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Mapeo de yacimientos durante la perforación

Las innovaciones introducidas en la tecnología de perforación de tramos laterales

han allanado el camino hacia el éxito económico de numerosas extensiones

productivas nuevas y la revitalización de muchos campos petroleros antiguos.

Sin embargo, el éxito en la perforación de pozos horizontales y pozos de alcance

extendido no se define en términos de la distancia perforada, sino por la extensión

en la que el perforador permanece en la zona de interés. Un nuevo servicio

electromagnético de adquisición de registros de lectura profunda está ayudando

a los equipos a cargo del posicionamiento de los pozos a maximizar la exposición

del yacimiento mediante la identificación de contactos de fluidos, fallas y cambios

de formaciones lejos del pozo.

Øystein BøConocoPhillipsStavanger, Noruega

Jean-Michel DenichouUchechukwu EziobaEttore MirtoSugar Land, Texas, EUA

James DonleyJames TelfordSantos Ltd.Adelaide, Australia Meridional, Australia

Christophe DupuisStavanger, Noruega

Laura PontarelliGrant SkinnerMauro ViandantePerth, Australia Occidental, Australia

Jean SeydouxRío de Janeiro, Brasil

Matthew SpotkaeffGrabels, Francia

Petter VikhamarConocoPhillipsHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015).Copyright © 2015 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Paul Mitchell, Houston.adnVISION, GeoSphere, PeriScope y TeleScope son marcas de Schlumberger.

1. Constable MV, Antonsen F, Olsen PA, Myhr GM, Nygård A, Krogh M, Spotkaeff M, Mirto E, Dupuis C y Viandante M: “Improving Well Placement and Reservoir Characterization with Deep Directional Resistivity Measurements,” artículo SPE 159621, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012.

2. Dupuis C y Mendoza-Barrón V: “Avoid Pilot Holes, Land Wells, and Optimize Well Placement and Production with Deep Directional Resistivity Logging While Drilling,” artículo SPE 169206, presentado en el Seminario de un Día de la SPE, Bergen, Noruega, 2 de abril de 2014.

Volumen 27, no.1 41

Los avances registrados en el diseño de las barre-nas, los sistemas rotativos direccionales, los senso-res de fondo de pozo y la tecnología de adquisición de registros (perfilaje) durante la perforación (LWD), han ayudado a los perforadores a estable-cer nuevos récords de distancia para la perfora-ción de tramos laterales, y al mismo tiempo incrementar la exposición del yacimiento. A su vez, estos logros han generado incrementos sus-tanciales de la producción de petróleo y gas. No obstante, la naturaleza de los datos utilizados para mapear un objetivo puede constituir un desafío significativo para los operadores que pro-curan maximizar los metros perforados en sen-tido lateral a través de una zona productiva.

Los límites de la resolución sísmica y la profun-didad de investigación (DOI) de las herramientas de perfilaje pueden generar incertidumbre con respecto a la posición, orientación y estructura general del yacimiento. Inicialmente, los geo-científicos mapean las formaciones sobre la base de datos sísmicos de superficie y datos de pozos vecinos, si se encuentran disponibles.1 Los datos sísmicos de superficie se caracterizan por una gran DOI —del orden de los cientos de metros— y por una resolución relativamente no muy alta. Por el contrario, los datos de registros de pozos se caracterizan por una DOI más somera —normal-mente del orden de varios centímetros— y por una resolución mucho mayor. Dado el diámetro relativamente estrecho de un pozo, comparado con una ondícula sísmica, la imprecisión de la resolución sísmica da lugar a que el pozo no alcance el objetivo. Normalmente, se dispone de registros y otros datos para ser utilizados en la refinación de los mapas de prospectos sísmicos, durante o después de la perforación de un pozo; los datos sísmicos retratan las líneas generales de un yacimiento, y los datos de registros deben completar los detalles.

La disparidad de la resolución y la DOI, entre los datos sísmicos de superficie y los datos de registros de pozos, puede instar a los operado-res a perforar un pozo piloto vertical inicial para localizar los topes de las formaciones y los con-tactos de fluidos y refinar los modelos sísmicos antes de perforar un pozo horizontal a través de la sección prospectiva. En este proceso, el operador perfora un pozo para penetrar la zona productiva desde el tope hasta la base. Los datos derivados de los registros del pozo piloto ayudan al equipo de posicionamiento de pozos a deter-minar los echados (buzamientos) estructurales y las profundidades de los marcadores geológi-cos clave, que utilizan para refinar el modelo de formación existente y ajustar los objetivos para el pozo de alcance extendido. Luego, el pozo se

vuelve a taponar hasta una profundidad más somera para establecer un punto de comienzo de la desviación que permitirá un asentamiento suave en la formación objetivo.2

Sin embargo, este enfoque no está libre de incertidumbres ni riesgos. Y el mayor riesgo resulta quizás del hecho de que, en cierta escala, las for-maciones y sus horizontes subordinados tienden a variar en sentido lateral (arriba). Es probable que las características de la geometría de las formacio-nes, la litología o la saturación de fluidos, registradas en el pozo piloto, no se extiendan a lo largo de una distancia apreciable más allá del pozo. Un modelo de formación puede diferir significativamente de la realidad: las discordancias y los acuñamientos pueden modificar el espesor de una zona produc-tiva; la granulometría y la saturación de agua a menudo varían con la profundidad o la distan-cia; y las fracturas, las fallas subsísmicas y los cambios producidos en el echado u otros rasgos estructurales pueden invalidar un modelo antes de que sea verificado con la barrena.

