CAPITULO 2

PRESENTADO POR: ANGGIE ALMEIDA

JOSE GRASS

HERRAMIENTAS PARA LA CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS Y ACEITE .

2.1 Introducción.

La industria del petróleo y el gas es una industria impulsada por la tecnología. Nuestra capacidad de localizar y extraer hidrocarburos de debajo de la superficie de la tierra está ligada directamente a la evolución de las tecnologías, los conceptos y las ciencias interpretativas. Figura 2.1 ilustra cómo la eficiencia de recuperación de petróleo ha mejorado desde 1950. Técnicas de Interpretación y conceptos se muestran por año por debajo de la curva negra, y las nuevas tecnologías relacionadas se listan encima de la curva. Las tecnologías son principalmente métodos sísmicos basados en la caracterización de imágenes bajo la superficie de la tierra. Otras tecnologías que también han mejorado enormemente nuestra capacidad de extraer hidrocarburos incluyen avances en las técnicas de registro de pozos, las mejoras en la nuestra capacidad para perforar en aguas profundas más allá de la plataforma continental, y el advenimiento de perforación horizontal, por nombrar algunos.

En este capítulo se ofrece una visión general de las técnicas comunes para la caracterización de yacimientos de petróleo y gas. Las técnicas se pueden subdividir en las que miden las propiedades estáticas del yacimiento y los que miden las propiedades dinámicas del yacimiento.

Propiedades estáticas y dinámicas del yacimiento

Las propiedasdes estaticas del yacimeiento son aquellas propiedades de la roca y el fluifo que normalmente no cambian durante la vida del campo.estas son el resultado del proceso de depositacion primaria junto con el entierro postdeposicional,diagenesis y la tectónica (Fig. 1.18). Las propiedades estáticas incluyen:

estratigrafía Geometría Tamaño Litologías Estructura Porosidad y permeabilidad inicial Temperatura

Las propiedades dinamicass son aquellas que sufren un cambio significativo durante la vida de un campo.por ejemplo,saturacion de fluidos , composiciones, y contactos, así como la presión del yacimiento, cambia como se produce el campo. La porosidad y la permeabilidad pueden cambiar a medida que los cambios de presión del depósito en el tiempo o como fluidos inyectados reaccionan con los minerales de formación (ya sea para precipitar nuevos minerales que llenan los espacios de los poros o para disolver los minerales y por lo tanto proporcionar nuevos espacios de los poros). Las propiedades dinámicas incluyen:

saturaciones de fluidos Los contactos de fluidos tasas de producción y flujo de fluidos presion composicion de fluidos ,incluyendo relacions gas-aceite(GOR) y agua-aceite

(WOR) propiedades acústicas (sísmicas) propiedades.

Propiedades acústicas, que se miden y documentan como atributos sísmicos, dependen de la porosidad, tipo de fluido y el contenido y la naturaleza de la roca del yacimiento. Atributos sísmicos son dinámicos, ya que el tipo de fluido y el contenido cambian durante la producción de petróleo y gas. Mediante la comparación de los atributos sísmicos en diferentes momentos en la vida de un campo, es posible medir indirectamente el movimiento del fluido en el depósito.

Propiedades medibles a diferentes scalas

Las tres etapas principales de desarrollo del campo son de exploración (a través de descubrimiento), la evaluación, y la producción. En la exploración, se parte de un modelo conceptual geológica (Fig. 2.2), que puede estar basada en el conocimiento geológico de la zona, incluyendo la evolución de la cuenca, la estructura y la estratigrafía (marcado 1 en la Fig. 2.3). 2D o 3D convencional análisis sísmico-reflexión (Fig. 2.2) normalmente es la siguiente fase de exploración, ya que los perfiles sísmicos del subsuelo y los volúmenes 3D pueden proporcionar una imagen en escala regional de la zona está explorando (con la etiqueta 2 en la Fig. 2.3). Si los datos sísmicos revelan sitios potenciales de perforación, y se perfora un pozo, el pozo se registra con herramientas de registro convencionales (Fig. 2.2) para determinar las propiedades del fluido de roca y en el pozo (con la etiqueta 3 en la Fig. 2.3) .

Si acumulaciones potencialmente económicas de hidrocarburos se encuentran en el pozo exploratorio (etiquetado 4 en la Fig. 2.3), la decisión puede ser tomada para perforar más pozos y / o disparar más sísmica (particularmente sísmica 3D) para

evaluar el campo (marcado en 5 Fig. 2.3). Algunos de estas evaluaciones de pozo pueden ser “corazonando” a través de los intervalos seleccionados, y / o realizar registros de pozo-imagen para evaluar la estructura y la estratigrafía de fondo de pozo (Fig. 2.2).

