata del fluido del yacimiento y de su potencial de produccin. La ubicacin de la curva determinar el probable producto de petrleo; igualmente se ha demostrado que con este trazado grfico se puede sealar las zonas acuferas y la permeabilidad. La evidente ventaja de dicha informacin es que permite disponer de una valoracin de la zona de inters tan slo un tiempo de retardo despus de que sta ha sido penetrada, es decir, el tiempo que le toma al gas subir por el espacio anular hasta la cromatografa de gases.



100

1000

10

1 CRUDO RESIDUAL NO PRODUCTIVO

CRUDO PRODUCTIVO

GAS PRODUCTIVO

GAS NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

Figura 8.4 Grfico de la relacin de gases Aunque las zonas en el grfico han demostrado que, en general, brindan predicciones bastante exactas, los valores de relacin que definen a las zonas no deben ser tomados como absolutamente precisos para cada pozo o cada yacimiento. Si tambin se dispone de los datos de produccin, se puede determinar estos valores regionalmente. Mientras mejor sea la calibracin, ms efectiva ser la relacin Pixler en la evaluacin del yacimiento. De las zonas representadas en la Figura 8.4, la relacin C1/C2 es la relacin fundamental para determinar la composicin del petrleo de la zona, sea crudo o gas, o indicar si sta no es productiva. Relacin C1/C2 Tipo de fluido y gravedad < 2 gravedad muy baja, alta densidad, alta viscosidad, crudo residual no

productivo 2 4 crudo de baja gravedad, API 10 15 4 8 crudo de gravedad media, API 15 35 8 15 crudo de alta gravedad, API > 35



10 20 condensado de gas 15 65 gas > 65 gas ligero, principalmente metano, no productivo debido a la baja

permeabilidad La pendiente de la lnea producida por las relaciones restantes de hidrocarburos es un indicio de si la zona producir hidrocarburos o hidrocarburos y agua, y tambin puede dar una idea de la permeabilidad de la formacin.

Una pendiente completamente positiva indica hidrocarburos productivos.

Una pendiente negativa o un intervalo negativo indica una zona acufera.

Un gradiente similar a las lneas de la zona indica buena permeabilidad.

Una pendiente ms pronunciada pendiente (ms grande que las lneas de la zona) indica una reducida permeabilidad; una pendiente muy pronunciada puede indicar formaciones apretadas.

Si la relacin C1/C2 es baja en la seccin del crudo y la relacin C1/C4 es alta

en la seccin el gas, la zona probablemente es no productiva. 8.3.2 Prediccin y evaluacin de zonas de aceite productivas

5

4

3

2

1

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

NO PRODUCTIVO

ACEITE

GAS

Figura 8.5 Ejemplos de relaciones de gas para probables zonas de aceite.



Con una relacin de C1/C2 entre 3 y 4, los trazados 1 y 2 indican un crudo de baja gravedad.

El trazado 1 indica crudo productivo y buena permeabilidad como se observa gracias a

la pendiente positiva y poco profunda de la curva. El trazado 2 indica una formacin acufera, sealada por la pendiente negativa entre la

relacin de C1/C3 y la relacin de C1/C4. Por lo tanto, esta zona puede ser hmeda y no productiva o puede producir crudo y agua.

Con una relacin de C1/C2 entre 7 y 8, los trazados 3 y 4 indican un crudo de

gravedad media. El trazado 3 muestra un crudo productivo con indicio de una muy buena permeabilidad

sealado por la pendiente de la curva que es muy similar a la lnea de la zona. Sin embargo, el trazado 4 tiene una pendiente muy marcada, lo cual es indicio de que

la formacin puede ser demasiado apretada para ser comercialmente productiva. El trazado 5, con una relacin de C1/C2 inferior a 2 es no productiva. Puede tratarse

de crudo residual o crudo muy viscoso con corte de agua segn lo demuestra la pendiente negativa entre la relacin de C1/C3 y la relacin de C1/C4.

8.3.3 Prediccin y evaluacin de zonas productoras de gas La Figura 8.6 muestra 4 trazados de relaciones de gas para potenciales zonas gasferas. El trazado 1 muestra claramente el predominio del metano (lo que sera evidente en el

registro del lodo) que produce una relacin muy alta de C1/C2. Probablemente la zona es no productiva. La pendiente pronunciada respalda esta prediccin al mostrar que la formacin es apretada.

El trazado 2 muestra una zona gasfera productiva con muy buena permeabilidad, la cual es

indicada por la pendiente positiva constante en un gradiente similar a la lnea de la zona El trazado 3 tambin muestra gas y buena permeabilidad, como lo indica la pendiente de la

curva. Sin embargo, es muy probable que esta zona sea hmeda segn lo indica la pendiente negativa entre la relacin de C1/C3 y la relacin de C1/C4.

El trazado 4 muestra gas pero la pendiente muy pronunciada sugiere que probablemente la

formacin es demasiado apretada para ser productiva comercialmente. Es posible que se requiera de un mayor grado de interpretacin para predecir los yacimientos de condensados de gas ya que es obvio que existe una superposicin con las predicciones realizadas mediante la relacin de C1/C2. Se supone que existe gas si la relacin de C1/C2 es superior a 15 y que hay crudo si la relacin de C1/C2 es inferior a 15. Sin embargo, se sugiere la presencia de condensado de gas si la relacin de C1/C2 oscila entre 10 y 20. Por lo tanto, si la relacin de C1/C2 arroja un valor de relacin de 17, la zona puede contener gas o condensado de gas.



4

3

2

1

NO PRODUCTIVO

1000

100

10

C1/C2 C1/C3 C1/C4

NO PRODUCTIVO

CRUDO

GAS

Figura 8.6 Ejemplo de trazados grficos para gas 8.3.4 Prediccin de zonas de condensado La Figura 8.7 ilustra cmo el trazado grfico puede sealar la presencia de condensado de gas; no obstante, comnmente se requiere compararlo con otros datos y con los resultados de las pruebas para determinar y diferenciar de manera definitiva las zonas gasferas y petrolferas que pueden producir un trazado de relaciones muy similar. Hay menos confusin entre la prediccin del condensado de gas y la prediccin de gas dado que las zonas gasferas generalmente producen una relacin de C1/C2 mayor y ms definitiva. Es ms probable que haya confusin o duda entre las predicciones del condensado de gas y del crudo ligero puesto que la relacin de C1/C2 puede ser muy similar y la pendiente del resto del trazado de relaciones puede indicar la presencia de gas en el caso del condensado o una formacin apretada en el caso del crudo.