A pesar de estas incertidumbres geológicas, el operador debe proceder de acuerdo con la hipó-tesis de que el modelo basado en los datos del pozo piloto también refleja las características de la formación en el punto de asentamiento y más allá del mismo. Además de sus costos de perfora-ción, los pozos piloto conllevan los mismos ries-gos que otros proyectos de perforación: incidentes de pérdidas de circulación, atascamiento de las

tuberías y atascamiento de las herramientas, entre otros. Los altos costos de las operaciones de perforación en aguas profundas y las econo-mías desafiantes de las extensiones productivas de lutitas también constituyen fuertes incentivos para eliminar el costo de perforar pozos piloto.

Luego de extensivas pruebas de campo, se ha introducido un nuevo servicio LWD para ayudar a mapear el subsuelo y asistir en el posicionamiento preciso del pozo dentro de una formación objetivo. Este servicio ayuda a salvar la brecha de la reso-lución y la DOI existente entre los datos sísmicos de superficie utilizados para planificar el desa-rrollo de los yacimientos y los datos derivados de los registros, utilizados para direccionar y eva-luar el pozo. El servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere utiliza medi-ciones electromagnéticas direccionales de lec-tura profunda para detectar los contactos de fluidos y los múltiples límites de las formaciones a una distancia de más de 30 m [100 pies] del pozo. Estas mediciones a escala de yacimiento proporcionan los datos oportunos que requieren los operadores para guiar las decisiones de geona-vegación en tiempo real. Los equipos de posiciona-miento de pozos están utilizando el servicio GeoSphere para asentar los pozos con precisión, evitar las salidas no planificadas del yacimiento, mapear múltiples capas de formaciones, desarro-llar interpretaciones de la estructura del yaci-miento y mitigar el riesgo de perforación, y a la vez

> La realidad geológica. La estructura del yacimiento, observada a través del pozo piloto (A) puede no reflejar la estructura encontrada en el punto de asentamiento (B). Entre el pozo piloto y la zona de asentamiento, se produce un claro cambio en el echado (líneas amarillas). El pozo piloto nunca intersecta la falla (C), que separa una tendencia de echado de la otra. Otros dos rasgos de esta sección son un acuñamiento (D) contra una discordancia (E). Ninguno de esos rasgos afecta el trayecto del pozo propuesto, pero podrían incidir en un modelo de campo y en los planes de perforación subsiguientes.

ED

C

ED

B

A

42 Oilfield Review

reducir la necesidad de perforar pozos piloto. Los datos del servicio de mapeo GeoSphere son utili-zados para actualizar y refinar los modelos de yacimientos del operador.

Este artículo describe la arquitectura y la operación del servicio GeoSphere, que ha sido probado en más de 200 pozos de todo el mundo. Algunos casos de estudio del Mar del Norte y Australia demuestran cómo los datos provistos por este servicio guían a los operadores para la maximización de la exposición del pozo a la zona productiva.

El asentamiento y más allá del mismoEl posicionamiento exitoso de un pozo horizontal requiere que el perforador asiente el arreglo de fondo (BHA) en una posición que permita la máxima exposición del pozo al yacimiento. Después de la desviación respecto de la vertical, el perforador incrementa el ángulo para aumentar la inclina-ción hasta que el recorrido del pozo adopta la trayectoria necesaria para interceptar el objetivo del yacimiento. Luego, el perforador mantiene la inclinación constante mientras perfora la sec-ción tangente. A medida que la barrena se apro-xima al yacimiento, el equipo de posicionamiento de pozos evalúa los datos de pozo en tiempo real para determinar cuándo proceder al cambio de inclina-ción final necesario para concluir el asentamiento. El equipo de trabajo basa esta decisión principal-mente en la información derivada de los datos LWD de lateroperfil en la barrena o de registros de rayos gamma cerca de la barrena, complemen-tada a veces con datos de registros de lodo y el análisis bioestratigráfico.

No obstante, las herramientas LWD más con-vencionales poseen una DOI bastante somera, lo que limita la adquisición de mediciones a lo largo de una distancia de varios centímetros o metros

en la formación. Una DOI somera puede hacer que los equipos de posicionamiento de pozos no dis-pongan de tiempo suficiente para efectuar ajustes en la geonavegación. Por consiguiente, la profun-didad de investigación puede incidir en la precisión de un asentamiento, lo que a su vez puede afectar significativamente la productividad de un pozo horizontal o de alcance extendido. Un asenta-miento deficiente reduce la probabilidad de un posicionamiento de pozo óptimo dentro de la sec-ción prospectiva; por el contrario, un asentamiento efectivo disminuye el direccionamiento requerido para mantener el pozo en el punto dulce. El asen-tamiento a una profundidad menor o mayor que la necesaria reduce el volumen de yacimiento expuesto al pozo, lo que tarde o temprano conduce a pérdidas de producción (arriba). Una vez que las herramientas LWD se encuentran en el yaci-miento, su DOI somera puede no ser adecuada para advertir acerca de la proximidad de los lími-tes de capas o el cambio de los contactos de flui-dos con el tiempo suficiente para prevenir las salidas de la zona productiva.

Si bien el posicionamiento preciso de los pozos es necesario para maximizar la exposición de la zona productiva, también es preciso un pozo de alta calidad para maximizar la producción. A estos efectos, el perforador direccional no sólo debe alcanzar el objetivo y permanecer en la zona de interés, sino también proporcionar un pozo parejo con una mínima tortuosidad.3 Estos objetivos qui-zás no puedan alcanzarse en su totalidad, dadas las complejidades estructurales y estratigráficas de las formaciones encontradas. Independientemente de su causa, las desviaciones necesarias respecto del plan del pozo para mantener el contacto con el yacimiento obligarán a un perforador a modificar el azimut o a incrementar o reducir el ángulo para retomar el camino hacia el objetivo. La pérdida

de un objetivo o el apartamiento más allá de la zona productiva puede dar lugar a correcciones de rumbo que incrementan la tortuosidad del pozo.