Si esta fase de delineación es favorable, se requiere un conocimiento más detallado de embalse. Estudios analógicos de afloramiento (Fig. 2.2) para determinar el ambiente de depósito y la estratigrafía del yacimiento son particularmente valiosos en este punto con el fin de construir un modelo geológico 3D de estratigrafía del yacimiento y conectividad (con la etiqueta 6 en la Fig. 2.3). Por supuesto, para comparar adecuadamente las características de afloramiento con un depósito, el afloramiento debe ser del mismo sistema de deposición como es el depósito. Esto se discutirá con más detalle en los capítulos siguientes.

También en este tiempo, pruebas de pozo, tales como tasas de flujo inicial y pruebas de presión potencial, se adquieren para ayudar en el proceso de caracterización (con la etiqueta 7 en la Fig. 2.3) .Con la adición de varios datos de los pozos y afloramientos, y tal vez con un adicional análisis sísmico-reflexión 3D, el modelo puede ser cuantificado y una escala, gráfica, modelo geologico 3d del yacimiento (Fig. 2.2) se puede construir para que los ingenieros de petróleo pueden utilizarlo para simular el comportamiento del yacimiento (con la etiqueta 8 en la Fig. 2.3).

Este flujo de trabajo, desde la exploración hasta la caracterización para el modelado geológico y el desarrollo del campo, avanzamos desde el examen de las características en gran escala a examinar características muy pequeñas, usando una variedad de herramientas (Fig. 2.4). Una vez que comience la producción, la información de producción y datos nuevos de pozos deben actualizarse continuamente para refinar la caracterización de yacimientos (marcado 9 en la Fig. 2.3).

Computadoras y entorno informatico.

Las computadoras son herramientas esenciales para la caracterización de yacimientos. La mayoría de las organizaciones proporcionan entornos informáticos adecuados para su personal, desde secretarios a geocientíficos e ingenieros. Sin embargo, algunos individuos y empresas muy pequeñas todavía prefieren colgar secciones transversales en las paredes con un trozo de cuerda como un dato, o para interpretar copias en papel de líneas sísmicas y registros de pozos.

Progresivamente más geocientíficos e ingenieros que están entrando en la industria del petróleo crecieron en un mundo en el que, desde niños pequeños, tenían una exposición temprana a los ordenadores de juguete que ayudaron a aprender a visualizar las imágenes en una pantalla. En la escuela primaria, utilizaron las computadoras en sus aulas y bibliotecas escolares, y muchos en sus familias tendrán

ordenadores domésticos. En el momento en que llegan a la universidad y el mundo laboral, son competentes en informática y se encuentran cómodos en un entorno informático.

Los ordenadores son omnipresentes en las operaciones de upstream y downstream de la industria del petróleo y el gas. Se utilizan para recoger y manipular los datos sísmicos para generar imágenes, para generar registros de pozos, para hacer mapas, para evaluar las variables numéricas, para desarrollar formulaciones matemáticas, y para simular el flujo de fluido en un modelo numerico de yacimiento , por nombrar unas pocas aplicaciones. "La minería de datos" es una disciplina relativamente nueva que es un resultado directo de la capacidad de los ordenadores para buscar datos de maneras rápidas y eficientes que antes no eran posibles o prácticos.

Mejorar la velocidad de computación es un desafío constante para los desarrolladores de hardware, ya que los geocientíficos siempre quieren ver los resultados de sus estudios tan pronto como sea posible. Aún más importante, los científicos quieren ser capaces de ingresar volúmenes de datos con el fin de construir (realistas) modelos de yacimientos más sofisticados y detallados para la simulación del flujo de fluidos.

Una ventaja clave de la informática moderna es su capacidad de proporcionar imágenes visuales 3D de funciones y procesos que solían mostrarse ya sea en el espacio 2D, verbal o numéricamente (Slatt et al., 1996). Los avances en la capacidad de almacenamiento de ordenador y velocidad de manipulación de datos ahora permiten un análisis rápido de grandes cantidades de información para la exploración y producción (sin embargo, todavía existe la necesidad de recopilación de datos y la manipulación más y más rápido). El viejo dicho "una imagen vale más que mil palabras" es cierto para la animación y tecnología de visualización. "Ver para creer" es otra expresión que se aplica a estos avances. La visualización es una forma de comunicación que sirve de puente entre los lenguajes verbales y técnicos (Fig. 2.5).

Esta falta de comunicación es una de las razones por las que muchas empresas han invertido grandes sumas de dinero para desarrollar teatros de visualización, incluyendo aquellos en los que un equipo puede estar en una zona semi-cerrado que proporciona un "insider" para mirar a un depósito (Fig. 2.6). De esta manera, un depósito sísmicamente definido puede ser examinado desde el interior, y los escenarios de perforación pueden ser simulados y calculado. Estos "CAVES" requieren capacidades de computación de alta velocidad, por lo que son relativamente caros. Sin embargo, su alto coste puede ser compensado por la mejora en la integración de disciplinas y en la velocidad de la solución de los problemas depósito (Shiralkar et al., 1996). Lo mismo sucede en la educación. Aprendizaje Online es ahora global y, en muchos casos, más conveniente y menos costoso que la educación universitaria tradicional (Fig. 2.7). La mayoría de las compañías también tienen ahora algún tipo de "intranet" interno para la rápida transferencia global de la información entre los empleados.

