20 Oilfield Review

Confrontando el intrincado tema de los carbonatos

Wayne M. AhrUniversidad A&M de TexasCollege Station, Texas, EUA

David AllenAustin BoydRidgefield, Connecticut, EUA

H. Nate BachmanTony SmithsonSugar Land, Texas

E. A. (Ed) ClerkeSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Kais B. M. GzaraDhahran, Arabia Saudita

John Kenneth HassallAbu Dhabi Company forOnshore Oil Operations (ADCO)Abu Dhabi, Emiratos rabes Unidos

Challa R. K. MurtyHisham ZubariBahrain Petroleum Company (BAPCO)Manama, Bahrain

Raghu RamamoorthyAbu Dhabi, Emiratos rabes Unidos

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo seagradece a Amy Andrews, Karen Glaser, Ralf Heidler, Martin Isaacs y Jack LaVigne, Sugar Land, Texas, EUA; Bill Batzer y Claude Signer, Ridgefield, Connecticut, EUA;Tim Diggs, Shell International Exploration and ProductionInc., Houston, Texas; Nick Heaton, La Haya, Pases Bajos;David C. Kopaska-Merkel, Servicio Geolgico de Alabama, Tuscaloosa, Alabama, EUA; Bill Murphy y Bruce Ward,Earthworks LLC, Sandy Hook, Connecticut; Richard Netherwood, El Cairo, Egipto; y Rachel Wood, Cambridge,Inglaterra.CMR (herramienta de Resonancia Magntica Combinada),ELANPlus (Anlisis Elemental de Registros), FMI (herramientade generacin de Imgenes Microelctricas de CoberturaTotal), GeoFrame, MDT (Probador Modular de la Dinmica dela Formacin), MRF (herramienta de Caracterizacin de Fluidos por Resonancia Magntica), MRX (herramienta deResonancia Magntica eXpert), Platform Express, proVISIONy Well-ID son marcas de Schlumberger. Windows es unamarca registrada de Microsoft Corporation.

Dada la heterogeneidad de los yacimientos carbonatados en todas las escalas, a los

especialistas les resulta difcil lograr consenso en lo que respecta a las descripcio-

nes de estos yacimientos. La simplificacin de los esquemas de clasificacin de

rocas facilita las interpretaciones y ofrece un marco de gran utilidad para las deci-

siones relacionadas con el manejo de yacimientos; sin embargo, la simplificacin no

basta. Los avances sostenidos que han tenido lugar en la tecnologa de adquisicin

de registros de pozos, las aplicaciones rigurosas del anlisis petrofsico, la valida-

cin de las tcnicas petrofsicas que utilizan ncleos y las sofisticadas tcnicas

probabilsticas han posibilitado una mayor compresin de las rocas carbonatadas.

A pesar de la gran cantidad de hidrocarburos quealbergan, los carbonatos poseen mala reputacinpor las interrelaciones complicadas o inexisten-tes que exhiben entre la porosidad, la permeabi-lidad y otras propiedades de los yacimientos. Lacomprensin de las interrelaciones que puedenexistir constituye un desafo importante en lacaracterizacin de yacimientos carbonatados.Histricamente, las compaas operadoras y lascompaas de servicios han intentado crear solu-ciones completas para los anlisis petrofsicos delos carbonatos, slo para ver invalidados susesfuerzos por la realidad que plantea la hetero-geneidad extrema de los sistemas porosos. Enconsecuencia, las compaas de exploracin yproduccin (E&P) han tenido que confrontar losdesafos presentados por la produccin en yaci-mientos carbonatados con informacin bastantealejada de la ideal.

En los ltimos aos, los cientficos e ingenie-ros han aplicado numerosas tcnicas para tratarde comprender los yacimientos carbonatados. Laausencia permanente de un procedimiento uni-versal para resolver todos los problemas no sedebe a la falta de esfuerzo. Independientementede ello, siempre persiste un obstculo importan-te: una tcnica determinada quizs no resulteadecuada para todas las escalas de investigacinpertinentes; lo que funciona en un pozo proba-blemente resulta inapropiado en otros; o en elresto de un campo petrolero. La heterogeneidad

de los sistemas porosos carbonatados dificulta engrado extremo la prediccin de la permeabilidad.No obstante, la situacin dista de ser desalenta-dora.

Durante los aos transcurridos desde la lti-ma vez en la que el Oilfield Review examin endetalle los yacimientos carbonatados, el objetivode las compaas de E&P no ha cambiado: sudeseo es descubrir y producir hidrocarburos conla mayor seguridad y eficiencia posibles.1 A esca-la de pozo, esto conlleva la evaluacin de forma-ciones y la optimizacin de las operaciones determinacin de pozos. A escala de yacimiento, lacaracterizacin rigurosa de los yacimientosayuda a las compaas a mejorar la produccin yoptimizar la ubicacin de pozos nuevos.2 En loque respecta a las rocas carbonatadas, estas tare-as son ms fciles de expresar que de ejecutar.

En este artculo, examinamos mtodos inno-vadores para encarar los desafos asociados conla caracterizacin de yacimientos carbonatadosde todo el mundo. Adems, introducimos unasonda de resonancia magntica nuclear (RMN)de ltima generacin, cuyas mltiples profundi-dades de investigacin permiten mejorar lacaracterizacin del contenido de fluidos.Tambin analizamos cmo los datos nuevos delos yacimientos carbonatados ayudan a los cien-tficos e ingenieros a comprender los sistemasporosos carbonatados y cmo este conocimientoest guiando el desarrollo de nuevos mtodos de

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interpretacin de mediciones de RMN. Sinembargo, primero revisamos brevemente la geo-loga de los yacimientos carbonatados y las pri-meras tcnicas de interpretacin.

Menos minerales, ms complicacionesLos yacimientos carbonatados contienen ms deun 60% del petrleo remanente de todo el mundopero la produccin de estos hidrocarburos puederesultar extremadamente dificultosa (derecha).

A diferencia de los yacimientos siliciclsticos,que se forman a travs de la erosin y el trans-porte de materiales de las rocas existentes, losmateriales que conforman las rocas carbonatadasse desarrollan fundamentalmente por actividad

biolgica y, en menor medida, a travs de la preci-pitacin inorgnica. Los orgenes biolgicos demuchos depsitos carbonatados limitan su pre-sencia a lugares con temperaturas de agua y otrascondiciones de sustentacin de la vida especficas.

1. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:Evaluacin de yacimientos carbonatados, OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 2043.

2. Para obtener ms informacin sobre tecnologas de estimulacin y adquisicin de registros durante la perfo-racin (LWD, por sus siglas en ingls) de avanzada, enrocas carbonatadas, consulte: Al-Anzi E, Al-Mutawa M,Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O,Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F,Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D: Reac-ciones positivas en la estimulacin de yacimientoscarbonatados, Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 3047.Alvarado RJ, Damgaard A, Hansen P, Raven M, Heidler R,Hoshun R, Kovats J, Morriss C, Rose D y Wendt W:Registros de resonancia magntica nuclear adquiridosdurante la perforacin, Oilfield Review 15, no. 2 (Otoode 2003): 4051.

> (Fotografas, cortesa de T.N. Diggs.)

Arrecife Carbonatos de plataforma continental

Carbonatos de aguas profundas Provincias de carbonatos petrolferos

60N

40N

20N

0N

20S

40S

60S

> Distribucin de yacimientos carbonatados. Las rocas carbonatadas albergan numerosos barrilesde petrleo y muchos aos de reservas, el mayor volumen de las cuales corresponde a Medio Oriente.Las ms espectaculares son las acumulaciones situadas en Arabia Saudita, donde se espera que laproduccin proveniente de los yacimientos carbonatados se mantenga durante varias dcadas.

Adems, los organismos productores de carbona-tos evolucionan, lo que agrega complejidad alestudio de los carbonatos.3

La mineraloga de las rocas carbonatadas esrelativamente simple y exhibe un predominio de mi-nerales de calcita [CaCO3], doloma [CaMg(CO3)2]y evaporita, tales como la anhidrita [CaSO4] y elyeso [CaSO4 . 2H2O], y menos arcilla que las rocassedimentarias siliciclsticas. El sepultamientopodra preservar el carbonato de calcio en el lugaren el que se form, o el material podra ser erosio-nado o lixiviado, transportado en forma de granoso en solucin, y depositado en otro lugar por elagua en movimiento o la reprecipitacin. Lasvariaciones fsicas, biolgicas y qumicas crean

texturas y fbricas de rocas heterogneas durantey despus de la depositacin, destruyendo a menu-do cualquier relacin comparativamente simpleque pudo haber existido entre los atributos sedi-mentarios, la porosidad y la permeabilidad.

La susceptibilidad de los minerales carbona-tados al cambio qumico una vez removidos, oincluso mientras se encuentran dentro, delambiente de sedimentacin indica que los proce-sos diagenticos son ms significativos en lasrocas carbonatadas que en sus contrapartes sili-ciclsticas.4 Estos procesos afectan las rocascarbonatadas en escalas que varan entre micro-nes y kilmetros y normalmente modifican losdimetros y las formas de los espacios entre poros.

La deformacin, tal como el fracturamiento,puede modificar la permeabilidad y la porosidad.Los procesos de disolucin forman cavernas, fosasde hundimiento y otros rasgos que se conocencolectivamente como modelo crstico, lo que tam-bin afecta las propiedades de los yacimientos.