4

3

2

1

NO PRODUCTIVO

1000

100

10

1

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

NO PRODUCTIVO

CRUDO

GAS

Figura 8.7 Ejemplo de trazados de relaciones para condensado de gas Los trazados 1 y 2 siguen una curva similar hasta la lnea superior de la zona gasfera. Sin

embargo, el bajo valor de la relacin de C1/C2, 13 15, puede sugerir que existe una mayor proporcin de hidrocarburos lquidos, lo cual constituye un buen indicio de condensado de gas..

Los trazados 3 y 4, con una relacin de C1/C2 de 11 13, quedan comprendidos en la

categora de crudo o de gas y, con esta sola evidencia, resulta difcil especificar su verdadera naturaleza.

El trazado 3, considerando la pendiente positiva y poco profunda de la curva, muestra

Buena permeabilidad y potencial de produccin. El trazado 4 pareciera ser hmedo en vista de la pendiente negativa que se observa entre las

relaciones de C1/C3 y C1/C4.



8.3.5 Comparacin con los ripios perforados Una vez ms, hay que hacer hincapi en que el trazado grfico de las relaciones, al igual que cualquier otro parmetro o clculo de registro, es tan slo una trozo de informacin. Siempre el personal de registro utilizar cada elemento de evidencia del cual disponga antes de hacer una evaluacin fundamentada. Ms importante an, no debe olvidarse la ms bsica de las evidencias que es la que proporcionan los ripios perforados.

Si el trazado de relaciones indica baja permeabilidad, entonces la cantidad de gas en los ripios puede ser empleada para confirmar o refutar esta prediccin.

Si el trazado de relaciones predice crudo de una gravedad en particular o si hay dudas acerca de si el trazado indica condensado o crudo ligero, entonces hay que examinar los ripios en busca de seales del lquido. El color natural y el color de la fluorescencia bajo luz ultravioleta brindarn una idea acerca del producto de petrleo presente (ver Tabla 8.1).

Por ejemplo, si la relacin de C1/C2 fuera 13, indicando un crudo de alta gravedad o un condensado, una fluorescencia violeta sera indicio de condensado en tanto que una fluorescencia blanco azulosa indicara crudo. Sin embargo, si una muestra no presenta fluorescencia visible, ello podra indicar una zona gasfera o un fluido condensado que muestra fluorescencia en la gama ultravioleta del espectro.

Relacin C1/C2

Gravedad API

Tipo de fluido Color natural

Color de la fluorescencia

2 4 10 15 Crudo de baja

gravedad Marrn oscuro a negro

Marrn rojizo a naranja

4 8 15 35 Crudo de

gravedad media Marrn claro a medio

Crema a amarillo, oro, verde

8 15 > 35 Crudo de alta

gravedad Claro Blanco azuloso,

azul

10 20 > 45 Condensado de

gas Gasolina Violeta / ninguno

Tabla 8.1 Gua de colores y fluorescencias de lquidos del petrleo En resumen, el grfico de las relaciones de gas ha demostrado proporcionar predicciones vlidas del tipo de petrleo, gravedad del crudo, potencial de produccin, permeabilidad y contenido de agua, especialmente cuando es posible la calibracin regional.



En efecto, sta es una forma de normalizacin del gas ya que solamente se utiliza la diferencia de la manifestacin de gas por encima del nivel del fondo, de manera que las influencias externas son minimizadas. A pesar de todo ello, el trazado grfico presenta algunos pequeos inconvenientes:

El nmero de trazados que puede obtenerse por cada zona potencial es limitado. Los trazados son fuera de lnea, aparte del registro de lodo, de modo que la

informacin no es evidente de inmediato. La Figura 8.8 muestra un resumen del uso del grfico.

Condensado de gas Gas hmedo

Gas seco

Baja gravedad

Alta gravedad

Gas no productivo Metano geopresurizado

1000

100

10

1

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

Crudo pesado, viscoso no productivoCrudo residual, breas, ceras

Crudo productivo Densidad en aumento

Gas productivo Humedad en aumento

Figura 8.8 Resumen del uso del trazado de relaciones Se pueden hacer otros anlisis de relaciones, nuevamente comparando las cantidades relativas de gases de hidrocarburo detectados en la superficie, con el fin de determinar la naturaleza o el carcter del fluido del yacimiento en el sitio.



8.4 Anlisis de las relaciones de Humedad, Balance y Carcter Al comparar la proporcin de gas ligero con la de gas pesado registrado en la superficie, estas relaciones desarrolladas por Exlog, pueden utilizarse para determinar el tipo de fluido (si es gas seco o hmedo, si es crudo seco ligero o pesado) presente en el yacimiento.. Una ventaja de la utilizacin de estas relaciones es que pueden ser calculadas de inmediato, a medida que avanza la perforacin y se penetra en el yacimiento, pudiendo ser representadas grficamente en papel o en grficos en pantalla en tiempo real. Esto permite una evaluacin inmediata y permite que sean identificadas diferentes zonas y contactos al tiempo que se perfora el yacimiento. Asimismo, las relaciones pueden ser trazadas grficamente tomando como base el registro de lodo de profundidad. Las tendencias son fciles de entender y proporcional los anlisis de pozo final y futuros de las curvas al lado de cualquier otro parmetro del registro de lodo o del trabajo de guaya. Permitiendo evaluar sin mayor esfuerzo el carcter general de un yacimiento. 8.4.1 Relacin de humedad (Wh) Esta relacin muestra un creciente aumento a medida que se incrementa la densidad del gas y del crudo, es decir, a medida que la cantidad de gas pesado aumenta en proporcin a los gases livianos.