Mediante la reducción de la tortuosidad, los operadores evitan los problemas que comprome-ten las operaciones de perforación, terminación y producción. Durante la perforación, la tortuosi-dad puede ocasionar la limpieza deficiente del pozo y la flexión de la sarta de perforación; en casos severos, puede impedir que un pozo alcance la profundidad total (TD) ya que los incrementos del esfuerzo de torsión (torque) y el arrastre no permiten la transferencia del peso sobre la barrena, requerido para continuar la perforación. Además, la tortuosidad dificulta los procesos de colocación y cementación de la tubería de reves-timiento en su lugar y puede interferir con la ins-talación del equipamiento de terminación de fondo de pozo. Incluso después de la puesta en producción de un pozo, la tortuosidad puede impedir el flujo en sumideros, o puntos bajos, en donde pueden acumularse fluido y escombros. A su vez, cabe la posibilidad de que estos sumide-ros produzcan problemas de retención de líqui-dos y formación de tapones.

En el posicionamiento y la calidad de los pozos incide la capacidad de un operador para definir el entorno circundante. En ese sentido, los pozos ver-ticales son mucho más simples de perforar: una vez que la barrena ingresa en una formación objetivo, el paso siguiente normalmente consiste en proce-der a la salida a través de la base de esa formación.

> Consecuencias de los asentamientos subóptimos. Un asentamiento óptimo emplaza el pozo en una posición que requiere poca corrección para que el pozo permanezca en la zona de interés (izquierda). Si un pozo se asienta a demasiada poca profundidad con respecto al tope del yacimiento, deberá perforarse un mayor intervalo de la sección lateral en los estratos de sobrecarga no productivos (centro). Si el asentamiento se produce a demasiada profundidad, quedará petróleo cenital entrampado por encima de la sección lateral (derecha), en donde permanecerá sin ser producido. La modificación de la trayectoria para volver a encauzar el pozo a través del punto dulce puede crear un sumidero, que a su vez ocasione dificultades en el bombeo y conificación, o la irrupción prematura de agua.

Asentamiento óptimo Asentamiento somero Asentamiento profundo

Pérdida de exposición lateral

Punto dulce

Pérdida depetróleo cenital

Conificación de agua

3. La tortuosidad, una medida de la desviación respecto de una línea recta, puede ser utilizada para describir la trayectoria de un pozo. En un pozo, la tortuosidad puede ser cuantificada mediante la relación de la distancia real perforada entre dos puntos, incluyendo cualquier curva encontrada, dividida por la distancia en línea recta entre esos dos puntos. Por consiguiente, a medida que un pozo se desvía de una trayectoria recta, se torna más tortuoso.

Volumen 27, no.1 43

Por el contrario, los pozos horizontales o los pozos de alcance extendido ofrecen al operador la posi-bilidad de atravesar y salir zigzagueando de una sección prospectiva cambiante.

Uno de los primeros desafíos planteados en la perforación de tramos laterales fue la distancia con respecto al pozo a la que podrían detectarse rasgos geológicos importantes. Las reacciones frente a escenarios cambiantes detectados a último minuto conducen a correcciones insuficientes de las trayec-torias y a asentamientos subóptimos que afectan adversamente la exposición del pozo al yacimiento. Para evitar estos problemas, es necesario que el ope-rador cuente con la capacidad para detectar varia-ciones estructurales y formacionales a tiempo para proporcionar correcciones de rumbo efectivas.

Diseño de la sarta de herramientasPara determinar la resistividad de las formacio-nes, muchos servicios LWD y servicios operados con cable se basan en mediciones electromagnéti-cas (EM) de componentes múltiples derivadas de los registros. El servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere explota la sensi-bilidad direccional y la capacidad de lectura pro-

funda de las señales EM para modelar la geometría de las formaciones y caracterizar las propiedades relacionadas en tres dimensiones. Esta herra-mienta LWD está diseñada para obtener medicio-nes de resistividad direccionales con múltiples espaciamientos y múltiples frecuencias. Los geo-científicos y los perforadores utilizan estos datos con el fin de identificar los detalles estructurales y los contactos de fluidos para el posicionamiento óptimo de los pozos en un yacimiento y para refi-nar el modelo de yacimiento. Si bien el servicio GeoSphere no es el primero que provee esta visua-lización 3D, la sarta de herramientas está diseñada para observar a mucha mayor profundidad dentro de la formación que las herramientas LWD previas.

La sarta de herramientas comprende un adap-tador transmisor y dos adaptadores receptores idénticos, si bien en ciertos casos pueden utilizarse tres adaptadores receptores (arriba). El adaptador transmisor posee una antena incli-nada y transmite las señales EM hacia el interior de la formación con seis frecuencias por debajo de 100 kHz. Estas frecuencias son seleccionadas para proporcionar una relación señal-ruido óptima y sensibilidad de las mediciones. Cada

adaptador receptor cuenta con tres antenas, que se encuentran inclinadas para lograr sensibilidad azimutal.

Los adaptadores transmisores y receptores se encuentran disponibles en dos diámetros —de 63/4 pulgadas y 81/4 pulgadas— lo que posibilita ope-raciones en diámetros de pozos oscilantes entre 81/2 pulgadas y 14 3/4 pulgadas. Cada adaptador mide 4 m [19,7 pies] de largo. Para aliviar las preocupa-ciones relacionadas con los efectos de los estabili-zadores en el rendimiento del BHA, los collarines son deslizantes; no poseen estabilizador alguno.