La elaboracin de modelos de yacimientos y laspredicciones realistas dependen de la compren-sin de los procesos que crearon o modificaron lasformaciones carbonatadas y de la medicin de laspropiedades de las rocas con niveles de resolucinadecuados.5 Para el desarrollo de modelos y la pre-paracin de predicciones, es crucial considerarque los procesos geolgicos que modifican losporos pueden producirse en forma reiterada.6

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> Clasificacin de la porosidad de los carbonatos. Un esquema de clasificacin desarrollado por Ahr destaca el origen de laporosidaddepositacin, diagnesis o fracturamientopara distinguir las rocas carbonatadas (centro). La porosidad deposi-tacional representa el espacio que queda entre los granos, tal como los ooides de la micrografa electrnica de barrido (extremosuperior), los fragmentos de esqueletos y otras partculas. La porosidad diagentica, con relleno de epoxi azul en una seccindelgada de caliza dolomitizada (izquierda), puede ser el resultado de procesos de cementacin, compactacin, disolucin, re-cristalizacin o reemplazo. La porosidad por fractura puede producirse en ms de una escala, como lo muestran al menos dosgrupos de fracturas en la fotografa del afloramiento (extremo inferior derecho). Entre los miembros extremos existe una varie-dad infinita de tipos de poros hbridos. (Fotografas de ooides y fracturas, cortesa de Wayne Ahr; fotografa de la porosidadintercristalina, cortesa de David C. Kopaska-Merkel).

Depositacin

Hbrida 1

Hbrida 2

Hbrida 3

FracturaDiagenticaReducida

CompactacinCementacinReemplazo

La diagnesis incide en el

comportamientofrgil

El carcter depositacionalincide en las fracturas

Aspectos dedepositacionales

dominantes

MejoradaDisolucinReemplazoRecristalizacin

Porosidad, %Tamao y formaSistema de vacuolasseparadasSistema de vacuolasen contacto

0.5 mm

0.5 m

Aspectosdiagenticosdominantes

1 mm

InterparticularIntraparticularFenestralResguardoArrecife

IntraesqueletalInteresqueletalVacuolas con estromatactisVacos construidosRelleno detrtico

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Algunos profesionales especialistas en yaci-mientos carbonatados se centran en una deter-minada escala a la hora de considerar las propie-dades de los yacimientos carbonatados. La esca-la ms pequea involucra la estructura internade la roca, incluyendo los granos de los minera-les, los fsiles y la materia orgnica, as comotambin los tipos y las geometras de los poros.

La escala intermedia, que vara entre aproxi-madamente un pie y cientos de pies [1 y 100 m],ofrece cierto discernimiento con respecto a lamineraloga, la porosidad, la saturacin de losfluidos, la permeabilidad, la continuidad del yaci-miento y los patrones diagenticos. Los rasgosgeolgicos tales como estratificacin, vacuolas,estilolitas y fracturas, se observan fcilmente enesta escala.7

A escala de yacimiento, los especialistas secentran en la geometra general y en los lmitesde las unidades de flujo del yacimiento, recu-rriendo normalmente a la ssmica, la correlacinde registros y los ajustes histricos de los datosde produccin. Sin embargo, el xito de las estra-tegias de produccin de hidrocarburos dependede la comprensin e integracin de los datos; lasinterpretaciones y acciones subsiguientes debenser compatibles en todas las escalas.

El avance reciente logrado en la comprensinde los yacimientos carbonatados surge, en parte,de la simplificacin de la caracterizacin de lasrocas carbonatadas. En lugar de intentar subdivi-dir las rocas carbonatadas en un nmero pocoprctico de categoras, los cientficos e ingenie-ros estn apelando a esquemas de clasificacinms prcticos que generan interpretaciones msconfiables de los sistemas porosos, lo que consti-tuye un paso crucial hacia el mejoramiento delmanejo de los yacimientos carbonatados. Las cla-sificaciones que ponen nfasis en el comporta-miento del flujo pueden conducir a una toma dedecisiones ms directas durante las operacionesde produccin.

Diversos esquemas de clasificacin han sidoaplicados a las rocas carbonatadas.8 Los deDunham y Folk son quizs los ms conocidos. Laclasificacin de Dunham enfatiza las texturasdepositacionales. El sistema de Folk comienzacon los tipos de granos y su abundancia relativa yluego incorpora la textura y el tamao de los gra-nos. Otros gelogos utilizan clasificaciones quese centran en las propiedades de los poros paraevaluar la calidad del yacimiento.9 A travs delestudio cuidadoso de los componentes, las textu-ras y los poros de las rocas carbonatadas, los ge-logos pueden determinar los tipos y la secuenciacronolgica relativa de los procesos depositacio-nales, los procesos diagenticos y la formacin defracturas naturales (pgina anterior).

Otro marco conceptual involucra los distintostipos de rocas petrofsicas descriptos por Archieen las rocas siliciclsticas y carbonatadas.10 Lasrocas que corresponden a un tipo petrofsicocomn poseen atributos comparables tales comoporosidad, permeabilidad, saturacin o propieda-des de presin capilar. Estas semejanzas refuer-zan las esperanzas de que el comportamiento delos yacimientos sea similar. Lucia agreg los atri-butos descriptivos de los sistemas porosos, lo quepermiti incrementar la utilidad de los tipos derocas petrofsicas para la prediccin de la per-meabilidad en los yacimientos carbonatados, atravs del enlace de las propiedades describiblesy mapeables de las rocas carbonatadas con losmodelos geolgicos para mejorar el anlisiscuantitativo en una escala ms grande.11

La comprensin de los tipos de poros o lostipos de rocas proporciona una base importantepara los estudios del comportamiento de los yaci-mientos, pero no es suficiente, ni siquiera enyacimientos que no estn fracturados. Para pre-decir el comportamiento de los yacimientos, los

cientficos e ingenieros estn recurriendo a tc-nicas probabilsticas.12 Estas tcnicas deberanayudar a los cientficos e ingenieros a cuantificarlas reservas remanentes de los yacimientos yseleccionar las tecnologas necesarias para recu-perar esas reservas, pero con un claro conoci-miento de la incertidumbre asociada con cadaaspecto del trabajo.

Tcnicas de interpretacin modernasHace algunos aos, la incursin prematura de aguadurante la implementacin de proyectos de inyec-cin de agua en yacimientos carbonatados indujo alos cientficos e ingenieros de Schlumberger a rea-lizar estudios intensivos de las rocas carbonatadas.En contraste con los mtodos empricos adoptadospreviamente, estos estudios se tradujeron en unametodologa de interpretacin petrofsica para lasrocas carbonatadas que integraba el anlisis deregistros con los estudios de ncleos.13 Los investi-gadores desarrollaron este enfoque para cuantifi-car los macroporos y comprender sus conexiones yla permeabilidad.14

3. Kupecz JA, Gluyas J y Bloch S: Reservoir Quality Prediction in Sandstones and Carbonates: An Overview,en Kupecz JA, Gluyas J y Bloch S (eds): Reservoir QualityPrediction in Sandstones and Carbonates. Tulsa: AAPG(1997): viixxiv.

4. La diagnesis implica la alteracin fsica, qumica o bio-lgica de los sedimentos para convertirse en rocassedimentarias en condiciones de temperatura y presinrelativamente bajas, que pueden modificar la mineralogay la textura originales de la roca. Los sedimentos carbo-natados a menudo comprenden cantidades sustancialesde minerales metaestables tales como la aragonita[CaCO3], que se disuelve fcilmente y es reemplazadapor calcita. Despus de la depositacin, los sedimentosse compactan a medida que son sepultados debajo desucesivas capas de sedimentos y son cementados porlos minerales que precipitan a partir de la disolucin. Losgranos de sedimentos, fragmentos de rocas y fsilespueden ser reemplazados por otros minerales durante ladiagnesis. La porosidad normalmente disminuyedurante la diagnesis, salvo en casos especiales, talescomo la disolucin de minerales y ciertos tipos de dolo-mitizacin.

5. Para ver un anlisis sobre la creacin de modelos deyacimientos carbonatados ms efectivos, consulte: LuciaJ: Integracin de la informacin petrofsica y geolgica:una tarea para los petrofsicos, Oilfield Review 12, no. 4(Primavera de 2001): i.

6. Ahr WM y Hammel BS: Identification and Mapping ofFlow Units in Carbonate Reservoirs: An Example from theHappy Spraberry (Permian) Field, Garza County, Texas,USA, Energy Exploration and Exploitation 17 (1999):311334.

7. Las estilolitas son superficies entrelazadas serradas,onduladas o dentadas, que se encuentran ms comn-mente en rocas carbonatadas y ricas en cuarzo quecontienen residuos insolubles concentrados tales comolos minerales de arcilla y los xidos de hierro. Se creeque las estilolitas se forman por disolucin bajo presin,un proceso de disolucin que reduce el espacio entre los poros bajo presin durante la diagnesis.

8. Para ver un anlisis detallado de los esquemas de clasificacin de carbonatos, consulte: Scholle PA yUlmer-Scholle DS: Carbonate Classification: Rocks andSediments, en Scholle PA y Ulmer-Scholle DS: A ColorGuide to the Petrography of Carbonate Rocks: Grains,Textures, Porosity, Diagenesis. Memoria de la

Asociacin Americana de Gelogos en Petrleo 77.Tulsa: AAPG (2003): 283302.