Sísmica-reflexión e imágenes del subsuelo

Sísmica bidimensional (2D)

Figura 2.8A muestra una superficie plana del suelo. Al mirar a la superficie, no hay manera de que alguien puede conocer verdaderamente la estructura geológica y la estratigrafía que se encuentran debajo de ella. El Gran Cañón (Fig. 2.8b) ofrece un ejemplo poco común de ser capaz de ver la geología en una sección vertical a una profundidad de alrededor de 1,6 km (1 milla) bajo la superficie de la tierra. Adquisición sísmica de reflexión, o "disparar", proporciona una imagen del subsuelo que no es tan detallada como la verdadera geología, pero que es adecuada para imágenes a gran y de mediana escala y estratigrafía de las estructuras geológicas. Análisis sísmico-reflexión se ha convertido en la herramienta más utilizado en la exploración de hidrocarburos, y con algunas limitaciones de resolución, que se está convirtiendo en muy utilizado para la caracterización de yacimientos.

El método sísmico-reflexión se basa en el principio de una fuente de energía, tales como la dinamita, genera ondas sonoras que viajan a través de la tierra (Fig. 2,9A). Cuando las ondas sonoras alcanzan una interfaz entre dos rocas que tienen diferentes propiedades acústicas, parte de la energía de las olas seguirán penetrando a través de la roca debajo de esa interfaz, pero parte de la energía que se refleja fuera de la interfaz , viaja de regreso a la superficie de la tierra (Fig. 2.10A). Esta energía reflejada se registra en la superficie de la tierra por los receptores electrónicos llamados "geófonos" (Fig. 2.9b, C). Los receptores están conectados a un ordenador, en el interior de un vehículo, que recoge la energía de onda reflejada (Fig. 2.9D). La gran cantidad de datos que se recopilan durante una sesión de sísmica puede ser procesada en las instalaciones o en una instalación que cuenta con capacidades de computación más potentes. La imagen resultante muestra las reflexiones sísmicas que imitan las características del subsuelo (Fig. 2.10b). El eje vertical se registra no como profundidad debajo de la superficie del suelo, sino más bien, como de dos vías tiempo de tránsito (TWT). Dos vías de tiempo de tránsito es la cantidad de tiempo (en segundos) que una onda de sonido tarda en recorrer desde su punto de generación por la fuente en la superficie de la tierra, a la interfaz de subsuelo que refleja, y luego de vuelta a la superficie de la tierra donde es registrado por los geófonos.

La imagen resultante muestra las reflexiones sísmicas que imitan las características del subsuelo (Fig. 2.10b). El eje vertical se registra no en profundidad debajo de la superficie del suelo, sino más bien, como de dos vías tiempo de tránsito (TWT). Dos vías de tiempo de tránsito es la cantidad de tiempo (en segundos) que una onda de sonido tarda en recorrer desde su punto de generación por la fuente en la superficie de

la tierra, a la interfaz de subsuelo que refleja, y luego de vuelta a la superficie de la tierra donde es registrado por los geófonos.

En tierra, otras técnicas también están disponibles para generar la energía necesaria para enviar ondas que viajan muy por debajo de la superficie de la tierra. Por ejemplo, el camión fuente mostrado en la Fig. 2.10A utiliza una placa de metal pesado que se deja caer en repetidas ocasiones a la superficie del suelo, creando vibraciones que viajan a través de la tierra. Esta fuente de energía se llama un "vibroseis". En la Fig. 2.10A, el camión vibroseis genera olas de energía que se desplazan hacia abajo hasta que se refleja fuera de las interfaces de rock y una copia de seguridad para los geófonos, que están conectados a la camioneta que recibe a la derecha. Si sólo el subsuelo poco profundo va a ser fotografiado, un martillo puede ser utilizado para golpear una placa en el suelo (Fig. 2.11A), generando de esta manera las ondas que reflejan fuera de una interfaz subterránea poco profunda y viajan de regreso a ser grabadas por geófonos conectados a un ordenador portátil (Fig. 2.11B).

La reflexión sísmica es también la principal herramienta utilizada para caracterizar la estructura y la estratigrafía debajo del fondo marino en el medio marino (Fig. 2.12). Un gran volumen de datos sísmicos han sido recogidos en las zonas de la plataforma de nearshore y continentales de cuencas oceánicas del mundo. En lugares como los EE.UU. del Golfo de México y África Occidental en alta mar, disparo de sísmica ha ido más allá del borde de la plataforma ya que la búsqueda de petróleo y gas se ha extendido hacia aguas más profundas. Las fuentes de energía incluyen la generación de cargas eléctricas entre placas de metal (un "productor de chispa") y el uso de una pistola de aire para generar vibrantes burbujas de aire (un "arma de presión"). Un barco remolca la fuente de sonido a través de un cable enchufado a la popa, mientras que otro cable mantiene los hidrófonos (el equivalente marino de un geófono) que reciben las ondas reflejadas.