10054321

5432

++++

+++=CCCCC

CCCCWh

Sencillamente, a medida que la relacin aumenta, se va indicando el gas seco (principalmente metano) hasta el gas hmedo (mayor concentracin de gases pesados), aumentando an ms desde crudo de densidad ligera, pasando a densidad medio y alta (con gravedad API alta a baja) hasta llegar finalmente al depsito de crudo residual.



Wh Tipo de fluido

< 0.5 gas seco no productivo, no asociado metano geopresurizado

0.5 17.5 gas, aumentando en humedad a medida que aumenta Wh

17.5 40 crudo, aumentando en densidad (disminuyendo en gravedad) a medida que aumenta Wh

> 40 crudo residual

crudo no productivo, de gravedad muy baja Estas predicciones, basadas en la relacin de humedad, aparecen reflejadas en la Figura 8.9.

1 10 100

Densidad en aumento

Densidad o humedad en aumento

GAS SECO NO PRODUCTIVO

POTENCIAL PRODUCTION DE GAS

POTENCIAL PRODUCCION DE CRUDO

DATAFigura 8.9 Fluido del yacimiento en base a la relacin de humedad

CRUDO RESIDUAL NO PRODUCTIVO

LOG 1997 Evaluacin e interpretacin de hidrocarburos 17


8.4.2 Relacin de Balance La Relacin de balance (Bh) es una comparacin directa de hidrocarburos livianos y pesados y, para fines interpretativos, se le emplea conjuntamente con la relacin de humedad.

54321CCC

CCBh +++=

GAS NO PRODUCTIVO

GAS POSIBLEMENTE PRODUCTIVO

GAS PRODUCTIVO

GAS, CONDENSADO o CRUDO

CRUDO PRODUCTIVO

Wh Bh

Humedad en aumento

Gravedad decreciente

0.1 0.5 1.0 10 17.5 40 100

F

DATALOG CRUDO / AGUA NO PRODUCTIVO

igura 8.10 Fluido del yacimiento utilizando las relaciones de humedad y equilibrio

1997 Evaluacin e interpretacin de hidrocarburos 18


Bh reacciona en sentido inverso a Wh, de manera que disminuye cuando la densidad del fluido aumenta. Esto significa que la relacin de equilibrio decrece a medida que aumenta la humedad del gas, disminuyendo an ms cuando pasa a la fase del crudo. Se le emplea para determinar o confirmar el potencial de produccin de gas. Por ejemplo, el valor del metano geopresurizado ser muy alto y descender rpidamente en cuanto haya aunque sea una pequea cantidad de hidrocarburo pesado. 8.4.3 Uso de Bh con Wh La Figura 8.10 muestra una representacin tpica de las dos relaciones y de cmo ambas reaccionan de manera inversa entre s. Se puede considerar que este grfico est basado en la profundidad, as que es evidente como estas curvas de relaciones pueden ser ventajosas a la hora de determinar la naturaleza del fluido del yacimiento y como contacta con una seccin vertical de litologa. La Tabla 8.2 muestra exactamente la forma en que se utilizan numricamente las dos relaciones para determinar estas zonas. Relacin de Balance

Relacin de Humedad

Fluido del yacimiento y potencial de produccin

> 100 Gas seco, muy ligero

Comnmente no asociado y no productivo como el caso de metano geopresurizado

< 100 < 0.5 Posible produccin de gas seco y ligero

Wh < Bh < 100 0.5 17.5 Gas productivo, aumentando en humedad a medida que las curves convergen

< Wh 0.5 17.5 Gas o condensado muy hmedo y productivo o crudo de alta gravedad con GOR alta

< Wh 17.5 40 Crudo productivo con gravedad decreciente a medida que las curves divergen

40 Crudo residual de gravedad muy baja, no productivo, comnmente contiene agua

Tabla 8.2 Predicciones de fluido y produccin a partir de las relaciones de

humedad y equilibrio Tanto en el grfico como en la tabla puede apreciarse claramente que cuando las dos curvas se juntan cerca del punto de interseccin, resulta muy difcil determinar la naturaleza exacta del fluido.



Dicho de otra manera: Cuando Wh indica gas pero Bh es apenas un poco mayor que Wh, el yacimiento podra

contener gas muy hmedo o condensado. Cuando Wh indica gas pero Bh es menor que Wh, el yacimiento podra contener gas

muy hmedo o condensado o crudo muy ligero con una alta relacin gas-crudo (GOR). Aun despus del punto de interseccin, cuando Wh ya indica crudo, si las dos lneas

todava estn cerca, resulta difcil predecir si se tiene un fluido condensado o un crudo muy ligero con una GOR muy alta.

Ante esta situacin se puede recurrir a una tercera relacin conocida como Relacin de Carcter (Ch) para ayudar en la evaluacin. 8.4.4 Relacin de carcter

354

CCCCh +=

Omitiendo los compuestos hidrocarburos ms livianos (metano y etano) y comparando solo los compuestos ms pesados, se puede confirmar la presencia de un fluido de hidrocarburo denso lo cual debe ayudar a diferenciar un gas muy hmedo de un crudo con gravedad muy alta. La importancia de comparar estos tres compuestos radica en que C3 puede aparecer como cantidades de traza en un yacimiento de gas, pero ser un componente importante del gas hmedo o del crudo de baja gravedad. Por otra parte, es posible que C4 y C5 no aparezcan en una zona gasfera, pero si estarn presentes en cierta medida en gases densos o ms hmedos y mucho ms en crudos livianos.

Si Ch < 0.5 Se confirma la presencia de una fase de gas productivo, bien sea gas hmedo o condensado de gas.

Si Ch > 0.5, Se confirma la presencia de una fase lquida productiva, de manera que el gas indicado por la relacin de humedad est asociado al crudo ligero.