9. Ahr WM: Carbonate Pore Properties as Indices ofReservoir Quality, Boletn de la AAPG 84, no. 13 (Suplemento, 2000).

10. Archie GE: Introduction to Petrophysics of ReservoirRocks, Boletn de la AAPG 34, no. 5 (Mayo de 1950):943961.

11. Lucia FJ: Rock-Fabric/Petrophysical Classification ofCarbonate Pore Space for Reservoir Characterization,Boletn de la AAPG 79, no. 9 (Septiembre de 1995):12751300.

12. Feazel CT, Byrnes AP, Honefenger JW, Leibrecht RJ,Loucks RG, McCants S y Saller AH: Carbonate ReservoirCharacterization and Simulation: From Facies to FlowUnits: Report from the March 2004 Hedberg ResearchSymposium, Boletn de la AAPG 88, no. 11 (Noviembrede 2004): 14671470.

13. Ramakrishnan TS, Ramamoorthy R, Fordham E, Schwartz L,Herron M, Saito N y Rabaute A: A Model-Based Interpretation Methodology for Evaluating CarbonateReservoirs, artculo de la SPE 71704, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

14. Los microporos, con dimetros de gargantas de menosde 0.5 micrones, normalmente contienen en su mayorparte agua irreducible y poco hidrocarburo. Los mesopo-ros, con dimetros de gargantas que oscilan entre 0.5 y 5micrones, pueden contener cantidades significativas depetrleo o gas en los poros, por encima del nivel de agualibre (FWL, por sus siglas en ingls). Los macroporos,cuyas gargantas miden ms de 5 micrones de dimetro,son responsables de las tasas de produccin prolficasque se registran en muchos yacimientos carbonatados,pero a menudo proveen las trayectorias para la incursinprematura de agua, dejando en los mesoporos porencima del nivel de agua libre un volumen considerablede petrleo y gas. Para obtener mayor informacin sobretipos de poros, consulte: Akbar et al, referencia 1. Otros definen a la microporosidad como los poros cuyas dimensiones son significativamente menores que las que contribuyen a la permeabilidad de la roca.Para obtener mayor informacin, consulte: Swanson BF:Microporosity in Reservoir Rocks: Its Measurement andInfluence on Electrical Resistivity, The Log Analyst 26,no. 6 (Noviembre a diciembre de 1985): 4252.

Este tipo de anlisis comienza con imgenesde las paredes del pozo, que ayudan a los petrof-sicos a caracterizar y analizar la porosidad, inclu-yendo las fracturas naturales y el material derelleno de las vacuolas. Dentro de la matriz, otrasmediciones, tales como las de las herramientasde adquisicin de registros de RMN indican lascaractersticas de los volmenes de poros en lasrocas carbonatadas, que luego los investigadorestrasladan a un algoritmo para determinar la mag-nitud relativa de la porosidad intragranular,intergranular y vacuolar; la integracin con lasimgenes de la pared del pozo ayuda a cuantifi-car la fraccin vacuolar.15 Por ltimo, estos datosse utilizan para construir un modelo geomtricoa partir del cual es posible estimar las propieda-des de transporte de fluidos, tales como la per-meabilidad.

Este enfoque fue verificado utilizando datos dencleos y datos de registros de Medio Oriente.16 Noobstante, los cientficos e ingenieros procuranconstantemente el desarrollo de nuevos enfoquespara evaluar mejor las rocas carbonatadas (vaseRe-inversin de la petrofsica de los carbonatos,pgina 1).

Evaluacin de las propiedades de los yacimientosLos gelogos, petrofsicos e ingenieros de yaci-mientos podran optar por diferentes enfoquespara estudiar los yacimientos carbonatados pero,en ltima instancia, los activos de petrleo y gasson manejados por equipos compuestos por profe-sionales de stas y otras disciplinas tcnicas. Todoslos participantes persiguen un objetivo en comn.Para ello, el equipo de trabajo debe compartir lamisma percepcin de los problemas inmediatos.

Una caracterstica comn de los yacimientoscarbonatados es aquella denominada en formavaga heterogeneidad y un error comn consisteen intentar abordarla con tcnicas desarrolladaspara rocas no carbonatadas. La heterogeneidadno es un problema en los yacimientos carbonata-dos si se encara con la presuncin de que existen

diferentes tipos de heterogeneidad, a diversasescalas de investigacin, o en diferentes orienta-ciones. Puede existir heterogeneidad en los tiposde granos, texturas y poros, en la distribucin delas fracturas naturales y en los efectos diagenti-cos. Pueden superponerse entre s diferentestipos de heterogeneidad.

Para apreciar mejor los aspectos fundamen-tales de las rocas carbonatadas, se pueden elabo-rar descripciones con una diversidad de fines ascomo se han desarrollado varios esquemas declasificacin de rocas carbonatadas. Por ejemplo,se podra utilizar un esquema de comportamien-to de flujo o un esquema de tipos de poros, perola descripcin debera adecuarse a la naturalezay escala del problema. La construccin del fun-damento correcto puede complicarse debido a lapresencia de diferentes tipos de heterogeneidado por la superposicin de heterogeneidades.

Independientemente del marco descriptivo, elmanejo efectivo de yacimientos requiere un cono-cimiento global de los parmetros de comporta-miento de inters, tales como permeabilidad,exponente de saturacin y eficiencia de desplaza-miento microscpico entre zonas de yacimientodefinidas. Saudi Aramco est trabajando paradesarrollar una comprensin ms completa de laeficiencia de desplazamiento microscpico de lossistemas porosos de las calizas del yacimientoArab-D, en el Campo Ghawar. Los sistemas porososde calizas estn siendo estudiados en primer tr-mino a travs de un anlisis exhaustivo de 125muestras de presin capilar por inyeccin de mer-curio (MICP, por sus siglas en ingls), tomadas delconjunto de datos Hagerty-Cantrell, cuidadosa-mente compilado, y mediante la adquisicin de 500curvas de presin capilar ms, que forman partedel proyecto Rosetta Stone de la compaa.17

Las curvas de presin capilar son importantespara evaluar el flujo de fluidos en los yacimien-tos.18 El proceso de inyeccin de mercurio en lasmuestras de rocas es anlogo a la ocupacin delespacio entre los poros por los hidrocarburosconocido como drenaje debido al drenaje de la

fase mojante por aguaen el yacimiento.Adems, los datos MICP ayudan a los cientficose ingenieros a estimar los efectos geomtricos delos poros sobre el desempeo del yacimiento.

El mtodo de Thomeer, utilizado por primeravez en Shell en la dcada de 1960, emplea unamedicin obtenida en un laboratorio del volumende mercurio lquido inyectado en una muestra deroca a medida que se incrementa la presinsobre el mercurio lquido.19 Los datos se presen-tan habitualmente en grficas del volumen frac-cional aparente ocupado por el mercurio en fun-cin de la presin; la forma de la curva contieneinformacin sobre los tamaos de las gargantasde poros y las geometras de los mismos y lainyeccin simula la ocupacin del espacio entrelos poros por los hidrocarburos. El experimentoemplea aire como fase mojanteen forma an-loga al agua presente en el yacimientoy mer-curio como fase no mojanteen forma anloga alos hidrocarburos presentes en el yacimientode modo que la informacin geomtrica de losporos es captada sin los efectos de mojabilidadde los fluidos de yacimiento.

En el mtodo de Thomeer, una curva MICPunitaria de un sistema poroso puede ser descrip-ta por una hiprbola de Thomeer caracterizadasolamente por tres parmetros: la porosidad delsistema poroso, el tamao de la mayor gargantade poros y un factor geomtrico de poros querefleja la distribucin del tamao de las gargan-tas de poros. El comportamiento de la presincapilar de los sistemas porosos complejos esequiparado por la superposicin de mltipleshiprbolas de Thomeer. Un programa especiali-zado ejecuta el ajuste interactivo de curvas tipode los datos MICP y el ajuste interactivo de cur-vas tipo de las derivadas de los datos, en formasimilar a los mtodos de anlisis de presionestransitorias. Este programa permite analizarrpidamente grandes volmenes de datos MICP,lo que ayuda a los ingenieros y cientficos a cap-tar de inmediato la informacin sobre las geome-tras de poros.20 Los parmetros de Thomeer

24 Oilfield Review

15. Una vacuola es una cavidad, vaco o poro grande pre-sente en una roca. La porosidad vugular normalmente seobserva en rocas con propensin a la disolucin, talescomo la caliza, en cuyo caso se la clasifica como porosi-dad secundaria.

16. Ramakrishnan TS, Rabaute A, Fordham EJ, RamamoorthyR, Herron M, Matteson A, Raghuraman B, Mahdi A,Akbar M y Kuchuk F: A Petrophysical and PetrographicStudy of Carbonate Cores from the Thamama Formation,artculo de la SPE 49502, presentado en la 8a Exhibicin yConferencia Internacional del Petrleo de Abu Dhabi,Abu Dhabi, Emiratos rabes Unidos, 11 al 14 de noviem-bre de 1998.

17. Cantrell DM y Hagerty RM: Reservoir Rock Classification, Arab-D reservoir, Ghawar Field, Saudi Arabia, GeoArabia 8, no. 3 (2003): 435462.