Sísmica tridimensional 3D

A principios de 1980, la tecnología para la adquisición y procesamiento de datos sísmicos había mejorado lo suficiente que los costos se redujeron y se convirtió en práctica y económica para realizarla en 3D, en lugar de estudios sísmicos 2D (fig. 2.1). La ventaja de una sismica 3D es obvia - una imagen tridimensional del subsuelo es mucho más útil para la exploración y desarrollo de campo que una o más imágenes verticales 2D. Sísmica tridimensional está diseñada para una imagen de área grande del subsuelo, incluyendo hasta y más allá del tamaño de un depósito, un tanto realmente (horizontalmente) y estratigráficamente (verticalmente) (Fig. 2.13).

La realizacion de un estudio sísmico 3D en tierra o en el medio ambiente marino requiere una planificación rigurosa, sobre todo en el posicionamiento de la fuente y receptores. Para los registros en tierras, una rejilla 3D de geófonos se coloca sobre la superficie del suelo (Fig. 2.14) .ondas de sonido que reflejan los límites de los estratos individuales serán recogidos por esta matriz 3D de geófonos, y una imagen en 3D del subsuelo se generarán como una serie de reflexiones sísmicas. La generación de la imagen requiere un número significativo de medidas de "proceso" para reducir los efectos del ruido, la topografía, la profundidad, y así sucesivamente. El color es ahora un proceso y visualización herramienta común para la mejora de la imagen sísmica 3D (Fig. 2.14). Además de la formación de imágenes del volumen 3D de datos, es posible extraer una imagen 2D en cualquier orientación: un perfil vertical (llamado ya sea "crossline" o "en línea", dependiendo de la orientación), un plano horizontal (llamado un "seiscrop "o" corte horizontal "), o una diagonal de imagen (Fig. 2.14).

Debido a la gran cantidad de datos recogidos durante un levantamiento sísmico 3D, las computadoras son esenciales para la visualización de datos, así como para los procedimientos de adquisición y procesamiento. Muchas muestras son posibles, incluyendo muestra 2D transversales de línea y en línea para las características planas de imágenes en el espacio 3D (Fig. 2.15) y el volumen 3D completo y muestra "silla" (Fig. 2.16). Las figuras 2.17 y 2.18 muestran ejemplos de muestra de sísmica 3D a lo largo de la imagen analogs.l ambiental moderno con (Fig. 2.14).

Sísmica de cuatro dimensiones (4D)

Datos sísmicos tridimensionales representan las propiedades estáticas del yacimiento , ya que los datos se recogen durante un instante en el tiempo. Cuatro dimensiones, o "lapso de tiempo" datos sísmicos, ofrecen la oportunidad de controlar el movimiento de los fluidos del yacimiento, mientras que se están produciendo. Por lo tanto, las medidas sísmicas 4D de las propiedades dinámicas del yacimiento. El principio subyacente de sísmica 4D es que las propiedades acústicas de los estratos depósito cambiarán en función del cambio en el contenido y tipo de líquido dentro de los espacios de los poros de la roca.Por lo tanto, los estudios sísmicos 3D que se realizaron de igual (o similar) forma, en el mismo lugar, y en ocasiones sucesivas durante la vida de un campo, registran los cambios de roca-fluido que resultan del movimiento de fluidos.

ARCO Oil and Gas Company realizaron uno de los primeros, si no el primero, la prueba de sísmica 4D - en la Unidad de arena Holt del norte de Texas (chicharrones y Fulp, 1988) (Fig 2.19.). El objetivo de ARCO era llevar a cabo una prueba piloto de combustión mediante la ignición de aire y gas de fondo de pozo para aumentar el fluido (depósito) de temperatura y por lo tanto reducir la viscosidad del aceite para que pueda fluir más fácilmente desde el inyector a los pozos productores. La figura 2.19 muestra rebanadas horizontales sísmicas para tres estudios sísmicos 3D separados: un tiro antes de la inundación con fuego ("quemar") se inició, se completó un tiro durante midburn (después de varios meses), y un tiro después de la fireflood. Aire y gas se

inyecta en el pozo de inyección y encendieron (rojo / triángulo gris oscuro en los tres cifras). Este pozo de inyección fue rodeado por cuatro pozos de producción (rojo / puntos gris oscuro en las tres figuras). El concepto era que los fluidos del yacimiento con calefacción se moverían hacia fuera en todas las direcciones desde el pozo (flechas en el horizonte sísmico precombustión). La escala de barras muestra la escala relativa de la amplitud sísmica. En condiciones PRECOMBUSTIÓN, hubo poca variación en la amplitud sísmica en todo el campo. Por tiempo la amplitud midburn,había cambiado significativamente cerca del pozo de producción occidental , lo que indica el movimiento del fluido en esa dirección (flecha). Para el tiempos post quemado, la amplitud ha cambiado registrando la uniformidad del movimiento del fluido, que se había desarrollado cerca del pozo productor oriental , lo que indica un cierto flujo en esa dirección (flecha). El hecho de que los cambios de amplitud registran el movimiento de fluidos no uniforme sobre el campo indica la heterogeneidad del yacimiento-rock o la compartimentación que preferentemente fluidos del yacimiento "canalizada" en ciertas direcciones.