Relacin de Carcter

Relacin de Humedad Relacin de Balance

Gas seco

Aceite Residual +/o Agua

Decrece la Gravedad

Aceite de alta gravedad con alto GOR

Gas o Condensado

Increamento de la Humedad

0 3 1 10 17.5 40 100

Figura 8.11 Anlisis de yacimiento utilizando las relaciones de

humedad, equilibrio y carcter En la prctica con frecuencia la evaluacin de las curves de relacin se fundamenta inicialmente en las curves de balance y humedad y donde stas se entrecruzan se considera como el contacto del gas con el crudo. Esta premisa bsica no tiene nada de malo, pero podra resultar errada si la interseccin ocurre cuando Wh an es inferior a 17,5 indicando gas. Aqu es cuando el uso de la relacin de carcter puede ser empleada para lograr una mayor precisin, tal como se observa en la Figura 8.11.



1

10

100

3000 3025 3050 3075 3100 3125 3150 3175 3200 3225 32500

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Very Light Dry Gas

Light Gas

Wet Condensate/Light OilGas

High Gravity Oil

ResidualOil

Bh

Ch

Wh

DEPTH (m)

Figura 8.12 Determinacin del fluido del yacimiento mediante un trazado vertical de relaciones de gas.

La Figura 8.12 muestra un ejemplo real de cmo las relaciones pueden ser graficadas y utilizadas para determinar el fluido del yacimiento a travs de una seccin vertical. Naturalmente, como ya se dijo repetidas veces, estas relaciones proporcionan tan solo un trozo ms de informacin a partir de la cual se hacen predicciones fundamentadas. Nunca se les debe tomar como incuestionables, antes bien, hay que considerarlas junto con toda otra informacin disponible. Las situaciones en las relaciones de gas normales han resultado ser menos eficaces ocurren cuando la escala de hidrocarburos livianos a pesados no se encuentra presente. Los fluidos de yacimiento caractersticos que han conducido a esta situacin son los siguientes: Los fluidos condensados cuando, en la superficie, los componentes ms pesados de C3 y C4

estn presentes en cantidades proporcionalmente mayores que las de los componentes ms livianos.



Crudos muy viscosos que, una vez ms, arrojan grandes proporciones de hidrocarburos ms

pesados. Otra situacin que limita la eficacia de los anlisis de relaciones es la que se plantea cuando el gas que se est produciendo de la formacin tambin es liberado. La razn de ello es que, en este caso, el gas que se est midiendo no se relaciona en forma pura con el fluido y el volumen de gas liberado crea un determinado volumen de formacin. Las relaciones resultan distorsionadas ya que est entrando gas de ms (comnmente una mayor proporcin de hidrocarburos ms livianos) en el lodo de perforacin a causa del influjo. De manera similar a las relaciones Pixler, la calibracin regional de los valores de relaciones o lmites, pueden ser determinados si se dispone de informacin sobre la produccin o de las pruebas. En el caso del rea ambigua antes descrita, el gelogo de registro tambin debe tomar en cuenta las relaciones Pixler, los ripios, los indicadores de porosidad y el tipo de fluorescencia. En conjunto toda esta informacin puede proporcionar informacin muy valiosa a partir de la cual se puede determinar sobre una base razonable los contactos del yacimiento y su potencial de produccin. No solamente se obtiene informacin esencial que permite que las zonas que han de ser probadas puedan ser localizadas con precisin y confirmadas con el trabajo de guaya, sino que en muchos casos, ha hecho resaltar zonas que posteriormente no han sido detectadas por el trabajo de guaya.



8.5 Indicador de petrleo El indicador de petrleo compara el contenido de metano del gas retornado con el contenido de hidrocarburo pesado.

1543

CCCCO ++=

En este sentido es muy parecido a la relacin de balance (omitiendo el C2) y la tendencia resultante refleja el cambio de densidad del fluido de hidrocarburo. El indicador de petrleo oscilar entre 0 y 1, pero graficado a la inversa facilita el trabajo con los nmeros los cuales siguen una tendencia similar a la relacin de equilibrio. El Indicador inverso de petrleo fluctuar entre 0 y 100, aumentando a medida que disminuye la densidad del fluido (figura 8.13).

5431

CCCCI ++=

Indicador de petrleo Evaluacin Indicador inverso de petrleo

0.01 0.07 gas seco, agua cargada con gas 100 14.3

0.07 0.10 condensado, crudo liviano 14.3 10 con alta GOR

0.10 0.40 crudo (subsaturado) 10 2.5

0.40 1.0 petrleo residual 2.5 1

Petrleo residual

Petrleo

Condensado, o crudo liviano/alta GOR

Gas seco

1 10 100

Figura 8.13 Utilizacin del indicador de petrleo inverso



EVALUACION E INTERPRETACION DE LOS HIDROCARBUROS

Seccin 9 ANALISIS DE LA FLUORESCENCIA La fluorescencia cuantitativa (QFTTM TEXACO) fue creada con el fin de poner trmino a la subjetividad que caracterizaba a las tcnicas de fluorescencia convencionales que se venan utilizando, de manera casi inalterable, desde el inicio de los anlisis en el lugar del pozo y los registros de lodo. Usualmente, el color y la intensidad de la fluorescencia de los hidrocarburos se evalan exponiendo los ripios a la luz ultravioleta; esto excita las molculas de los hidrocarburos y provoca una emisin de fluorescencia fcilmente observable a simple vista Mediante esta prueba y el uso de solventes se puede obtener informacin inestimable en cuanto al tipo de fluido, densidad del crudo, probabilidad de presencia de agua, permeabilidad y movilidad del petrleo. En el pasado, esta informacin ha resultado til para identificar y evaluar formaciones con hidrocarburos y para cotejar con datos obtenidos por otros medios como el anlisis de la relacin de gas descrito previamente. Ahora bien, debemos admitir que estos resultados son claramente subjetivos, no slo en lo relativo a la solidez y exactitud de las pruebas sino tambin en cuanto a las deficiencias que pueda tener el gelogo para percibir los colores. Se ha podido determinar asimismo que slo una muy pequea proporcin de las emisiones provocadas por la exposicin a la luz ultravioleta puede en realidad ser observada a simple vista. En efecto, muchas emisiones caen en el intervalo ultravioleta del espectro por lo que pasan desapercibidas para las tcnicas convencionales, lo que no hace sino corroborar la subjetividad de las pruebas. Con la QFTTM es posible medir de manera precisa la fluorescencia y la relacin existente entre su intensidad y la cantidad de petrleo presente en los ripios perforados. No slo permite realizar una evaluacin ms exacta y definitiva de la intensidad de la fluorescencia, y por ende del contenido de crudo que puede colocarse en la base de datos y cotejarse con otros parmetros, sino que puede identificar zonas petrolferas indetectables por la fluorescencia convencional. Esto no significa en absoluto que no debamos seguir considerando la fluorescencia ultravioleta como una valiosa herramienta de evaluacin en el pozo: sigue siendo una de esas herramientas. Antes de examinar la QFTTM vamos a analizar en detalle las tcnicas convencionales de fluorescencia y anlisis de ripios.