Clerke EA: Beyond Porosity-Permeability RelationshipsDetermining Pore Network Parameters for the Ghawar Arab-D Using the Thomeer Method, presentado en la 6a Conferencia y Exhibicin de Geociencias de Medio Oriente, Manama, Bahrain, 7 al 10 de marzo de 2004.

18. Para obtener mayor informacin sobre presin capilar,consulte: Wardlaw NC y Taylor RP: Mercury CapillaryPressure Curves and the Interpretation of Pore Structureand Capillary Behaviour in Reservoir Rocks, Bulletin ofCanadian Petroleum Geology 24, no. 2 (Junio de 1976):225262.

19. Thomeer JHM: Air Permeability as a Function of ThreePore-Network Parameters, Journal of Petroleum Technology 35, no. 4 (Abril de 1983): 809814.Thomeer JHM: Introduction of a Pore Geometrical Factor Defined by the Capillary Pressure Curve, Actas de Petrleo del AIME (1959): 354358.

20. Clerke EA y Martin PR: Thomeer Swanson Excel Spreadsheet and FAQs and User Comments, presentadoy distribuido en el Taller de Petrofsica de los Carbonatosdel 45o Simposio de Anual de Adquisicin de Registrosde Pozos de la SPWLA, Noordwijk, Pases Bajos, 6 al 9de junio de 2004.

21. Clerke denomin porositones a estos modos Gaussianosde estadsticas de gargantas de poros tomadas de lossubgrupos de porosidad de la caliza Arab-D. Se anticipaque estos porositones poseen adems equivalentes demodos de distribucin de cuerpos de poros, denomina-dos porobodones, que facilitarn el anlisis de la sealde RMN de los carbonatos. El anlisis de los registrosadquiridos en un pozo del yacimiento Arab-D en elCampo Ghawar mostr tres de esos modos en la sealde la herramienta de Resonancia Magntica CombinadaCMR. El cuarto modo est por debajo de la resolucin dedecaimiento de tiempo CMR.

Verano de 2005 25

representan un conjunto de datos sumamentecomprimidos y petrofsicamente intuitivos paralas geometras de poros de los yacimientos, queluego pueden analizarse mediante la aplicacinde mtodos estadsticos.

En las calizas del yacimiento Arab-D delCampo Ghawar, el mtodo de Thomeer est sien-do utilizado para el modelado de la relacin pro-fundidad-saturacin, la determinacin del nivelde agua libre y la evaluacin de las geometras deporos. Todo esto est mejorando los modelos depermeabilidad. Las grficas de Thomeer, querepresentan el volumen acumulado ocupado porel mercurio versus el radio de las gargantas deporos, se utilizan para describir el sistema deconduccin general del yacimiento (arriba). Elanlisis de las primeras 125 muestras demostr

que los diversos sistemas porosos complejos delas calizas son combinaciones de slo tres tipos omodos de sistemas porosos Thomeer simples. Elestudio Rosetta Stone, consistente en 500 mues-tras, indic un cuarto modo de porosidad. Enconsecuencia, ahora se sabe que un yacimientoque podra haber sido descrito previamentecomo heterogneo se construye a partir de cier-tas combinaciones de subgrupos de porosidad; node una asociacin desesperanzadamente compli-cada de rocas yacimiento con diferentes compor-tamientos.21

Mediante la utilizacin de modelos de siste-mas porosos que incorporan valores de porosidad,permeabilidad, presin capilar y permeabilidadrelativa para cada tipo de roca, Saudi Aramcocontina refinando el modelo de yacimiento glo-

bal. Este procedimiento de anlisis y construc-cin de modelos ayudar al equipo multidiscipli-nario a ejecutar simulaciones de yacimientos ypronsticos an ms poderosos para el campopetrolero ms grande del mundo.

Tecnologa de resonancia magntica para la caracterizacin de fluidosLas tcnicas de RMN se utilizan en forma rutina-ria para la evaluacin de formaciones carbonata-das. Sin embargo, en comparacin con las are-niscas, existen numerosos desafos propios de lamedicin de la porosidad de los carbonatos, laderivacin de la permeabilidad y la interpreta-cin de datos de RMN para determinar las distri-buciones del tamao de poros. No obstante, stees exactamente el tipo de informacin que pro-

0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000

Dimetro de las gargantas de poros, micrones

0.01

0.10

1.00

Volu

men

por

oso

incr

emen

tal

100.00 10.00 1.00 0.10

Volumen aparente ocupado por el mercurio

10,000

10

100

1,000

1

100,000

Pres

in

capi

lar p

or in

yecc

in

de m

ercu

rio, l

pca Suma de

macroporosidad y microporosidad

tipo 1

Mic

ropo

rosi

dad

tipo

1

Mac

ropo

rosi

dad

tipo

M

2

1M

Sistema poroso trimodalcorrespondiente alyacimiento Arab-D

> Redes de poros en el Campo Ghawar. Los datos de presin capilar por inyeccin de mercurio muestran un sistema relativamen-te simple de tres tipos de poros en el yacimiento Arab-D del Campo Ghawar (extremo inferior), donde esta vista de las gargantasde poros indica cierta microporosidad de tipo 2. Este sistema poroso aparentemente complejo y heterogneo puede ser com-pletamente caracterizado slo por la superposicin de tres hiprbolas de Thomeer (extremo superior). El concepto de red de poros vincula las interpretaciones geolgicas con los datos de ingeniera de yacimientos para mejorar los modelos deyacimientos para la toma de decisiones.

Antena de alta resolucin

Imn de polarizacin

Antena de alta resolucin

Antena principal

DOI mltiples

AntenaImnpermanente

Volumen de la muestra

Cartuchode suministro

de energa

Cartuchoelectrnico

Excentralizador

Sonda yelementos

electrnicos

133.8 pulgadas

89.7 pulgadas

168.5 pulgadas

32.7 pies

curan obtener los especialistas en evaluacin deformaciones mediante la tecnologa de RMN. Loscientficos e ingenieros continan desarrollandoy optimizando las aplicaciones de RMN, especial-mente para la caracterizacin de fluidos de yaci-mientos. Los avances registrados recientementeincluyen mediciones de la viscosidad y la satura-cin del petrleo para mltiples profundidadesde investigacin.22

Las mediciones de RMN muestran las propie-dades de los poros y fluidos en formaciones roco-sas a travs de una medicin que consta de dosetapas. Primero, en la etapa de polarizacin, lostomos de hidrgeno se alinean como barrasimantadas a lo largo de la direccin de un campomagntico esttico, conocido como B0. Esta pola-rizacin insume un tiempo caracterstico conoci-do como T1, que depende del medio que rodea alhidrgeno. En la segunda etapa, conocida comoadquisicin, los tomos de hidrgeno son mani-pulados por pulsos cortos de un campo magnti-co oscilante. Se elige la frecuencia de oscilacinque se ajusta a la frecuencia de resonancia deLarmor, una cantidad proporcional al campomagntico aplicado, B0. Los pulsos hacen que lostomos de hidrgeno roten alejndose de ladireccin de B0 y luego roten con un movimientode precesin alrededor de la misma. Los pulsoscorrectamente regulados generan respuestascoherentes, conocidas como ecos, provenientesde los tomos de hidrgeno. Los ecos inducenvoltaje en una antena colocada en un plano per-pendicular a la direccin de B0. Luego de unasola etapa de polarizacin se pueden generar

proveniente de esta secuencia y su decaimientoes la suma de las seales provenientes de dife-rentes partes de la muestra de fluido, cada unade las cuales decae en un tiempo de relajacintransversal caracterstico, conocido como T2.Para el caso tpico de las rocas humedecidas conagua, los valores de T2 cortostasas de decai-miento de la seal rpidassurgen del agua pre-sente en los poros pequeos o de la presencia dehidrocarburos pesados, mientras que los valoresde T2 largostasas de decaimiento de la seallentasprovienen del agua presente en losporos grandes o de la presencia de hidrocarburosms livianos. Luego, los datos CPMG pueden pro-cesarse o invertirse para cuantificar los tiemposT2 que contribuyeron al decaimiento global juntocon la amplitud, en unidades de porosidad, aso-ciada con cada tiempo T2.

La distribucin de T2 es el resultado bsico deuna medicin de registros de RMN y se presentaen cada profundidad de muestreo como amplitudversus tiempo T2, que habitualmente oscila entre0.3 ms y 3 s. El decaimiento del tiempo T2 puedeser procesado ulteriormente para cuantificar losvolmenes de poros asociados con los diferentesrangos de T2. Los volmenes de inters son habi-tualmente el fluido ligado presente en los porospequeos y el fluido libre que se produce fcil-mente desde los poros de mayor tamao. Se rea-liza una estimacin de la permeabilidad utilizan-do una transformada, tal como la transformadade permeabilidad de Timur-Coates o de SDR.24 Elnuevo programa de petrofsica de los carbonatos,que se analiza ms adelante en este artculo,implementa una metodologa basada en unaserie de estudios de campo. El programa utilizamediciones de RMN, datos de la herramienta degeneracin de Imgenes Microelctricas deCobertura Total FMI y una interpretacin de laporosidad para separar la porosidad en susmicro, meso y macro componentes.25 La nuevaaplicacin emplea luego esa separacin parareconstruir la permeabilidad.