Un estudio sísmico 4D popularizado se completó en el área Eugene Island de la costa del Golfo de México (He et al., 1996) (Fig. 2.20). Aquí, tres empresas habían acabado los estudios sísmicos 3D independientes en diferentes momentos, utilizando los parámetros de adquisición razonablemente similares. El primer estudio fue realizado por Pennzoil / Mobil / BP en 1985, el siguiente fue realizado por Texaco / Chevron en 1988, y el tercero fue realizado por Shell / Exxon en 1992. La comparación de las encuestas en 3D, en la zona donde las tres encuestas superpuesta, sirvió de base para un levantamiento sísmico 4D.

Los resultados del análisis eran bastante dramáticos. Figura 2.21A muestra el área de levantamiento 3D del intervalo de depósito. Cada color representa el cambio de amplitud sísmica y carecen de los mismos entre los tres levantamientos 3D. La alta luz en los datos en un espacio en el que no hubo cambios en la amplitud, lo que sugiere la presencia de aceite que se pasa por alto o sin explotar. Un pozo horizontal fue perforado en la zona anulada. Durante el período 1972-1994 (antes del estudio sísmico), 1,2 millones de barriles de petróleo se habían producido a partir del intervalo, pero durante los años posteriores a estudio de 1994 a 1996, un adicional de 1,0 millones de barriles fueron producidos desde el pozo horizontal (Fig. 2.21B). La combinación de perforación horizontal y sísmica 4D dejo buenos dividendos a los operadores y demostró una nueva técnica que se está volviendo más ampliamente utilizado.

Otras técnicas de imagen sísmica

Industria y la academia están llevando a cabo investigaciones en curso para perfeccionar las imágenes sísmicas, particularmente en relación con nitidez imágenes y

la reducción de los límites de la resolución y detección de características de la imagen. La adición de color a las secciones sísmicas ha proporcionado una mejora simple pero importante en nuestra capacidad de visualizar mentalmente subsuelo geologíco de registros sísmicos (comparar el perfil sísmico en la Fig. 2.10b con los de las figuras. 2.15 y 2.17).

Desde mediados de la década de 1990, "La tecnología de la coherencia en cubo" se ha convertido en un medio popular de nitidez imágenes sísmicas de características geológicas (Taylor, 1995). Esta tecnología reduce esencialmente ruido sísmico, mejorando así las señales sísmicas de los rasgos geológicos reales. Figura 2.22 compara una rebanada horizonte 3D sin (izquierda) y con (derecha) la coherencia en el cubo de procesamiento de imágenes (Bahorich y Farmer, 1995). La imagen más nítida de las fallas en el diagrama de la derecha es obvio.

Descomposición espectral es otra técnica que está demostrando ser muy valiosa en la mejora de la claridad y la resolución de las imágenes sísmicas de los embalses .A forma de onda sísmica se compone de una serie de componentes sinusoidales que tienen frecuencias y amplitudes variables (Fig. 2.23). El proceso de descomposición espectral separa la señal sísmica de forma muy precisa en frecuencias individuales, de modo que las amplitudes asociadas pueden observarse una a la vez. Las Propiedades acústicas de la roca y los fluidos contenidos en esa roca también varían con frecuencia.

Por lo tanto, por la descomposición de la señal sísmica en componentes espectrales individuales, amplitudes asociadas se pueden observar que varía con la frecuencia como una función de las propiedades del fluido y de la roca del yacimiento. Figura 2.23 muestra el espectro de amplitud de gas y salmuera a diferentes frecuencias. También se muestran tres perfiles sísmicos de diferente frecuencia. Las variaciones de amplitud con la frecuencia representan la respuesta de las propiedades del fluido de roca y específico para la señal sísmica. Figura 2.24 muestra las mismas amplitudes dependientes de la frecuencia para la las rebanadas horizontales de un intervalo particular de superficie.

Una rama de la técnica de descomposición espectral es la inversión multi-atributo, una técnica que ofrece una excelente resolución litología cuando se compara con amplitudes sísmicas extraídas. La figura 2.25 muestra un buen resultado obtenido comparando predicho frente espesor de arena bruto real de un intervalo de piedra arenisca, y mediante la comparación de imágenes de amplitudes horizontales convencionales y amplitudes de inversión de varios de los atributos. La evolución de las tecnologías como éstas continuaran mejorando nuestra capacidad de imagen y comprender los embalses subterráneos.