9.1 La fluorescencia convencional como proceso de evaluacin del pozo. Vimos anteriormente la manera como el anlisis de gas total y la cromatografa nos daban indicaciones inmediatas acerca de la presencia de hidrocarburos y como anlisis ms detallados de diversas relaciones de gas pueden utilizarse a fin de predecir de forma ms precisa el tipo de fluido presente y el potencial de productividad. En las tcnicas convencionales de registro de lodo en el pozo, esta informacin y la del anlisis de la fluorescencia sirven para confirmar el tipo de hidrocarburo y la presencia de agua, y el anlisis de ripios para establecer manchas de petrleo y grado de porosidad, de esta manera se obtiene una imagen global del yacimiento que se est evaluando. La presencia de fluorescencia indica que hay hidrocarburos pero no necesariamente que se puedan explotar comercialmente, ya que tambin el petrleo y el gas residuales, o las formaciones con petrleo en agua producen fluorescencia. 9.1.1 Preparacin de la muestra Es necesario lavar los ripios y verlos de inmediato ya que los componentes voltiles se perdern si la muestra se queda esperando; la fluorescencia es lo primero que debe analizarse en una muestra nueva. Las bandejas de muestras deben estar limpias y sin contaminantes. Incluso algunos

papeles utilizados para secar tienen fluorescencia, lo que dificulta an ms la tarea del gelogo.

Se retirar de los ripios todo el fluido de perforacin que todava envuelva los granos.

Si se est utilizando lodo a base de aceite, se recogern regularmente muestras del fluido de base, ya sea aceite o diesel, junto con la muestra del lodo a fin de comparar su fluorescencia de fondo con la que emana de la muestra. Por lo general, el diesel y otros productos de base muestran, cuando la tienen, una fluorescencia marrn opaca; el aceite, en cambio, es obviamente muy soluble con los hidrocarburos provenientes de la formacin. El petrleo se mantendr disuelto en el fluido de perforacin a diferencia de los gases que se liberarn de inmediato o posteriormente. Este componente adicional agregar fluorescencia a la del fluido de perforacin durante todo el trabajo en el pozo, e incluso se trasladar hacia otros pozos en caso de que se vuelva a utilizar el mismo lodo. Es por ello que la fluorescencia de fondo del lodo puede cambiar lo que hace imperioso ver muestras normales a fin de identificar nuevos manifestaciones. Rpidamente, examine la muestra bajo el microscopio para buscar indicaciones de manchas de petrleo, depsitos residuales o incluso burbujas de gas. Cualquier ripio que contenga manchas claras de petrleo debe separarse y verse bajo el fluoroscopio UV.

El petrleo vivo suele caracterizarse por un brillo marrn grasoso; el petrleo voltil echar humo y oler cuando se le aproxime a la llama y sta se tornar normalmente azul.



La cantidad de manchas de petrleo debe caracterizarse en trminos de

ninguna, pocas, normal, abundante etc. y se describir la forma de ocurrencia como moteado, por zonas, uniforme; tambin se analizar el color y otras caractersticas de la fluorescencia.

El petrleo muerto o residual suele caracterizarse por un residuo oscuro o

asfltico negro.

Se tomar nota asimismo de la presencia de hidrocarburos slidos como alquitrn y parafinas. Estos depsitos bituminosos, reconocidos por su apariencia negra y a menudo opaca, su ocurrencia en ndulos o puntos, su apariencia quebradiza pero de textura plstica, pueden indicar presencia de depsitos de petrleo residual o de una roca productiva potencial. Cualquiera sea el caso su presencia es importante y debe anotarse.

Seguidamente, observe los ripios bajo luz ultravioleta para determinar la presencia de material fluorescente. Adems de los hidrocarburos, hay otros contaminantes o minerales que producen fluorescencia. Es por ello que el gelogo debe estar muy atento para identificar slo la fluorescencia relevante y separar los ripios que merecen un anlisis ms minucioso. Debera ser fcil identificar la fluorescencia de los minerales analizando los ripios bajo el microscpio, pero si se comete un error los minerales no darn corte de solvente.

Minerales Los carbonatos como la dolomita, caliza, y la marga muestran por lo general una fluorescencia entre amarilla y marrn.

La anhidrita o el yeso tienen una fluorescencia gris azulada.

Contaminantes grasa de tubera (dorado, blanco azulado, dependiendo de la composicin)

diesel o base aceite aditivos de lodo algunos cauchos y plsticos Una vez que haya identificado los ripios con hidrocarburos, seprelos y colquelos en platos especiales para un examen ms minucioso y pruebas bajo luz ultravioleta.

Durante esta separacin no debe tocar los ripios con las manos para evitar la contaminacin.

Antes de realizar las pruebas con solventes es preferible secar los ripios ya que

el agua evita que el solvente penetre de manera efectiva la litologa. Si la muestra se prueba hmeda, se puede utilizar alcohol con el solvente para que retire el agua y el solvente pueda entonces trabajar.