El conocimiento del volumen de fluido mvily la interpretacin de la permeabilidad a partirde una distribucin de T2 es slo el comienzo.Schlumberger ha continuado desarrollando latecnologa de RMN para mostrar qu fluidosestn presentes en el volumen de formacin queha de ser investigado. La herramienta de Reso-nancia Magntica eXpert MRX es la herramientade adquisicin de registros de RMN operada concable de prxima generacin (izquierda).26 Entrelas caractersticas ms importantes de la herra-mienta MRX se encuentran el gradiente delcampo magntico y las frecuencias de operacinmltiples.

26 Oilfield Review

muchos ecos, reducindose la magnitud de losecos sucesivos a travs de un proceso conocidocomo relajacin transversal.

En la adquisicin de registros de RMN, larelajacin est dominada por las interaccionesde los tomos de hidrgeno con su entorno, inclu-yendo los fluidos volumtricos y las superficies deporos, y por la difusin en los gradientes delcampo magntico. El decaimiento de la seal deeco en funcin del tiempo depende de lasecuencia especfica de pulsos. La ms comn esla denominada secuencia de pulsos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG).23 La seal total

> Herramienta de Resonancia Magntica eXpert MRX. Esta herramienta posee una antena principalmultifrecuencia diseada para aplicaciones de caracterizacin de fluidos y dos antenas de altaresolucin que proveen informacin sobre calidad de las rocas y producibilidad.

Verano de 2005 27

Una herramienta de gradiente posee uncampo magntico esttico que decrece en formauniforme a medida que se aleja desde la herra-mienta hacia la formacin. De este modo, la con-dicin de resonancia o condicin de Larmor secumplir en un amplio rango de frecuencias quecorresponden a la medicin del hidrgeno a dis-tancias variables con respecto al pozo. Cambiarla frecuencia de operacin facilita la adquisicinde mediciones para profundidades de investiga-cin mltiples (DOI, por sus siglas en ingls). Laprogramabilidad de la herramienta MRX permiteadems obtener mediciones a profundidades demedicin mltiples en un solo paso. Los datos ylas respuestas de la herramienta MRX desde lasdistintas profundidades de medicin se procesany reportan por separado.

Cada herramienta MRX posee tres antenasincorporadas, dos de alta resolucin y una princi-pal. La antena principal opera a frecuencias ml-tiples y se utiliza fundamentalmente para aplica-ciones de caracterizacin de fluidos. Por ejemplo,los datos provenientes del modo de operacinms avanzado, denominado generacin de perfi-les de saturacin, pueden utilizarse para indicarqu fluidos estn presentes en las profundidadesde investigacin tanto someras como profundasutilizadas en la secuencia de adquisicin de regis-tros. Debido a la excentricidad del modo de ope-racin y el diseo de la antena, las profundidadesde investigacinque oscilan entre 3.8 y 10 cm[1.5 y 4 pulgadas]se mantienen a lo largo de unamplio rango de dimetros de pozos, tipos delodos y temperaturas. El contraste entre la pro-fundidad de investigacin profunda y la profundi-

dad de investigacin somera ayuda a los analistasa identificar los problemas de calidad de los datosasociados con pozos rugosos, revoque de filtra-cin e invasin de fluidos porque la percepcin delas DOI ms profundas habitualmente trasciendeel dao de formacin inducido por la perforacin(arriba).

La herramienta MRX ofrece ventajas signifi-cativas para la caracterizacin de fluidos.27 De lostres mecanismos de relajacinla relajacin vo-lumtrica, la relajacin de superficie y la difusinen un gradienteel ms fcil de ser controladopor la secuencia de pulsos es la difusin. Median-te la modificacin de una serie de secuenciasCPMG estndares, los efectos de la difusin pue-den codificarse sucesivamente en los datos. Lainversin y la subsiguiente interpretacin permi-ten asociar los efectos de la difusin con diferen-tes tipos de fluidos, incluyendo gas, petrleo, aguay filtrado de lodo a base de petrleo.

El principal mtodo de interpretacin es unainversin del modelo de fluidos, conocido comoCaracterizacin de Fluidos por Resonancia Mag-ntica MRF, o bien una inversin independientedel modelo que genera una correlacin bidimen-sional entre la difusin, D, y los datos de T2, cono-cida como mapa D-T2. Ambos mtodos, la inver-sin MRF y la interpretacin de mapas D-T2, apli-can el modelo de viscosidad componente quecorrelaciona la difusin del petrleo con su tiem-po T2.28 Dado que se conoce la difusin del gas yel agua, se puede obtener una medicin cuanti-tativa de los volmenes de fluidos. Esta informa-cin resulta de utilidad para la comprensin delas formaciones carbonatadas, en las que los flui-

22. Para obtener mayor informacin sobre tcnicas de RMN,consulte: Alvarado et al, referencia 2.Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, CastelijnsK, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R: Tendencias en registros de RMN, Oilfield Review 12,no. 3 (Invierno de 2000): 221.

23. La sigla CPMG corresponde al ciclo de pulsos de radio-frecuencia diseados por Carr, Purcell, Meiboom y Gillpara producir ecos y contrarrestar el desfasaje causadopor las inhomogeneidades del campo magntico esttico.

24. El mtodo de Timur-Coates para el clculo de la permea-bilidad se basa en la relacin fluido libre/fluido ligadoobtenida de las mediciones de RMN. Al igual que enmuchos clculos de la permeabilidad, hay un trminobasado en la porosidad y un trmino relacionado con eltamao de los poros, que en este caso es la relacinentre el ndice de fluido libre (FFI, por sus siglas eningls) y el ndice de fluido ligado (BFI, por sus siglas eningls). El mtodo SDR, desarrollado en el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger, se basa en lamedia logartmica T2 de una medicin de RMN y el cl-culo incluye un trmino basado en la porosidad y untrmino relacionado con el tamao de los poros, en estecaso la media logartmica T2.

25. Para obtener mayor informacin, consulte: Hassall JK,Ferraris P, Al-Raisi M, Hurley NF, Boyd A y Allen DF:Comparison of Permeability Predictors from NMR, Formation Image and Other Logs in a Carbonate Reservoir, artculo de la SPE 88683, presentado en laExhibicin y Conferencia Internacional del Petrleo deAbu Dhabi, Abu Dhabi, Emiratos rabes Unidos, 10 al 13de octubre de 2004.

26. Para obtener mayor informacin sobre la herramientaMRX, consulte: DePavia L, Heaton N, Ayers D, FreedmanR, Harris R, Jorion B, Kovats J, Luong B, Rajan N, Taherian R, Walter K, Willis D, Scheibal J y Garcia S: ANext-Generation Wireline NMR Logging Tool, artculode la SPE 84482, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

27. Freedman R y Heaton N: Fluid Characterization UsingNuclear Magnetic Resonance Logging, Petrophysics 45,no. 3 (Mayo a junio de 2004): 241250.

28. Freedman R, Sezginer A, Flaum M, Matteson A, Lo S yHirasaki GJ: A New NMR Method of Fluid Characterization in Reservoir Rocks: Experimental Confirmation and Simulation Results, artculo de la SPE 63214, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.

Ventajas de la sonda MRX en rocas carbonatadas

Sintonizacin automtica durantela adquisicin de registros

Registros en funcin de la profundidad continuosSin atascamientos

Gradientes altos de un solo valor Caracterizacin de fluidosDOI bien definida

Anlisis independienteen cada DOI

Interpretacin mejoradaNo es afectada por la rugosidad del pozo y el daode la formacin

Adquisicin optimizada Respuestas precisas en una amplia gama de ambientes

Imn largo Distribuciones de T1 y T2 robustas en porosgrandes y vacuolas

Programabilidad Desarrollo de nuevos modos

> Ventajas de la herramienta MRX en rocas carbonatadas.

dos mltiples, la mojabilidad, las propiedades desuperficie y los sistemas porosos vugulares plan-tean desafos para la interpretacin de la distri-bucin de T2 por resonancia magntica nucleartradicional.

La tecnologa MRX es un complemento de laherramienta de RMN existente, la herramienta deResonancia Magntica Combinada. La eleccindel dispositivo a correr depende de los objetivosde la evaluacin de formaciones. Si las respuestasde la herramienta de RMN estndar a una DOIsomera son suficientes, con la opcin de la carac-terizacin de fluidos como un registro estaciona-rio, podra resultar apropiada la tecnologa CMR.La sonda CMR es ms corta y ms liviana, lo queposibilita un despliegue ms fcil en la ubicacindel pozo. Por otro lado, la herramienta MRX pro-vee respuestas para la evaluacin de formacionesde las que no se dispone con otras herramientas.En Bahrain, por ejemplo, la caracterizacin de

fluidos y el anlisis de profundidades de investi-gacin mltiples con las herramientas CMR yMRX demostr ser esencial para la reevaluacinde zonas productivas pasadas por alto.

Reevaluacin de zonas productivas pasadas por alto en BahrainBahrain Petroleum Company (BAPCO) revalurecientemente la zona de Aruma del CretcicoSuperior en el Campo Bahrain (arriba). Si bien elcampo fue descubierto en 1932 y ahora contiene

ms de 400 pozos productivos, las reservas depetrleo situadas detrs de la tubera de revesti-miento en esta caliza dolomtica fueron pasadaspor alto en favor del petrleo de baja viscosidadpresente a mayor profundidad.29 La viscosidad delpetrleo de la zona de Aruma era consideradaalta, registrndose valores de hasta 20,000 cp,porque las operaciones de perforacin previas amenudo indicaban la presencia de brea en dichazona, lo que la tornaba poco atractiva desde elpunto de vista econmico.