Los adaptadores se configuran para ser empla-zados en diversas partes del BHA y pueden estar separados por otras herramientas LWD o MWD; los adaptadores receptores pueden colocarse a una distancia de 5 a 35 m [16 a 115 pies] respecto del adaptador transmisor (abajo). El emplazamiento en el BHA establece el espaciamiento entre trans-misores y receptores, lo que constituye un factor crítico que afecta la DOI de la señal EM. En una formación resistiva, la DOI es comparable gene-ralmente al espaciamiento máximo de las ante-nas; en un ambiente conductor, la DOI equivale a aproximadamente la mitad del espaciamiento de las antenas. La DOI puede ser afectada por factores tales como la distancia entre la herra-mienta y un límite de formación, la resistividad de la formación, el espesor de las capas de la formación y el contraste de resistividad entre las capas. La frecuencia EM también afecta la DOI; las mediciones de alta frecuencia se utilizan habitualmente para espaciamientos cortos entre transmisores y receptores y DOIs someras, en tanto que las mediciones de baja frecuencia se emplean para espaciamientos largos entre trans-misores y receptores y DOIs mayores.

La capacidad de lectura profunda de la sarta de herramientas se incrementa gracias a la flexi-bilidad para configurar la potencia de salida del transmisor y las ganancias del receptor a fin de admitir espaciamientos variables entre transmi-sores y receptores, y los contrastes de resistivi-dad de las formaciones. Dada la variabilidad de

Adaptador de receptor 2

Adaptador de receptor 1

Adaptador de transmisor

> Adaptadores modulares GeoSphere. Un adaptador transmisor y dos adaptadores receptores idénticos conforman la sarta de herramientas. Las ranuras de la protección del collarín lo hacen transparente para el campo electromagnético (EM) y sustentan la capacidad direccional de las bobinas de transmisión y recepción subyacentes.

> Enrosque de la sarta de herramientas. Los adaptadores GeoSphere pueden ser posicionados por todo el conjunto de fondo (BHA), y otras herramientas LWD o MWD pueden colocarse entre el transmisor y los receptores. Este espaciamiento afecta la profundidad de investigación, que es proporcional a la distancia entre el transmisor y el receptor. Un modelo de las posiciones de los adaptadores en la sarta de herramientas previo a la operación, combinado con un modelo de los contrastes de resistividad de la formación, ayudará a determinar la frecuencia requerida para la caracterización precisa de la formación. (Adaptado de Seydoux, et al, referencia 5.)

Barrena

Herramienta LWD Herramienta LWD Sistema rotativo direccional

Adaptador receptor 2 Adaptador receptor 1 Adaptador transmisor

IIIIII

IIIIIIIIIIIII

IIIIII

IIIIIIIIIIIII

IIIIIII

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las formaciones a perforar, la simulación previa a la operación es importante para evaluar el desem-peño de las diversas configuraciones de la sarta de herramientas. El espaciamiento entre transmi-sores y receptores, y el ambiente de resistividad esperado, afectarán el rango de frecuencia óptimo utilizado en el fondo del pozo. Un modelo previo a la operación ayuda al ingeniero especialista en operaciones LWD a evaluar cómo incidirán el espaciamiento y la frecuencia en la DOI y en la capacidad de la sarta de herramientas para resol-

ver las características formacionales esperadas. La colocación de los adaptadores transmisores y receptores depende de los objetivos del cliente y de las características de las formaciones que definen el espaciamiento entre transmisores y

receptores. En los BHAs complejos, la disponibili-dad de potencia y el ancho de banda de los siste-mas telemétricos podrían incidir en el diseño del BHA. Todos estos factores deben ser considerados durante el modelado previo a la operación.

5 400

MD

5 500

MD

5 600

MD

5 700

MD

Perfil de resistividad invertido

5 800

MD

5 900

MD

6 000

MD

6 100

MD

6 200

MD

6 300

MD

6 400

MD

6 500

MD

6 600

MD

4 740

Echado (buzamiento) de la formación

4 760

4 780

4 800

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Longitud horizontal, m1 300 1,400 1,500 1,600 1,700 1 800 1 900 2 000 2 100 2 200 2 300 2 400 2 500 2 600