9.1.2 Color de la fluorescencia y brillo Lo ms importante que se debe destacar en la fluorescencia es el color y el brillo adems de la cantidad y la distribucin. El color permite analizar la gravedad del crudo mientras que la reduccin u opacamiento del brillo puede ser una indicacin de presencia de agua. Una fluorescencia menos brillante u opaca puede ser evidencia de una formacin acufera. Si, por ejemplo, se ha observado una fluorescencia brillante azulosa en la seccin del yacimiento que luego se torna muy mate, es probable que el pozo haya pasado por el contacto petrleo/agua. A travs del color de la fluorescencia es posible analizar la gravedad del crudo.

Mientras menor es la gravedad API (mayor densidad), ms oscura y menos intensa ser la fluorescencia.

Es posible que petrleos y condensados de alta gravedad no provoquen

fluorescencia alguna en el espectro visible, de ah que la QFTTM pueda resultar sumamente beneficiosa.

Fluorescencia caracterstica (figura 9.1): - Petrleo Fluorescencia brillante, colores que varan en funcin de la gravedad API Muy baja gravedad marrn rojizo, baja intensidad, por lo general no visible Baja gravedad API marrn rojizo a marrn naranja, no siempre visible Gravedad media API dorado, amarillo a crema, verde Gravedad alta API blanco azuloso, algunas veces azul pero siempre visible Condensado Fluorescencia brillante (cuando est visible), a menudo manchada, violeta

Pequeo corte de solvente que indica la presencia de hidrocarburos lquidos. API 10 15 35 45 50 Color Gravedad baja media alta condensado Figura 9.1 Fluorescencia versus gravedad del fluido



9.1.3 Distribucin de la fluorescencia Es necesario estimar el porcentaje de fluorescencia observado tanto en toda la muestra como en la roca de yacimiento sola y analizar el tipo de distribucin. En primer lugar, la distribucin debe describirse en trminos de escasa, normal o abundante y luego calificarse con adjetivos como pareja o total , uniforme, irregular, punteada (caracterstico de la grasa de tubera) etc. El gelogo debe tratar de estimar el porcentaje de ripios que fluoresce en la muestra completa pero tambin el porcentaje de ripios del propio yacimiento que muestra fluorescencia. Esta es una distincin capital, en especial cuando se penetra una zona por primera vez. No tiene ningn sentido y resulta engaoso decir que la muestra tiene 10% de fluorescencia si slo 20% de la muestra est formada de roca de yacimiento. En el caso que nos ocupa, 50% de la roca de yacimiento tiene fluorescencia, esta informacin es mucho ms emocionante que el esculido 10% mencionado 9.1.4 Corte de solvente Solventes, como el I-I-I ID Orange sirven para obtener informacin acerca de la movilidad y permeabilidad del fluido. La prueba es muy sencilla, consiste en agregar algunas gotas de solvente directamente sobre el ripio aislado mientras se observa la muestra bajo el fluoroscopio UV. El solvente lixivia de manera efectiva el ripio colocando el petrleo en solucin y retirndolo del ripio. Esto puede ayudar a establecer mejor el color de la fluorescencia sin obstruccin o interferencia por parte del ripio. La velocidad y carcter del corte refleja la solubilidad del crudo, la permeabilidad y la movilidad general del fluido. Velocidad del corte Una regla prctica indica que mientras ms rpido es el corte ms liviano es el crudo ya que se le coloca en solucin y se le retira ms fcilmente: es evidente que un crudo denso y viscoso se movera ms lentamente.

Corte instantneo Crudos de alta gravedad Corte lento Crudos de baja gravedad

La permeabilidad tambin incide mucho en la velocidad del corte: a menor permeabilidad mayor lentitud en el corte. Otros factores interrelacionados como la calidad de la permeabilidad, la viscosidad y solubilidad del crudo que afectan en general la movilidad tambin contribuirn a la velocidad del corte. Para describir la velocidad del corte se utilizarn adjetivos como lento, moderadamente rpido, rpido, instantneo.



. Naturaleza del corte Cuando hablamos de naturaleza del corte nos referimos a la manera como el crudo es lixiviado del ripio y puede observarse por el patrn del solvente decolorado (del petrleo) saliendo del ripio.

Luminosidad uniforme Buena permeabilidad y movilidad del petrleo. Correntoso Baja movilidad por limitada permeabilidad y/o alta viscosidad.

Si al agregar el solvente no se observa corte alguno, se puede recurrir a varios procedimientos para forzar el corte:- Si utiliz una muestra hmeda: Utilice una combinacin de solvente / alcohol si el agua

estuviese obstruyendo el solvente. Repita la prueba utilizando esta vez una muestra seca. Agregue cido clorhdrico.

Triture el ripio para ayudar a liberar el petrleo, el corte triturado debe describirse de la misma manera que el corte de solvente. 9.1.5 Residuo La observacin de residuos despus de realizar las pruebas con el solvente es una importante conclusin del procedimiento. En efecto, el solvente se ha evaporado rpidamente, cualquier cantidad de crudo que haya sido lixiviada del ripio se quedar en forma de residuo en la placa de la muestra, lo que sin duda alguna constituye una oportunidad de conocer el verdadero color natural del crudo sin el color de fondo del ripio. Informaciones como el color natural, es decir el que se observa a la luz natural, el color de la fluorescencia, la intensidad y cantidad (mala, regular, buena) deben incluirse en el informe sobre la muestra ya que ste ser una evaluacin final de la densidad y cantidad del crudo contenido en el ripio. 9.1.6 Muestreo del lodo Como ya se explic anteriormente, el motivo y las ventajas de verificar continuamente la fluorescencia de los lodos a base de aceite es que el fluido de perforacin, al tener una solubilidad muy compatible con otros aceites, retendr crudo desprendido del yacimiento lo que aumentar y modificar la fluorescencia. Vale la pena mencionar tambin que los lodos a base de agua y de otras sustancias tambin deben examinarse para establecer la presencia de crudo emanado de los ripios debido a mecanismos normales de difusin. En este caso, el petrleo del yacimiento no se disolver en el lodo sino que se quedar separado, por lo que pueden tomarse muestras y someterlas a estudio de fluorescencia como se hace con el petrleo retenido en los ripios perforados. Podra ayudar si se mezcla el lodo con agua limpia para separar y levantar el petrleo el cual se puede luego recoger de la superficie y analizar en funcin del color natural y la fluorescencia.