28 Oilfield Review

29. Para obtener mayor informacin sobre el Campo Bahrain, consulte: Murty CRK y Al-Haddad A: IntegratedDevelopment Approach for a Mature Oil Field, artculode la SPE 81438, presentado en la 13a. Muestra y Conferencia del Petrleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de 2003.

30. Zubari H, Murty CRK, Ramamoorthy R, Srivastava A yStowe I: Integrated Visualization and Manipulation ofWell Data for Maximizing Data Value and DeliveringWell-Informed Decisions for a Shallow Tar Formation,artculo de la SPE 93468, presentado en la 14a Muestra yConferencia del Petrleo y del Gas de Medio Oriente dela SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.

Aruma

Mishrif

Aruma

Lutitas azules

Pedregullo

600pies

Lutitas negras

10

0 10km

millas0

BAHRAIN

G o l f o d e B a h r a i n

G o l f o P r s i c o

rea mostradaen la imagensatelital, arriba ala derecha

400

0 400km

millas0

IRNIRAK KUWAIT

ARABIA SAUDITA

YEMEN

OMN

QATAR

EMIRATOS RABESUNIDOS

BAHRAIN

Pozo A

Pozo B

Lmite de la zonade Aruma

Indicacionesde brea

> Localizacin y estratigrafa del Campo Bahrain. Descubierto en el ao 1932, el Campo Bahrain corresponde a una estructura anticlinal fallada (izquierday extremo superior derecho) de la que actualmente producen ms de 400 pozos. BAPCO estudi la producibilidad de la zona de Aruma del CretcicoSuperior (extremo inferior derecho), por mucho tiempo considerada subeconmica, mediante la adquisicin de datos de caracterizacin de fluidos y rocasprovenientes de ncleos y registros.

31. La dolomitizacin es un proceso geoqumico en el que ladoloma reemplaza a otros minerales. El volumen de ladoloma es menor que el de la calcita, de manera que enciertos casos aislados el reemplazo de calcita por dolo-ma en una roca puede incrementar el espacio entre losporos de la roca. No obstante, es ms frecuente que ladisolucin producida por los fluidos produzca una reduc-cin de la porosidad.

Verano de 2005 29

Para evaluar en su totalidad la producibilidadde la zona de Aruma, en el ao 2001 BAPCOimplement un estudio detallado que se centra-ba en dos pozos del rea central-norte delcampo.30 Trabajando con Schlumberger, BAPCOadquiri en el Pozo A ncleos convencionales yregistros con la sonda integrada de herramientasde adquisicin de registros Platform Express ycon las herramientas FMI y CMR para determi-nar la litologa, la porosidad, el contenido debrea y la permeabilidad, y obtener una mejor pre-diccin del flujo del yacimiento de Aruma. En elPozo B, perforado en el ao 2003, BAPCO adqui-ri los mismos datos, adems de los datos MRX(arriba).

Mientras se registraba el Pozo B, el equipo acargo de los activos de la compaa observ que

las muestras de petrleo producido en el lodo deperforacin posean viscosidades de tan slo 3 cp.El anlisis petrofsico cuidadoso incorpor datosde porosidad, litologa y ncleos. Las prediccionesde la permeabilidad obtenidas del conjunto dedatos integrados sugeran que la permeabilidadmejoraba con el aumento de la dolomitizacin.31

Todos los datosde perforacin, registros yncleosfueron integrados utilizando el progra-ma Well-ID, un sistema de entrega de respuestasbasado en Windows y en toda la informacin dis-ponible. El programa permite que los usuariosintegren y visualicen los datos de registros,ncleos y pruebas, fotografas e interpretacionesen una pantalla, lo que facilita la toma de mejo-res decisiones y la preparacin de los datos deentrada para las simulaciones de yacimientos.

Los datos NMR resultaron cruciales para laevaluacin petrofsica de la zona de Aruma. En elPozo A, las fotografas de ncleos confirmaron laprecisin de la identificacin de la zona de breaen base al registro CMR.

En el Pozo B, las herramientas CMR y MRX sebajaron juntas. En algunas secciones, la pobrecalidad del agujero deterior la calidad de losdatos de registros con excepcin de la carcasaprofunda de 2.7 pulgadas de la herramienta MRX,o volumen, que no fue afectada por el agranda-miento del pozo. El equipo de estudio de yaci-mientos logr evaluar en forma confiable la poro-sidad y el volumen de brea mediante la integra-cin cuidadosa de los datos.

Prof

undi

dad,

pie

s

X,W90

X,X00

X,X10

X,X20

X,X30

X,X40

X,X50

X,X60

X,X70

X,X80

X,X90

X,Y00

X,Y10

X,Y20

X,Y30

X,Y40

X,Y50

X,Y60

X,Y70

X,Y80

X,Y90

X,Z00

X,Z10

X,Z20

6 16pulgadas

Tamao dela barrena

0 200API

Rayos gammacorregido de

alta resolucin

6 16pulgadas

Calibre 26 1

6pulgadas

Calibre 1

0.2 200ohm-m

Resistividad de laformacin invadida

filtrada a 8 pulgadas

0.2 200ohm-m

Resistividad somerade alta resolucin

0.2 200ohm-m

Resistividad profundade alta resolucin

45 -15%

Porosidad CMR total0 5

Factor fotoelctrico de la formacin, deresolucin estndar

1.92 g/cm3 2.95

Densidad de laformacin, de

resolucin estndar

0.3 3,000ms

Media logartmicade T2

Carril de CMR T2

0 29pies

0.5 5,000ms

Media logartmica deT2 para la carcasa 4

0 63pies

Distribucin de T2 enla carcasa de 2.7 pulgadas

Distribucin de T2 en la carcasa 4

0.5 50,000ms

Media logartmica deT1 para la carcasa 4

0 70pies

Distribucin de T1en la carcasa de

2.7 pulgadas

Distribucin de T1en la carcasa 4

5E-7 0.0051 E-4 cm2/s

Media logartmica deDC para la carcasa 4

0 63pies

Distribucin delcoeficiente de

difusin (DC) enla carcasa 4

-0.0001 0.0001

EstacionesMRF

1 100cp

Viscosidad delpetrleo parala carcasa 4

1 100cp

0 1pie3/pie3

Visualizacin FMI

Resistiva Conductiva

N W S E N

Orientacin

Hidrocarburosin desplazar

Distribucin de DCen la carcasa de

2.7 pulgadas

Viscosidad delpetrleo parala carcasa 1

Doloma

Calcita

Brea/Bitumen

Hidrocarburodesplazado

Agua sin perturbar

Arcilla

> Registro compuesto del Campo Bahrain. El anlisis de registros de alta resolucin result esencial para la correcta interpretacin de un juego de regis-tros completo y de un ncleo del Pozo B. Los datos de rayos gamma, tamao de la barrena y calibre del Carril 1 muestran la pobre calidad del agujero. Losdatos CMR y MRX aparecen en los Carriles 4 a 8. Los datos de viscosidad del fluido del Carril 8 incluyen mediciones de estaciones CMR y perfiles MRX.En el Carril 9 se muestra una evaluacin de formacin realizada con el programa de Anlisis Elemental de Registros ELANPlus y, en el Carril 10, unaimagen generada con la herramienta FMI.

30 Oilfield Review

La tcnica MRF fue aplicada en el Pozo B(arriba). La tcnica MRF puede utilizarse me-diante la adquisicin de registros estacionarioscon la herramienta CMR; la sonda MRX puedeadquirir datos que caracterizan los fluidos versusla profundidad en el modo de adquisicin deregistros continuo. En este caso se efectuaronmediciones en cuatro estaciones con la herra-mienta CMR. Los resultados de la caracteriza-cin de fluidos de ambas herramientas indicaronla existencia de petrleo de viscosidad relativa-mente baja, inferior a 5 cp, adems de brea, loque condujo al equipo de estudio a concluir quela zona de Aruma contiene saturaciones econ-micamente explotables de petrleo mvil.

Sobre la base de esta nueva evaluacin de lazona de Aruma, BAPCO proyecta realizar opera-ciones de terminacin adicionales en este yaci-miento. La compaa seguir integrando mto-dos de adquisicin de registros y enfoques anal-ticos de avanzada para aumentar eficazmente laproduccin.

Adems de ayudar a las compaas a evaluarmejor los yacimientos pasados por alto, la tecno-

loga de RMN est desempeando un rol impor-tante en lo que respecta a la evaluacin del com-portamiento de zonas individuales del yacimien-to. La identificacin de unidades significativasdesde el punto de vista del yacimiento constituyeuna parte importante de la comprensin y predic-cin del desempeo de un yacimiento. Este tipode interpretacin trasciende el anlisis petrofsi-co estndar ya que traslada una interpretacin deun solo pozo a un contexto ms amplio, tal comoun marco estratigrfico o un marco estratigrficosecuencial.32 A partir de esta interpretacin, lospaquetes sedimentarios pueden agruparsecorrectamente en unidades de flujo o comparti-mientos de yacimientos y los ingenieros de yaci-mientos pueden tomar decisiones sobre la basede toda la informacin disponible relacionadascon el manejo de yacimientos.