2.4.5 Cross-well investigación sísmica

Cruz-well sísmica es uno de los únicos métodos que pueden tomar imágenes de sol lateral escala sísmica y atributos verticales a distancias entre pozos. El método

consiste en colocar una cadena de origen sísmico abajo un bien y un conjunto de receptores de geófonos abajo otro pozo, y luego el rodaje de la sísmica para obtener imágenes entre los pozos (Fig. 2.26). Debido a que la fuente y los receptores están por debajo de la zona de erosión superficial y están estrechamente espaciados, la resolución es de un orden de magnitud mayor que la de sísmica de superficie en la dimensión vertical, aunque la cobertura aérea es menos (Figs. 2.13 y 2.27). Los pequeños defectos y características estratigráficas, así como zonas porosas (y no porosos), se pueden obtener imágenes claramente con la cross-well sísmica (Figs. 2.28 y 2.29). Los inconvenientes del método incluyen su costa y la pequeña extensión del área de cobertura.

2.4.6 multicomponente investigación sísmica

Sísmica multicomponente combina P (compresión) y onda * S (corte) onda * energía sísmica. Estos dos tipos muy diferentes de formas de onda viajan a diferentes velocidades a través de los medios de comunicación, de manera que Vp (velocidad de

la onda P) y Vs (velocidad de la onda S) pueden ser medidos y comparados. Diferentes relaciones Vp / Vs son diagnósticos de diferentes combinaciones de rock / fluido (Fig. 2.30).

2.4.7 Algunas dificultades en el análisis sísmico

Aunque el análisis sísmico-reflexión proporciona un medio para la formación de imágenes características del subsuelo, hay que recordar que la técnica, aunque madura, no está libre de problemas, y características únicas que no están a veces fotografiados. Inmersión de superficies, tales como fallas y doblar las extremidades, dispersar la energía sísmica de tal manera que se requiere considerable procesamiento después de la adquisición de datos, e incluso entonces, una imagen incierta emerge Debido a que la energía sísmica es en forma de frentes de onda, la velocidad de las olas y el medio a través del cual viajan en un área de estudio se deben determinar si uno es capaz de convertir con precisión la sísmico vertical intervalo de dos vías de tránsito a profundidad.

En detalle en la caracterización de yacimientos, las mayores debilidades del análisis de sísmica de reflexión son los límites de la resolución vertical de los datos y en la detección de características de pequeña escala. La resolución es la capacidad de una onda sísmica para identificar e imagen tanto de la parte superior y la base de una capa, y por lo general se considera que es 1/4 del espesor de la longitud de onda sísmica (Fig. 2.31). La detección es la capacidad de una onda sísmica de "sentir" y "responder" a una capa, a pesar de los límites de la capa no se pueden obtener imágenes (Fig. 2.31). El límite de detección se considera que es 1/30 del espesor de la longitud de onda.

Muchas de las características que controlan, o al menos afectan, el flujo de fluido en un depósito son más pequeñas que la resolución y la detección de límites sísmica-reflexión, y por lo tanto, son sub sísmica en escala. No existe una definición única de la sub plazo sísmico, porque la resolución varía con la longitud de onda y la frecuencia de la forma de onda, la profundidad bajo la superficie de la superficie reflectante, y otros factores. Pero, si la longitud de onda es mucho más larga que el espesor del intervalo de interés, ese intervalo no será la imagen (Fig. 2.32).

2.5 Perforación y muestreo de un pozo

La única forma real para identificar los tipos de roca del subsuelo y sus fluidos contenidos consiste en perforar un pozo y probar lo que está en el pozo. Los pozos se pueden perforar en terrenos con una perforación de la tierra o en el mar desde una plataforma flotante o buque de perforación (Fig. 2.33). Las partes básicas de un equipo de perforación se muestran en la Fig. 2.34A. La broca está unido a una cadena de perforación de la tubería que gira a través de un plato giratorio en el piso de perforación. Al final de la sarta de perforación es una broca que corta a través de la roca. Una mezcla de barro agua (fango) se bombea continuamente por el agujero para proporcionar la lubricación para la perforación y también para coger piezas del pozo, ya que se corta. Estas piezas, llamados "recortes", se llevan hacia arriba a la superficie del terreno por el barro que circula y se ven atrapados en una trampa. Normalmente, un

registrador de barro examina los recortes en el piso de perforación, registra la litología, y mide los fluidos del yacimiento contenidos, luego las bolsas de esquejes para el futuro, un examen más detallado. Para facilitar un examen a fondo de las muestras esquejes por su litología, la composición y la presencia de microflora y microfauna, el lodo de perforación debe ser lavado de los recortes para proporcionar una muestra limpia (Fig. 2.35). Análisis esquejes puede incluir proporciones relativas de los tipos de rocas, bioestratigrafía, y mineralogía (Fig. 2.36).