4 820

4 840

4 860

4 880

4 900

4 740

4 760

4 780

4 800

Distribución de los perfilesde resistividad

4 780

4 800

4 820

4 840

Distribución de los perfilesde resistividad

A

A

B

B70 m50,0

0,2Resi

stiv

idad

inve

rtida

, ohm

.m Lutita superiorde 2-ohm.m

Lutita inferiorde 1-ohm.m

Posición dela herramienta

DOI d

e 20

m

Posición dela herramienta

DOI d

e 28

m

P15P05

P50 P75 P95

P15P05

P50

P95P75

> Inversión de los datos simulados con el servicio GeoSphere. La formación simulada está compuesta por una lutita superior con una resistividad de 2 ohm.m (marrón) por encima de un yacimiento de 30 ohm.m (tostado), en donde la resistividad decrece hasta alcanzar un valor de 1 ohm.m en la lutita inferior. Aquí se presentan dos histogramas de la distribución de los perfiles de resistividad para las estaciones de inversión (puntos A y B). En cada profundidad medida, se genera una distribución de los perfiles de resistividad a partir de la inversión estadística, en la que la media P50 (inserto, púrpura) se muestra como un mapa de colores a lo largo de toda la trayectoria. Otras cuatro cantidades (inserto, P05 a P95) proporcionan información acerca de la incertidumbre de la distribución y muestran, por ende, los límites de sensibilidad de las mediciones. La inversión resuelve además el echado relativo de la formación. En el punto A, se puede inferir una DOI de 20 m a partir de la distribución de las cantidades. En el punto B, la distribución invertida de los perfiles de resistividad indica que la herramienta se encuentra dentro del yacimiento y la DOI se extiende hasta los 28 m, debido a un incremento de la resistividad del volumen investigado. Al mismo tiempo, por debajo de la posición de la herramienta, se delinea un perfil de tipo rampa de resistividad en declinación. En ambas gráficas, se pueden interpretar la incertidumbre respecto de la posición del tope del yacimiento, la resistividad del yacimiento y su espesor. Esta incertidumbre se reduce a medida que las cantidades convergen cuando la sarta de herramientas se aproxima al yacimiento. (Adaptado de Seydoux et al, referencia 5.)

Volumen 27, no.1 45

Inversión de múltiples capas en tiempo realPara que el pozo logre una máxima exposición al yacimiento, los miembros de los equipos de posicionamiento de pozos deben monitorear exhaustivamente la estructura de la formación y responder a los cambios de litología a medida que guían lateralmente el pozo a través de un yacimiento. Las mediciones EM GeoSphere son direccionalmente sensibles y, por consiguiente, proporcionan datos de entrada valiosos para el posicionamiento de pozos y la caracterización de yacimientos. Estos datos son procesados utilizando un algoritmo estocástico de inversión en tiempo real para generar un modelo de resistividad de la formación de múltiples capas. El modelo es acompañado por actualizaciones continuas, a medida que avanza la perforación, lo que permite que los especialistas en posicionamiento de pozos rastreen el avance de la perforación y a la vez identifiquen los contactos de fluidos u otros límites presentes en el yacimiento.

La tecnología GeoSphere es capaz de obtener mediciones EM direccionales con diversas fre-cuencias y espaciamientos entre transmisores y receptores. Para una determinada frecuencia y una configuración de espaciamiento dado entre transmisores y receptores, la sarta de herramien-tas mide un tensor de nueve componentes entre el transmisor y el receptor. Estas mediciones se invierten en tiempo real para proporcionar resul-tados de modelos de múltiples capas, en los que el número de capas y sus espesores se ajustan a las mediciones de la herramienta y son consistentes con la frecuencia, el espaciamiento, la sensibili-dad y la DOI de cada medición. Además, a partir de los modelos, se pueden estimar la anisotropía de la resistividad, el echado y otros aspectos estructura-les de las formaciones adyacentes al pozo.4

El algoritmo estocástico de inversión emplea algunas restricciones para los modelos —límites generales para la resistividad, echado aparente y valores de anisotropía— además de un criterio de parsimonia máxima para calcular los modelos más simples consistentes con los datos.5 El algo-ritmo agrega o elimina capas iterativamente según sea necesario para ajustarse a las restricciones de los componentes del tensor, cada uno de los cuales posee su propia DOI y sensibilidad. Este proceso utiliza un método probabilístico para estimar los parámetros de la formación; en lugar de requerir el método de inversión para desarrollar solamente la solución más probable, para cada estación de inversión se computa una distribución de las solu-ciones de los modelos que se ajusta a los datos (página anterior). La distribución consiste en varias decenas de miles de modelos de formaciones y cuantifica las incertidumbres para estimar la

solución más probable del modelo de formación. Si bien la cantidad de soluciones del modelo de for-mación computadas mediante la inversión es consi-derable, su distribución se computa en menos de un minuto para proporcionar los resultados de la inver-sión en el momento; incluso con velocidades de penetración altas.

La inversión probabilística provee una estima-ción imparcial de la resistividad de la formación que rodea el pozo. La inversión resulta adecuada para los ambientes geológicos complejos porque no requiere ningún dato de entrada del usuario, lo que reduce el riesgo de interpretación errónea de las estructuras geológicas, o de los fluidos contenidos en las mismas, basada en suposiciones equivocadas. Mediante la integración de los resultados de la inversión imparcial con los modelos de explora-ción y producción desarrollados previamente, los operadores pueden actualizar sus interpretacio-nes con confiabilidad y en forma oportuna. A partir de estos modelos actualizados, los equipos de posi-cionamiento de pozos pueden validar o modificar las trayectorias de la perforación para dar cuenta de las condiciones cambiantes del subsuelo.

Sortear el agua en EkofiskEl campo Ekofisk, ubicado en la plataforma conti-nental de Noruega, fue descubierto por Phillips Petroleum Company en 1969 y fue puesto en pro-ducción en el año 1971 (arriba). Operado por

ConocoPhillips Skandinavia AS, este campo del Mar del Norte está compuesto por cretas fractura-das apiladas en un domo alargado y produce de la formación Ekofisk y de la formación Tor infraya-cente. Estas formaciones de creta se caracterizan por poseer altas porosidades oscilantes entre 25% y 45% y una baja permeabilidad variable entre 1 y 10 mD. Una zona compacta —la unidad EE— separa la formación Ekofisk inferior de la forma-ción Tor.6

4. Se dice que las propiedades que varían con la dirección son anisotrópicas. La anisotropía de la resistividad, las diferencias entre la resistividad medida en sentido horizontal y la resistividad medida en sentido vertical, es un fenómeno común en las rocas.

5. Seydoux J, Legendre E, Mirto E, Dupuis C, Denichou J-M, Bennett N, Kutiev G, Kuchenbecker M, Morriss C y Yang L: “Full 3D Deep Directional Resistivity Measurements Optimize Well Placement and Provide Reservoir-Scale Imaging While Drilling,” Actas del 55o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (18 al 22 de mayo de 2014), artículo LLLL.