La identificacin de unidades significativasdesde el punto de vista del yacimiento se mues-tra promisoria en las rocas carbonatadas petrol-feras. Las unidades de flujo cuidadosamentemapeadas se incorporan en modelos de yaci-mientos tridimensionales (3D). A partir de estos

modelos, los cientficos e ingenieros puedenmejorar el manejo de los yacimientos. Se hanefectuado estudios estratigrficos secuencialesde alta resolucin en yacimientos carbonatadosde petrleo de Medio Oriente, donde los investi-gadores estn observando que la combinacin deregistros de imgenes de la pared del pozo yregistros de RMN constituye una herramientapoderosa para comprender el comportamientode los yacimientos, encarando la problemticageneral de distinguir entre los diferentes tipos deporosidades presentes en las rocas carbonatadas.

Comprensin del flujo en yacimientos carbonatadosEn el pasado, los petrofsicos trabajaban asidua-mente para estimar la permeabilidad en rocascarbonatadas, desarrollando nuevas tcnicas amedida que se dispona de nuevas herramientasde adquisicin de registros. Los primeros mto-dos de RMN eran promisorios, pero su utilidad sereduca en zonas de macroporosidad. Los mto-dos snicos, tales como el mtodo de estimacinde la permeabilidad de Stoneley, tambin resul-

> Caracterizacin de fluidos en el Campo Bahrain. Los colores del mapa de difusin (D) versus el tiempode relajacin transversal, T2, (extremo superior izquierdo) indican la magnitud de la porosidad asocia-da con un coeficiente de difusin, o difusividad, y un tiempo T2 dados. Esto puede concebirse como elestiramiento de la distribucin de T2 hasta alcanzar una segunda dimensin. Este mapa de difusinversus T2 indica la presencia de petrleo de baja viscosidad. Las grficas del extremo inferior izquier-do y del extremo superior derecho son proyecciones del mapa sobre los ejes T2 y D. Los resultados dela interpretacin se muestran en el extremo inferior derecho.

Logartmica de T2, s-2 -1-3 0

-3

-2

-4

-5

-6

-7

D-T2

Med

ia lo

gart

mic

a de

D, c

m2 /

s

Gas

Agua

Petrleo

0.15

0.10

0.05

0

Ampl

itud

rela

tiva

Logartmica de T2, s

Porosidadtotal

PetrleoAgua

-2 -1-3 0

Distribucin de T2 Resultados

= 0.228

gas = 0 Sgas = 0agua = 0.194 Sagua = 0.852petrleo = 0.0337 Spetrleo = 0.148

Viscosidad a partir de T2 = 4.8 cp

0 0.05 0.10 0.15Amplitud relativa

Distribucin de la difusin

Med

ia lo

gart

mic

a de

D, c

m2 /

s

-3

-2

-4

-5

-6

-7

Verano de 2005 31

taban de utilidad para la prediccin de tenden-cias.33 El anlisis de los registros de imgenesproporcionaba un mayor grado de resolucin ver-tical y mejores evaluaciones de las fracturas y laporosidad secundaria. Durante un tiempo, lospetrofsicos reconocieron que ciertas combina-ciones de herramientas y registros aportabanmejor informacin sobre las rocas carbonatadas.Por ejemplo, correr registros de imgenes de lapared del pozo despus de adquirir ncleos late-rales constituye una alternativa poderosa pararelacionar los datos derivados de ncleos con losdatos de registros en rocas heterogneas. No obs-

tante, en ciertas reas, los especialistas observanque la permeabilidad es difcil de predecir enforma confiable en base a registros y que la reali-zacin de pruebas con empacadores y probetas deherramientas tales como el Probador Modular dela Dinmica de la Formacin MDT constituye elmejor mtodo de estimacin de la permeabilidad.

Los estudios de carbonatos en curso conduje-ron al desarrollo de nuevos programas de petrof-sica de los carbonatos. El programa de separacinde la porosidad y anlisis de la permeabilidad esuna aplicacin del sistema GeoFrame que imple-menta una nueva metodologa para los carbona-

tos en base a una serie de estudios de campo lle-vados a cabo en Medio Oriente y en otros lugaresdel mundo en los ltimos aos. La clasificacin dela porosidad se basa en la clasificacin de Lucia,al igual que en otros esquemas de clasificacinampliamente utilizados, como fundamento parala tipificacin de las rocas carbonatadas.34

Luego de un exhaustivo anlisis petrofsico dela litologa, la porosidad y las saturaciones defluidos, las mediciones de RMN de la herramien-ta CMR, la herramienta MRX o los datos del ser-vicio de geonavegacin dentro del yacimiento entiempo real proVISION y los datos de la herra-mienta FMI, adems de una interpretacin de laporosidad realizada con el programa de AnlisisElemental de Registros ELANPlus, son introduci-dos en el paquete de separacin de la porosidadpara dividir la porosidad en sus micro, meso ymacro componentes (arriba).35 La aplicacin deseparacin de la porosidad utiliza luego eseresultado para reconstruir la permeabilidad. Lapermeabilidad se calcula de acuerdo con versio-nes especiales de las ecuaciones del Centro de

32. La estratigrafa secuencial es un campo de estudio en elque los depsitos sedimentarios que constituyen elrelleno de cuencas, denominados secuencias, son inter-pretados en un marco de depositacin, subsidencia yeustasia, o variacin del nivel del mar, a travs deltiempo para correlacionar los estratos y predecir laestratigrafa de reas relativamente desconocidas.

33. La permeabilidad de Stoneley se refiere a la capacidaddel fluido de desplazarse a travs de una roca y se midepor la reduccin de la amplitud o el incremento de lalentitud de la onda acstica de Stoneley generada en elpozo. La velocidad y la amplitud de la onda de Stoneleyse reducen debido a la presencia de fluidos mviles enla formacin. Fsicamente, el efecto puede verse comoun acoplamiento de la energa de Stoneley que da como

resultado una onda de formacin conocida como ondalenta. La magnitud de la reduccin es una funcin com-plicada de esta movilidad (o permeabilidad dividida porla viscosidad), las propiedades del fluido de pozo, elfluido de poros y el revoque de filtracin, las propiedadeselsticas de la roca y la frecuencia de onda.

34. Lucia, referencia 11.Marzouk I, Takezaki H y Suzuki M: New Classification ofCarbonate Rocks for Reservoir Characterization, art-culo de la SPE 49475, presentado en la 8a Exhibicin yConferencia Internacional del Petrleo de Abu Dhabi,Abu Dhabi, Emiratos rabes Unidos, 11 al 14 de octubrede 1998.

35. Para obtener mayor informacin, consulte: Hassall et al,referencia 25.

Porosidad totalPetrleo en sitio

0.5micrones

5micrones

Microporosidad Mesoporosidad Macroporosidad

Porosidad pordebajo del valor decorte de T2 corto

Porosidad porencima del valor de

corte de T2 largo

Respuestade T2 de la

herramientade RMN

Respuesta de la

herramientaFMI

No vugular Porosidadvacuolar

Baja AltaParmetro de facies 2(capacidad de flujo)

100%de microporosidad

100%de mesoporosidad

100%de macroporosidad

Baja

Alta

Par

met

ro d

e fa

cies

1(c

apac

idad

de

alm

acen

amie

nto)

k = 0.35 2 (T2 LM)2

Rocas carbonatadas con porosidadintergranular (sin macroporosidad)La permeabilidad es controlada porla porosidad y el tamao promediode poros (granos)

k = 1.0 2 [Vmacro/(Vmeso + Vmicro) ]2

Rocas carbonatadas con abundantemacroporosidadPoros bien conectados (gargantas de porosde gran tamao)La permeabilidad es controlada por laporosidad y el volumen ocupado por lamacroporosidad

100%de microporosidad

100%de mesoporosidad

Clases de sistemas porosos ypermeabilidad de los carbonatos

100%de macroporosidad

> Separacin de la porosidad. Los programas de avanzada utilizan las mediciones de T2 obtenidas con la herramienta de RMN y las respuestas de la herra-mienta FMI para distinguir la microporosidad de la mesoporosidad y de la macroporosidad (extremo superior izquierdo). A partir de esto, los cientficos eingenieros pueden comenzar a evaluar los aspectos cruciales del comportamiento de los yacimientos, incluyendo la capacidad de almacenamiento y lacapacidad de flujo (extremo inferior izquierdo). Las clases de sistemas porosos que se muestran precedentemente se utilizan en las visualizaciones de lasinterpretaciones estndar.

Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) olas ecuaciones del modelo Timur-Coates paracarbonatos, dependiendo de qu clases de siste-mas porosos hayan sido identificados. El resulta-do final puede adaptarse a las necesidades espe-cficas como asistencia en la toma de decisionesrelacionadas con la ejecucin de pruebas, opera-ciones de disparos o tratamientos de estimula-cin cida (arriba).