Si se desea obtener un núcleo de una formación subterránea, un conjunto diferente está unido a la cadena de perforación y todo un núcleo de las formaciones rocosas del subsuelo se corta a través de un intervalo de profundidad predeterminada. Cuando se obtiene un núcleo, también se describe en el pozo. Sin embargo, la forma cilíndrica del perímetro del núcleo (Fig. 2.34B), junto con las ranuras y surcos producidos por la operación de extracción de muestras, a menudo hacen una descripción adecuada de las características geológicas del núcleo difícil. Después de que el núcleo se describe en la localización del pozo, normalmente se almacena para el envío posterior a un laboratorio para su posterior tratamiento y el examen. Los tapones de núcleo, que generalmente son 2,54 cm (1 in) de diámetro, se obtienen de forma rutinaria (Fig. 2.34D), normalmente a 0,3 m (1 ft) intervalos a lo largo de la longitud del núcleo, para el análisis de la porosidad, la permeabilidad, y una medida de la saturación de fluido. Si se desea, el núcleo puede entonces ser cortada en dos losas verticales. Una losa se utiliza para para el muestreo, y la superficie de la otra losa se muele hasta un acabado liso y es

utilizado para la descripción detallada geológica y fotografiar (Fig. 2.34C). La perforación horizontal-bien se ha ampliado considerablemente en los últimos años debido a la mejora de la tecnología y la reducción de costes (Fig. 2.37A). Aunque es más caro para perforar un pozo horizontal de un pozo vertical, pozos horizontales son particularmente eficaces para llegar a depósitos compartimentados, tales como lentes de arenisca que están separados por esquistos impermeables (Fig. 2.37A, B) o areniscas que son de corte transversal por zonas de fallas impermeables (Fig. 2.38A, B). Los pozos horizontales también pueden ser utilizados para la supervisión de varias bien de los proyectos de recuperación mejorada (Fig. 2.39).

2.5.1. Registros convencionales

Es caro y requiere mucho tiempo para obtener núcleos, por lo que la perforación de ingenieros y gerentes de exploración / campo prefieren evitar ese costo, si es posible. El método más común para determinar la roca del subsuelo y de las propiedades del fluido es de registros geofísicos convencionales. Una variedad de herramientas que miden diferentes propiedades de la roca y fluido puede ser unida al extremo de la sarta de perforación, baja a la parte inferior del agujero, y se recupera a un ritmo constante, obteniendo de ese modo un registro continuo de las diversas propiedades que se está midiendo (Fig. 2.40A). La tabla 2.1 proporciona una lista de los tipos convencionales de

registros de pozos y el tipo de medidas que toman. Estas herramientas miden las propiedades del yacimiento estáticas o dinámicas en un instante en el tiempo. En un registro de pozos (Fig. 2.36), el eje vertical es la profundidad de los perforadores. El registro se muestra en la Fig. 2.36 exhibe una curva de rayos gamma en la pista izquierda, la densidad y porosidad neutrón porosidad curvas en la pista central, y un buzamiento (tadpole) parcela en el camino correcto.

Fig. 2.39

Los gamma-ray y registros SP proporcionan indicadores de la litología (Fig. 2.41A). En un registro de rayos gamma típico, la herramienta mide el registro de la radiación gamma natural de la formación rocosa. Los conteos más altos de rayos gamma indican la presencia de esquisto, porque constituyentes de esquisto, incluyendo minerales de arcilla, K-Spar, y material orgánico, emiten radiación gamma natural. Con la excepción de arcosas (ricas en K-feldespato), las piedras areniscas contienen pocos o ninguno de estos componentes y por lo tanto emiten menos radiación y tienen un menor recuento de rayos gamma. Tendencias similares se mantienen para los registros de SP (Fig. 2.41A).

Fig. 2.40

Fig. 2.41

Los registros de densidad, miden la densidad de la formación, que es generalmente en el intervalo de 2.00-3.00 g / cm3 (Fig. 2.41B). Las variaciones en la densidad de la formación reflejan la composición mineral de la roca, la porosidad de la roca y los fluidos contenidos dentro de los espacios de poros de la roca. Por lo general, una densidad mineral, tal como el de cuarzo, con una densidad de 2,67, g / cm3 se elige para ser la densidad de la matriz o de la roca estándar, y las variaciones de ese valor se atribuyen a la porosidad y el contenido de fluido (Fig. 2.41B).

Fig. 2.43

Las velocidades sónicas son una función de la mineralogía de la roca, la cantidad de espacio de los poros de la roca, y los tipos de fluidos en los espacios porosos. La medición de registro se denomina "tiempo de tránsito sónica", y se mide en segundos por pie (es decir, la onda de sonido tarda X segundos en recorrer 1 pie). El recíproco del tiempo de tránsito es la velocidad sónica roca, que es una medida de la cantidad de roca, en pies o metros, a través del cual viaja la onda de sonido en un 1-segundo lapso de tiempo. Los registros sónicos miden la velocidad de las ondas que pasan a través de la roca (Fig. 2.42A). Las características sonoras de una roca responden a los mismos componentes que hace el registro de densidad; Por lo tanto, los minerales más densos normalmente exhiben velocidades sónicas superior, mientras espacios porosos y contenían líquidos reducen las velocidades (Fig. 2.42A).