9.2 Tcnica de fluorescencia cuantitativaTM Como ya se indic, la QFTTM es un procedimiento que se realiza en el lugar del pozo y permite obtener una medicin exacta de la fluorescencia de cualquier cantidad de crudo presente en una muestra. Si bien no deben descartarse las tcnicas de fluorescencia convencionales como herramienta de evaluacin, la QFTTM elimina errores potenciales: - En primer lugar, el error producto del carcter subjetivo y descriptivo del proceso

convencional que ha hecho que, no pocas veces, a partir de la misma muestra dos gelogos presenten informes muy distintos.

En segundo lugar, el error inherente a la fluorescencia convencional ya que muchas de

las emisiones provenientes de los hidrocarburos caen fuera del rango detectable por el ojo humano. Esto no slo significa que la fluorescencia visible no constituye sino una fraccin de la emisin real y por tanto no es enteramente representativa, sino que ciertas ocurrencias de hidrocarburos pueden pasar completamente desapercibidas.

La QFTTM se realiza con un fluormetro porttil que mide de forma exacta la intensidad de la fluorescencia producida por el petrleo en una muestra dada. Esta intensidad es proporcional a la cantidad de petrleo en la muestra, y puede graficarse en un registro de lodo a fin de mostrar un perfil basado en la profundidad de concentracin de petrleo. Esto, adems de otros parmetros como gas, relaciones, litologa, porosidad, fluorescencia convencional, etc constituir una excelente fuente de informacin a partir de la cual se puede realizar una evaluacin y un perfil completos de un pozo. Una muestra lavada y secada al aire de ripio perforado o ncleo se muele hasta hacerla polvo. Se toma una cantidad fija (ya sea por peso o volumen) y se agrega un solvente orgnico para extraer el petrleo. Se hace la mezcla, se agita y filtra y se coloca en el fluormetro para establecer la intesidad de la fluorescencia la cual ser indicativa del contenido de crudo de la muestra.



En la figura 9.2 vemos un anlisis comparativo de QFTTM, manifestaciones de gas total y fluorescencia de ripios. En este caso en particular, con un crudo de gravedad media, las manifestaciones de gas y la fluorescencia fueron por s solos buenos indicadores, pero el ejemplo muestra la correlacin entre ambas tcnicas.

TOTAL GAS responses of C1 wet zones

Base del reservorio

Tope de la zona de Aceite

DEPTH (m)

3000

2500

QFT units and Total Gas PPM 1 10 100 1000 10000 100000 1000000

Fluorescencia

Total Gas QFTTM

Figura 9.2 Correlacin de la QFT con los parmetros convencionales de registro



9.2.1 Limitaciones de la QFT Cun representativos son los ripios de la formacin del yacimiento? Cunto crudo ha sido retenido por los ripios (i.e. el lavado ha desplazado los

hidrocarburos de la formacin; qu proporcin ha sido liberada hacia el fluido de perforacin?)

Un lavado excesivo de las muestras puede hacer que se lixivie completamente el petrleo de los ripios.

Observe que estas limitaciones son igualmente vlidas para la fluorescencia convencional. La intensidad de la fluorescencia no es lineal en todo el espectro lquido. Una

cantidad dada de crudo de bajo API arrojar una intensidad significativamente mayor que la misma concentracin de crudo o condensado pero de alto API. Por lo tanto, puede surgir la duda de si un cambio en intensidad se debe a un aumento en la cantidad de crudo o ms bien es producto de un cambio en la composicin. Sin embargo, por lo general resulta lgico pensar que un pico en la intensidad de la fluorescencia corresponde a la concentracin mxima de petrleo.

La tcnica no puede emplearse en pozos productores de gas. QFTTM mide la cantidad pero no suministra ninguna informacin acerca del potencial

de produccin. No obstante, la QFTTM es una medida precisa de la cantidad de crudo presente en una muestra dada y en tal sentido constituye otra herramienta para la evaluacin completa del yacimiento Se ha demostrado adems que la QFTTM funciona cuando se perfora con lodo a base de

aceite. Generalmente, diesels y aceites de base muestran una fluorescencia de muy baja intensidad, de manera que la presencia de crudos de alta intensidad se aprecia con facilidad.

La QFT puede emplearse para probar nuevamente ripios almacenados provenientes de

viejos pozos. Si la concentracin de crudo en una muestra es demasiado alta puede ocurrir un fenmeno denominado quenching o extincin por el cual la muestra reabsorbe la luz emitida lo que provoca una intensidad anormalmente baja si se le compara con la tendencia anterior. Esto puede solventarse diluyendo la muestra, es decir un volumen menor de ripios mezclado con la misma cantidad de solvente, y ajustando el valor de intensidad resultante. Si bien la QFT ofrece una comparacin cuantitativa del contenido de crudo en una yacimiento dado, no determina los cambios en el tipo de crudo. La intensidad de la fluorescencia variar al cambiar el tipo de crudo y la composicin as como la cantidad. Claro est que si se probara una cantidad de petrleo conocida con una gravedad dada, la medicin de intensidad resultante podra cuantificarse o calibrarse. Sin embargo, esto, obviamente, no es posible en el terreno ya que aunque se conoce el volumen de la muestra el contenido real de petrleo se ignora.



Otra tcnica creada por Texaco es la Total Scanning Fluorescence (TSF) que mide la fluorescencia en todo el rango espectral. Por lo tanto, si un crudo contiene varios componentes es posible determinar la fluorescencia debida a cada uno de stos y obtener as un patrn espectral nico de longitudes de onda de emisin en un rango de longitudes de onda de excitacin ultravioleta (figura 9.3).

Longitud de onda de emisin

Longitud de onda de excitacin

Figura 9.3 Esquema del grfico espectral de la TSF De esta manera se obtiene una caracterizacin de un crudo en particular, y, en un grfico de longitudes de onda de emisin versus de excitacin, la intensidad de fluorescencia mxima se produce donde se obtiene la mxima respuesta del petrleo. La longitud de onda de excitacin que genera esta respuesta mxima puede luego usarse en mediciones QFT ms selectivas de una misma zona o yacimiento, es decir que se pueden seleccionar filtros de manera que las mediciones de QFT se realicen a la longitud de onda de excitacin dada. Los incrementos mostrarn entonces de forma precisa aumentos en la concentracin de petrleo.