Este programa, utilizado por primera vez anivel comercial por los intrpretes consultoresde Schlumberger a fines de diciembre de 2004,ha sido rigurosamente probado en rocas carbo-natadas. Los petrofsicos de Abu Dhabi Companyfor Onshore Oil Operations (ADCO), trabajandoen conjunto con Schlumberger, obtuvieron medi-ciones de ncleos y utilizaron el programa paracompletar el desarrollo del mtodo.36

Al igual que otras tcnicas para evaluar elpotencial de flujo, el mtodo de separacin de laporosidad requiere una interpretacin calificaday una aplicacin juiciosa para obtener resultadosde utilidad. El modelo asume que el tamao delos cuerpos porosos est relacionado con el tama-o de las gargantas de poros. En consecuencia, elprograma no fue diseado para manipular yaci-mientos con predominio de vacuolas separadas

32 Oilfield Review

> Separacin de la porosidad en un campo petrolero gigante. Los diferentes tipos de poros se indicanen los Carriles 2, 3 y 4. El resultado final de la aplicacin del programa del sistema GeoFrame puedeadaptarse a necesidades especficas como asistencia en la toma de decisiones relacionadas con laejecucin de pruebas, operaciones de disparos o tratamientos de estimulacin cida.

X,X50

X,Y00

X,Y50

1 0vol/vol

Anlisis volumtrico

Ilita

Agua ligada

Anhidrita

Calcita

Doloma

Petrleo

Agua

Hidrocarburo desplazado

Agua desplazada

Prof

undi

dad,

pie

s

0.5 vol/vol 0 0.5 0

MicroporosidadMesoporosidad +Macroporosidad

Mesoporosidad +MacroporosidadMicroporosidad

Macroporosidad

Macro Meso

Mesoporosidad

Macro Micro

Meso Micro

Micro Macroo

Micro Meso

Microporosidad

0.5 0vol/vol

Anlisis defluidos ELAN

Petrleo

Agua

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

vol/vol

Verano de 2005 33

que no se comunican, fracturas que vinculanporos o poros de gran tamao conectados porgargantas de poros pequeas. No obstante, sudesempeo es destacado en yacimientos queposeen macroporos con conexiones entre porosintermedios. La calibracin de los resultados dela nueva aplicacin con las permeabilidadesmedidas a partir de ncleos o pruebas de forma-ciones es esencial para asegurar la validez de lasinterpretaciones.

En el caso del anlisis del yacimiento AbuDhabi, el equipo de interpretacin seleccioninicialmente un pozo con datos extensivos, inclu-yendo datos de ncleos y un conjunto completode registros, de un campo gigante cuyas rocasyacimiento haban sido estudiadas previamenteen forma exhaustiva.37 Al equipo de estudio lepreocupaba particularmente el amplio rango depermeabilidad del pozo0.1 a 5,000 mDy lanecesidad de comprender los efectos potencialesde los intervalos de alta permeabilidad sobre laproduccin en un proyecto de inyeccin de aguaactivo. Finalmente, la mejor estimacin de lapermeabilidad se obtuvo de la integracin de losdatos de RMN con el registro de imgenes de lapared del pozo.

Los profesionales de todo el mundo estn par-ticipando activamente en el desarrollo de diver-sas tcnicas basadas en registros para la separa-cin de la porosidad y la cuantificacin de la per-meabilidad, con el fin de mejorar las estrategiasde terminacin de pozos y el manejo de campospetroleros.38 La correcta adaptacin de estas tc-nicas segn la naturaleza especfica de cadacampo o de cada regin petrolera constituye undesafo significativo. Por ejemplo, el xito de unproyecto de recuperacin secundaria requiereque los fluidos inyectados barran el yacimientoen forma eficaz en vez de penetrar en un com-partimiento aislado o pasar por alto las reservasalojadas en zonas de alta permeabilidad. Enestas situaciones, es fundamentalmente impor-tante determinar cmo las diferentes rocas car-bonatadas contribuyen al flujo o lo impiden.

Diferentes tecnologas, diferentes modalidades, diferentes discernimientosLos especialistas en carbonatos estn desarro-llando diligentemente diversas formas de aplicartanto la tecnologa vieja como la nueva paralograr mejores resultados. Por ejemplo, los in-vestigadores del Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge (SCR) estn apli-cando tcnicas de tomografa computada (TC) yvisualizacin inmersiva para examinar los gra-nos, cementos y sistemas porosos de las rocasdesde la escala de secciones delgadas hasta la

escala de ncleos de dimetro completo.39 Lasvisualizaciones, en estas diferentes escalas,muestran detalles de la mineraloga, los tipos yformas de granos, las estructuras porosas y lasconexiones entre los poros. El entorno inmersivofacilita la interpretacin interactiva de los datosTC y la integracin de stos con otros datos.

Los cientficos del Centro de Investigacin deCarbonatos Dhahran de Schlumberger en ArabiaSaudita estn realizando estudios de aplicacio-nes ssmicas terrestres, geologa y petrofsica derocas carbonatadas, dinmica de fluidos y tecno-logas de produccin de avanzada. Los yacimien-tos carbonatados de Medio Oriente representanun laboratorio natural superlativo en el que loscientficos pueden examinar los detalles finos delos poros individuales para evaluar la recupera-cin final de petrleo, las heterogeneidades enuna variedad de escalas que afectan la eficienciade barrido, y los aspectos, a escala de campo, dela ubicacin y el diseo de los pozos, as como delmanejo de yacimientos. Sin embargo, el personalprocura trascender la geologa local para encararlos problemas con que se enfrentan los especia-listas en carbonatos de todo el mundo, talescomo el desarrollo de descripciones de rocas uni-formes que puedan utilizarse efectivamente porgelogos, petrofsicos e ingenieros de yacimien-tos, y la concepcin de tcnicas de evaluacinpetrofsica en tiempo real para las rocas carbo-natadas.

Seguirn efectundose estudios de RMN derocas carbonatadas con el propsito de optimizarla evaluacin de yacimientos carbonatados me-diante el desarrollo de una imagen ms clara deltamao y la distribucin de los poros. Esto podraconducir a la generacin de modelos matemti-cos o transformadas de permeabilidad de mayorrobustez para los yacimientos carbonatados,pero no contribuir a satisfacer los desafos in-mediatos que plantea el manejo de yacimientos,tales como la eficiencia de barrido.

Las tcnicas de probabilidades tambinseguirn desempeando un rol importante en laestimacin de la permeabilidad en los carbona-tos debido a la heterogeneidad de los sistemasporosos. Las predicciones confiables de la per-meabilidad son esenciales para optimizar lasoperaciones de estimulacin de pozos y el mane-jo de yacimientos.

Si bien el tema no ha sido abordado en deta-lle en este artculo, la mayora de los yacimientoscarbonatados contienen fracturas naturales quepueden afectar profundamente el movimiento delos fluidos. El tamao y la distribucin de lasfracturas siguen siendo difciles de predecir omodelar con la tecnologa actual.40 Las rocas car-

bonatadas fracturadas, presentes en el subsueloy en afloramientos, requieren un estudio ms pro-fundo para reforzar el conocimiento adquirido apartir de datos tales como registros de imgenes,otros registros y pruebas de pozos, con el fin demejorar la ubicacin de los pozos y el manejo delos yacimientos.

La falta de una solucin del tipo talla nicaobliga a los cientficos e ingenieros a tener encuenta rigurosamente todos los datos, en todaslas escalas.41 Si bien algunos profesionales espe-cialistas en carbonatos optan por concentrarseen un solo atributo que controla el comporta-miento y los aspectos econmicos de los yaci-mientos en una localizacin en particular, talcomo la geometra de poros o la permeabilidad,los estudios integrados basados en tecnologa deavanzada estn posibilitando un manejo msefectivo de los yacimientos carbonatados de todoel mundo. GMG

36. Para obtener mayor informacin sobre prediccin de lapermeabilidad con mtodos de RMN, consulte: Hassallet al, referencia 25.

37. Russell SD, Akbar M, Vissapragada B y Walkden GM:Rock Types and Permeability Prediction from Dipmeterand Image Logs: Shuaiba Reservoir (Aptian), Abu Dhabi,Boletn de la AAPG 86, no. 10 (Octubre de 2002):17091732.

38. Para ver un ejemplo de Texas Oeste, EUA, consulte: Xu C,Russell D, Gournay J y Richter P: Porosity Partitioningand Permeability Quantification in Vuggy CarbonatesUsing Wireline Logs, Permian Basin, West Texas, art-culo presentado en el 46o Simposio Anual de Adquisicinde Registros de la SPWLA, Nueva Orlens, 26 al 29 dejunio de 2005.

39. Para obtener mayor informacin sobre la utilizacin de tcnicas de tomografa computada y visualizacin inmersiva, consulte: Kayser A, Gras R, Curtis A y Wood R:Visualizing Internal Rock Structures: New ApproachSpans Five Scale-Orders, Offshore 64, no. 8 (Agosto de2004): 129131.

40. Kerans C: Progress and Potential in Building and Populating 3D Static Models of Carbonate Reservoirs,presentado en el Simposio de Investigacin de Hedbergde la AAPG de Caracterizacin y Simulacin de Yacimientos Carbonatados: De las Facies a las Unidadesde Flujo, El Paso, Texas, EUA, 15 al 18 de marzo de 2004.

41. Para ver un ejemplo de las Filipinas, consulte: Grotsch Jy Mercadier C: Integrated 3-D Reservoir ModelingBased on 3-D Seismic: The Tertiary Malampaya andCamago Buildups, Offshore Palawan, Philippines, Boletn de la AAPG 83, no. 11 (Noviembre de 1999):17031728.