Sun K, Omeragic D, Cao Minh C, Rasmus J, Yang J, Davydychev A, Habashy T, Griffiths R, Reaper G y Li Q: “Evaluation of Resistivity Anisotropy and Formation Dip from Directional Electromagnetic Tools While Drilling,” Actas del 51er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth, Australia (19 al 23 de junio de 2010), artículo I.

6. Bø Ø, Vikhamar P, Spotkaeff M, Dolan J, Wang H, Dupuis C, Ceyhan A, Blackburn J y Perna F: “Shine a Light in Dark Places: Using Deep Directional Resistivity to Locate Water Movement in Norway’s Oldest Field,” Actas del 55o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (18 al 22 de mayo de 2014), artículo EE.

> Complejo Ekofisk. Las plataformas instaladas con fines de alojamiento y para tareas de compresión, perforación, procesamiento y de otro tipo, conforman un eje de actividad para la producción de este campo del Mar del Norte.

Copyright ConocoPhillips; utilizado con autorización.

46 Oilfield Review

El campo ha estado sometido a procesos de inyección de agua desde 1987. A partir del pico de más de 20 millones de m3 [126 millones de bbl] de petróleo equivalente, registrado en su tasa de producción anual en 1977, la producción del campo declinó en más de la mitad en ocho años. La inyección limitada de gas, combinada con un proceso extensivo de inyección de agua y las numerosas instalaciones nuevas del campo, ayu-daron a restituir la producción hasta alcanzar prácticamente los niveles pico a fines de la década de 1990; pero al cabo de 10 años, comenzó a decli-nar nuevamente.

Las cretas del campo Ekofisk, a pesar de la baja permeabilidad de su matriz, demostraron poseer una alta eficiencia de desplazamiento de la inundación de agua en la matriz. Las secciones fracturadas del yacimiento experimentan una inundación más rápida de agua, mientras que el resto del yacimiento se inunda con posterioridad. Con el transcurso del tiempo, esta distribución compleja del agua en el yacimiento y la presión de poro ha dificultado el mapeo de las acumula-ciones productivas remanentes.

El equipo de planeación de pozos de la com-pañía ConocoPhillips optó por utilizar el servicio GeoSphere para asentar y perforar un pozo hori-zontal. Primero, procuró localizar el horizonte com-pacto EE ubicado entre las formaciones Ekofisk y Tor; un marcador clave para asentar el pozo. Después del asentamiento, la perforación sería condicional y se basaría en la saturación de agua de las formaciones. El objetivo era geonavegar en la formación Tor superior, pero mantener una posi-ción óptima implicaría algo más que navegar a lo largo de la estructura de la formación. Los mode-los de yacimiento indicaban que el tramo lateral podría encontrar agua inyectada dentro de los intervalos fracturados de la sección superior extrema de la unidad Tor (TA) superior, situación que el operador quería evitar.

El equipo de planeación de pozos apuntaba a la porción de la unidad TA saturada de petróleo y necesitó el servicio GeoSphere para orientar la geonavegación dentro de la zona productiva, la identificación de cualquier zona de agua pre-sente por encima y por debajo del tramo lateral propuesto y la localización de la unidad Tor (TB) intermedia, más compacta, situada por debajo del pozo. Al operador también le preocupaba el hecho de que la irrupción de agua en la zona TA pudiera obligar a tomar una decisión anticipada con respecto a la profundidad total (TD) del pozo, por lo que era necesaria una evaluación constante del tramo lateral para continuar la perforación.

Además, la capacidad de la herramienta para generar imágenes profundas de la zona alrededor del pozo resultaría de utilidad para observar la presencia de fallas a distancia y revelar aspectos del yacimiento pertinentes al diseño de la termi-nación, tales como la determinación de los mejo-res intervalos para las operaciones de disparos.

El servicio GeoSphere fue utilizado durante la perforación más allá de la zapata de la tubería de revestimiento, lo que permitió al operador detec-tar un marcador resistivo a una profundidad ver-tical verdadera (TVD) 15 m [50 pies] por debajo del pozo. A medida que el operador continuó incre-mentando el ángulo hasta alcanzar 60°, el servicio localizó los horizontes en la formación Ekofisk a una TVD a 18 m [60 pies] [profundidad medida (MD) [30 m] 100 pies] de distancia del pozo. El tope de la unidad EE, la capa delgada por encima de la for-mación Tor, fue detectado a una distancia de 24 m [79 pies] por debajo del pozo. El servicio se uti-lizó para resolver el contacto entre la unidad EE y la unidad TA de la formación Tor superior, si bien éste se encuentra a una MD de 50 pies por delante de la barrena (arriba). Cuando el pozo intersectó la porción media de la unidad TA de la formación Tor, el equipo de planeación de pozos dispuso que el perforador direccional incremen-tara la inclinación hasta 89,6° para asentar el pozo en la porción inferior de la unidad TA.