EVALUACION E INTERPRETACION DE LOS HIDROCARBUROS Seccin 10 ESTUDIO DE CASOS Y APLICACIONES 10.1 Estudio de caso 1 Confirmacin de yacimiento no productivo Un objetivo de Arena fue alcanzado produciendo un buen cambio en la velocidad de perforacin y buenas manifestaciones de gas de C1 a C5. Los valores relativamente bajos carecen de importancia ya que se estaba utilizando lodo con polmero de gel de alta densidad para controlar las lutitas frgiles. La respuesta del gas por encima del gas de fondo es significativa. Vea el registro de lodo en la figura 10.1 Descripcin de la arenisca Cuarzosa, translcida, entre incolora y marrn amarillento plido, grano predominantemente fino, en algunos lugares muy fino, rara vez entre medio y grueso, desde subredondeado a redondeado, parcialmente subangular, pobremente seleccionado, generalmente no consolidado y grano soportada, en partes cemento silceo, deleznable, con regular porosidad, menor de buena porosidad intergranular. Manifestaciones de los ripios Fuerte olor a petrleo, mancha ocasional de petrleo y raramente drenando. 60 80 % de los granos de arena muestran buena fluorescencia, moderadamente brillante uniformemente amarilla. Corte correntoso de moderado a rpido amarillo plido. Residuo de fluorescencia blanco amarillento brillante; residuo visible marrn plido. Manifestaciones de gas Cambios en la velocidad de perforacin asociados desde 13 a 5 min/m Componente Valor pico / Valor ABG (%) Metano 0,2867 0,2311 Etano 0,0730 0,0631 Propano 0,0641 0,0633 I-Butano 0,0226 0,0223 N-Butano 0,0530 0,0503 I-Pentano 0,0296 0,0290 N-Pentano 0,0271 0,0266 La apariencia es la de una arena de yacimiento con una porosidad estimada razonablemente buena y buen potencial. Se esperaba que el anlisis de los registros de guaya confirmara esta, impresin con revestimiento de produccin instalado y otras pruebas de la zona. Desafortunadamente, result imposible correr las herramientas finales de registro hasta el fondo debido a derrumbes de lutitas ms arriba en el pozo. La zona, de slo un par de metros de espesor, result ser ms delgada de lo esperado por lo que se hizo la siguiente pregunta a los mud loggers:-



Sin la confirmacin de la guaya, la informacin suministrada por los registros de lodo justifican que se siga gastando en hacer ms pruebas o es mejor abandonar el pozo? Evaluacin de los ripios y de las manifestaciones La fluorescencia no es concluyente, el color amarillo brillante sugiere un petrleo de gravedad media. El corte correntoso amarillo ms plido puede sugerir la presencia de agua, y el carcter correntoso puede indicar una movilidad reducida debido a un petrleo de baja permeabilidad o de alta viscosidad. Evaluacin de la manifestacin de gas A primera vista el vestigio luce muy significativo con un alto nivel por encima del valor de fondo establecido. Al analizar los componentes, el aumento de los gases pesados es proporcionalmente mayor que el de los componentes ms livianos, lo que sugiere sin lugar a dudas un petrleo de muy baja gravedad. Esto, aunado a la sugerencia de baja movilidad de fluido desde el corte correntoso, nos est indicando quiz que el potencial no es tan bueno como se crey inicialmente. Relacin de equilibrio y humedad Una relacin de humedad de 48,4 indica, ciertamente, un crudo de muy baja gravedad, probablemente residual. La amplia separacin de las dos relaciones es una slida indicacin de que la arenisca est humectada con agua. Indicador de petrleo No se muestra en el registro pero un valor de 0,8 tambin apunta hacia petrleo residual. Relacin Pixler El grfico de la figura 10.2 indica un petrleo de baja gravedad (aunque en la fase productiva) pero la cada en la relacin C1/C4 es indicativa de agua.



ROPmin/m 0 20

Wh + Bh 1 100

0.0001 Chrom Gas % 1.0 1 Ch 10

C5C4

Wh Bh

C

C2 C1

Flor Grain Size

Figura 10.1 Registro de lodo que muestra arena potencial para el estudio de caso 1



Fig 10.2 Grfico de relacin de gas para la arena a 1090m, caso 1

GAS

PETROLEO

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

NO PRODUCTIVO

1000

100

La mayor parte del anlisis est mostrando que el petrleo es de muy baja gravedad, casi con certeza residual, con una alta probabilidad de que adems la zona sea hmeda. La decisin, o ms bien consejo, del pe istro fue abandonar el pozo ya que no vala la pena seguir realizando pruebas en la zona. Luego de repasar un poco ms en un ltimo intento, las herramientas de guaya tocaron fondo; el rayo gamma confirm el poco espesor de la arena y el registro de resistividad indic que no haba respuesta de hidrocarburos, lo que vena a confirmar las conclusiones del anlisis de relacin de gas (ver figura 10.3). Decisin final: taponar y abandonar

DATALOG 1997 Evaluacin e intersonal de regrpretacin de hidrocarburos 38


Resistivity Curves

RESISTIVITY CURVES

GAMMA

Base Sand 1192.5m

Top Sand 1189.5mTop Sand 1189.5m

Gamma

Figura 10.3 Registro de guaya para la arenisca en el caso 1



APENDICE Referencias 1 Mud Logging Handbook, Alun Whittaker, Prentice-Hall 1991 2 Mud Logging Principles and Interpretations, Exlog, IHRDC 1985 3 Mud Logging, J.G. Bond, IHRDC 1986 4 Petroleum Development Geology, Parke A. Dickey, Pennwell Books 1986 5 Liberated, Produced, Recycled or Contamination?, Richard.F. Mercer, SPWLA 15th

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evaluacion gases hidrocarburos

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