Mientras se perforaba el tramo lateral, el pozo interceptó una falla de 12 m [40 pies] y los geólogos de planeación de pozos recomendaron incrementar la inclinación hasta 94° para perma-necer dentro del yacimiento objetivo. La inversión efectuada con el servicio GeoSphere indicó que, a pesar de atravesar la falla, el pozo permaneció en el yacimiento de buena calidad dentro de la uni-dad TA y además detectó una zona de baja resisti-vidad por debajo del pozo, que era la unidad TB rellena con agua de la formación Tor. A medida que avanzaba la perforación del tramo lateral, la sarta de herramientas GeoSphere continuó rastreando la posición de la unidad TB a una TVD 40 pies por debajo del pozo y posteriormente detectó un límite conductivo de inclinación pronunciada, interpretado como una falla, mientras la falla seguía estando a una TVD 27 m [90 pies] por encima del BHA. Las mediciones de resistividad indicaron que la zona presente más allá de la falla estaría humedecida con agua, lo cual fue confirmado subsiguientemente con las medicio-nes LWD convencionales, cuando el pozo atra-vesó la falla. Anticipando la presencia de otras zonas conductivas, junto con el potencial para el incremento de la presión de poro, el equipo de planeación de pozos optó por dar por alcanzada la TD del pozo después de perforar más de 550 m [1 800 pies] de MD de un tramo lateral relleno con hidrocarburos (próxima página).

> Utilización de las mediciones de lectura profunda para asentar un pozo. La posición de una formación puede ser detectada con anticipación a la penetración de la barrena. Las señales (esferas azules y tostadas) de la herramienta GeoSphere se centran en el punto medio entre el transmisor y la antena del receptor correspondiente. Una vez detectado el tope del yacimiento, se estima la distancia entre la barrena y la intersección con el yacimiento en base al ángulo de la trayectoria del pozo. Esto permite al perforador direccional efectuar ajustes oportunos para optimizar el asentamiento. (Adaptado de Dupuis y Mendoza-Barrón, referencia 2.)

Barrena

Distancia deintercepción

IIIIIIIII IIIIIIIIIIIIIIII

IIIIIIIII IIIIIIIIIIIIIIII

IIIIIIIII

IIIII IIIIII

IIII

IIIIII IIIII IIIIIIIIIII

Adaptadorreceptor 2

Adaptadorreceptor 1

Adaptadortransmisor

Ángulo dela trayectoria

del pozoTope del yacimiento

Volumen 27, no.1 47

> Una cuestión de escala. El mapeo a escala de yacimiento exhibe una mucho mayor resolución para la navegación del yacimiento que la resolución que sería posible utilizando datos sísmicos solamente. Las capacidades de lectura profunda de la sarta de herramientas GeoSphere posibilitaron la detección temprana de la unidad EE, 79 pies por debajo del pozo, lo que proporcionó al operador un aviso anticipado para prepararse para asentar el pozo en la unidad TA inferior. Los colores fríos —azules y verdes— indican la presencia de capas conductivas o de baja resistividad, tales como lutitas o arenas acuíferas. Los colores cálidos —anaranjados y rojos— indican una alta resistividad, típica de las arenas petrolíferas o gasíferas (extremo superior). Además de mapear la estructura y el contenido de fluidos de la unidad TA, la técnica de inversión GeoSphere también mapeó la unidad TB, si bien el pozo no había penetrado en ese intervalo. Esta información ayudó al operador a extender el pozo horizontalmente a través del yacimiento TA, y a la vez mantener una separación óptima con respecto a la unidad TB rellena con agua. La unidad TB, como fue detectada con la técnica de inversión GeoSphere (extremo inferior, línea roja), es comparable con la unidad picada en la visualización de los datos sísmicos de superficie (línea amarilla).

X 900

X 100

X 200

X 300

X 400

X 500

X 600

X 700

X 800

4 800 5 000 5 200 5 400 5 600 5 800 6 000 6 200 6 400 6 600 6 800 7 000 7 200 7 400 7 600 7 800 8 000Longitud horizontal, m

8 200

Prof

undi

dad

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dera

, m

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Z 000 Z 1

00 Z 200 Z 3

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00 Z 600 Z 7

00 Z 800 Z 9

00Unidad EE

Unidad TA Falla 2

Falla 3

Falla 1

Pozo

Unidad TB

X 900

X 100

X 200

X 300

X 400

X 500

X 600

X 700

X 800

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m Falla 2

Resistividad

Pozo

Unidad EE

Falla 3

Falla 1

Rayos gamma

Unidad TB

Unidad TB, interpretación GeoSphere

Profundidad medida

50,0

0,2

Resi

stiv

idad

, ohm

.m

48 Oilfield Review

> Definición de un yacimiento. Si bien los datos obtenidos de un pozo piloto confirmaron la presencia del yacimiento e identificaron el echado en el punto de entrada del pozo piloto, la geometría general del tope del yacimiento no pudo ser estimada utilizando los datos obtenidos del pozo piloto y de otros pozos vecinos. Para reducir la incertidumbre asociada con la profundidad, inherente al modelado sísmico del yacimiento, el equipo de posicionamiento de pozos de Santos se basó en las mediciones direccionales de lectura profunda para definir los límites superior e inferior del yacimiento. Conforme continuó la per-foración, el operador pudo mapear la extensión lateral del yacimiento. Las lecturas de rayos gamma (extremo superior, verde) y de resistividad (curvas roja, azul, anaranjada y negra), obtenidas con otras herramientas LWD que indican la presencia de zona productiva y arena limpia, son comparables con el mapa de colores del servicio GeoSphere (centro). El panel inferior resalta la discrepancia entre el tope del yacimiento y el contacto agua-petróleo, determinados por el modelo sísmico previo a la perforación, y los determinados con el servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere.

X 120

X 110

X 100

X 090

X 080

850 900 950 1 000 1 050 1 100 1 150 1 200 1 250Longitud horizontal, m

1 300 1 350 1 400 1 450 1 500 1 550 1 600

Prof

undi

dad

verti

cal v

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, m

Rayo

s ga

mm

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sist

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adgA

PIoh

m.m

00,

210

01

000

Punto de entradaTrayectoria perforada

Tope del yacimientoZapata de la tuberíade revestimiento

Contacto agua-petróleo1 ohm.m

50 ohm.m

Tope del yacimiento según elmodelo previo a la perforación

Pozo piloto

Tope del yacimiento según elmodelo previo a la perforación

Contacto agua-petróleo según elmodelo previo a la perforación

Tope del yacimiento real

Contacto agua-petróleo real

Pozo vecino

Trayectoria perforada real

Volumen 27, no.1 49

Después de emitir una alerta temprana de la proximidad de la zona de asentamiento, el servicio GeoSphere ayudó al equipo de planeación de pozos a mapear las zonas ricas en petróleo en un yaci-miento sometido a inundación de agua y hasta una distancia de 100 pies alrededor del pozo. Las medi-ciones obtenidas con el servicio GeoSphere también le aseguraron al operador que la trayectoria del pozo no había pasado por alto el objetivo previsto. Por otra parte, los cambios en la saturación de agua indicados por la sarta de herramientas LWD fueron utilizados para asistir en la determinación de los intervalos de disparos durante la fase de terminación.

Mapeo de los límites de un yacimiento en el área marina de AustraliaDurante la perforación de un prospecto en el área marina del noroeste de Australia, los geo-científicos de Santos Ltd tuvieron que enfrentar unos 10 m [33 pies] de incertidumbre en términos de control de la profundidad sísmica. El equipo de posicionamiento de pozos de Santos procuró asen-tar el pozo lo más cerca posible del tope del yaci-miento y luego direccionar la trayectoria para lograr un posicionamiento óptimo con respecto al contacto agua-petróleo (OWC). Los registros de un pozo piloto ayudaron a confirmar la presencia de una arena de gran espesor, mostraron la pro-fundidad del OWC y determinaron el echado de la formación en el pozo piloto. No obstante, la orien-tación del yacimiento y la geometría de su cresta no pudieron ser inferidas con precisión. A pesar del control estructural subóptimo, el equipo de posicionamiento de pozos de Santos debió perfo-rar en dirección hacia un asentamiento que posi-cionaría el pozo de manera tal de lograr una exposición máxima del yacimiento.

Santos seleccionó la tecnología GeoSphere para reducir las incertidumbres geológicas y ma-pear la estructura, el echado, los contactos de fluidos y los límites del yacimiento. El BHA in-cluyó un sistema rotativo direccional, los trans-misores y receptores GeoSphere, la herramienta LWD PeriScope, el servicio de telemetría de alta velocidad TeleScope y la herramienta de densi-dad-neutrón azimutal adnVISION. Tras salir de la

zapata de la tubería de revestimiento, la sarta de herramientas detectó el tope del yacimiento a una TVD 6 m [20 pies] por debajo de la trayectoria de pozo propuesta e identificó el OWC a una TVD 19 m [62 pies] por debajo del tope del yacimiento. En con-secuencia, el equipo de posicionamiento de pozos pudo establecer la geometría estructural y eva-luar la trayectoria de perforación antes de asen-tar el pozo (página anterior).

El mapeo del yacimiento y del OWC en tiempo real demostró ser crucial para la optimización y el mantenimiento del posicionamiento estructu-ral dentro del yacimiento. Las interpretaciones de la estructura del yacimiento y de los contactos de fluidos con el servicio GeoSphere fueron inte-gradas posteriormente en el modelo geológico 3D del operador para actualizar los planes de perfo-ración y de desarrollo de campos petroleros.

El panorama generalEl espaciamiento entre un transmisor y un recep-tor afecta la profundidad de investigación de una herramienta de perfilaje y la sarta de herramien-tas GeoSphere utiliza esta relación para lograr una DOI mayor que la de las herramientas LWD convencionales. Sus mediciones direccional-mente sensibles de lectura profunda dirigen un proceso continuo de inversión automática de múltiples capas en tiempo real que proporciona a los equipos de posicionamiento de pozos una perspectiva más amplia de la geología que rodea un pozo. Esta vista expandida del subsuelo ayuda a los geocientíficos y perforadores a reducir la brecha existente entre los datos LWD convencio-nales y los datos sísmicos de superficie para iden-tificar los contactos de fluidos, las fallas sub- sísmicas y otros detalles geológicos no definidos a través de los datos sísmicos de superficie.

Mediante la presentación en tiempo real de la información derivada del mapeo durante la perfo-ración, el servicio GeoSphere puede producir un impacto significativo en las decisiones de posiciona-miento de los pozos, que tarde o temprano inciden en la producción. Un pozo puede ser direccionado a lo largo de un trayecto definido por los límites observados por encima y por debajo del mismo; en general, el tope del yacimiento y el contacto de

agua en su base. Esta vista más amplia del yaci-miento ayuda al perforador a perforar un intervalo productivo más largo con un trayecto de pozo parejo, que resulta en un incremento de la recupe-ración de la zona productiva.

En la oficina, los datos del servicio de mapeo durante la perforación pueden servir subsiguien-temente como base para desarrollar estrategias destinadas a optimizar la producción en campos complejos o marginales. Estos datos son utiliza-dos además para identificar nuevos objetivos en arenas adyacentes. Las mediciones a escala de ya-cimiento del servicio GeoSphere proporcionan mayor resolución que los datos sísmicos de super-ficie, lo que conduce a una integración más estre-cha con otra información del yacimiento. La in-formación complementaria derivada de los datos sísmicos de superficie, junto con los datos LWD convencionales o los datos derivados de los regis-tros adquiridos con cable, puede ser integrada con los resultados del proceso de inversión GeoSphere para crear o refinar los modelos estructurales con miras a lograr una mayor comprensión de los yaci-mientos y de los fluidos que contienen. —MV