Registros de neutrones medir las concentraciones de átomos de hidrógeno (mantenidos en agua e hidrocarburos) que están presentes en los poros de formación, y los registra en unidades de porcentaje de porosidad (Fig. 2.42B). Una combinación de neutrones porosidad densidad- registro de porosidad lotes ambas curvas juntas (Fig. 2.36). Esta información es útil para determinar la litología y también la presencia de rocas gasíferas. El efecto de gas está representado por un aumento en la porosidad densidad y una disminución de la porosidad de neutrones, de manera que las dos curvas se cruzan entre sí (Asquith, 1982). El doble razón para este "Crossover" es que: (1) gas es más ligero que el aceite o el agua, por lo que el registro de densidad registra una porosidad anormalmente alta, y (2) de gas tiene una menor concentración de átomos de hidrógeno que lo hace el agua o aceite, por lo que la lectura de los registros de neutrones es anormalmente baja.

El subsuelo del análisis geológico se basa principalmente en los registros de pozos, y en particular sobre el registro de rayos gamma, ya que indica la litología. No sólo se pueden diferenciar areniscas y pizarras, pero las variaciones al alza en "arcillosidad" o "arenosidad" también se pueden determinar por la forma de la curva de rayos gamma (Fig. 2.43). Formas específicas de la curva de rayos gamma (y en menor medida, la curva SP) han sido clasificados (Fig. 2.44) y, a menudo están relacionados con los depósitos de diferentes ambientes sedimentarios. Por ejemplo, en forma de campana (afinado hacia arriba) los intervalos de frecuencia se considera que representan la deposición dentro de un canal, en donde el relleno inferior es relativamente de grano grueso y el relleno superior es de grano fino. (Intervalos de limpieza hacia arriba desrefinamiento /) en forma de embudo se interpretan para representar somerización ascendente del agua y un aumento en los niveles de energía en el ambiente de depósito. Sin embargo, uno debe ser cauteloso al usar registros de pozos para hacer interpretaciones genéticas de estratigrafía vertical, porque rara vez hay un único

proceso de sedimentación que se traduce en una estratigrafía único. Además, el mismo tipo

El depósito puede presentar diferentes firmas de registros de pozo, dependiendo de en qué parte del depósito del pozo se perforó y el registro se ejecuta (Fig. 2.45).

2.5.2 registros no convencionales

2.5.2.1 registros de pozo-imagen

Además de los registros de pozos convencionales, los tipos más avanzados de registros proporcionan información especializada. Debido a que estos registros normalmente son más caros para funcionar de suites de registro convencionales, no se utilizan como frecuencia.

Además de los registros de pozos convencionales, no se utilizan como frecuencia. Una de estas herramientas es la herramienta de registro de pozo de imágenes. Esta herramienta de registro (Fig. 2.46) crea una imagen de la pared del pozo mediante la asignación de resistividad de la pared con un arsenal de unos pequeños electrodos de botón tipo pedestal (Bourke et al., 1989). Estos botones examinan incrementos sucesivos laterales de la formación y también pequeños incrementos verticales (cada 2,5 mm o 0,1 pulgadas), mientras que la herramienta se tira boca de pozo a una velocidad constante. La figura 2.47 ilustra un plano inclinado como aparecería en el espacio 3D (el cilindro representa la pared del pozo). La imagen se ve en 2D por aplanamiento sobre un plano tal como papel o una pantalla de ordenador, de modo que el plano inclinado aparece como una forma de onda sinusoidal. El más pronunciada es la inmersión del plano inclinado, mayor será la amplitud de la onda sinusoidal que representa esa superficie. Los planos inclinados que normalmente son fotografiadas son fallas, fracturas y caídas de los planos de estratificación (Fig. 2.47). El ángulo de inclinación y la orientación de ejercicio de la inclinación de un plano inclinado también se miden y se registran en el registro de pozo-imagen de forma rutinaria. Medición de la información de orientación es una gran ventaja de que los registros de pozo-imagen proporcionan sobre troncos convencionales o incluso núcleos (a menos que se obtiene un núcleo orientado más caro).

Pozo-imagen registra camas de imagen con una resolución vertical de unos pocos milímetros, que es mucho mejor que la resolución de los registros convencionales (Tabla 2.1). Por lo tanto, muchas características sedimentarias se pueden identificar además de fallos (fig. 2.48), tales como superficies de erosión (Fig. 2.49), litofacies específicos (Fig. 2.50), estructuras sedimentarias internas físicas y biogénicas (Fig. 2.51), ropa de cama ( Fig. 2.52), y los estilos de estratificación (Fig. 2.53). Estas características han demostrado ser útiles en la identificación de los procesos y ambientes (Fig. 2.54), desde el cual podemos predecir las tendencias de la piedra arenisca, geometrías, y la calidad del yacimiento a una distancia del pozo de sedimentación. Además, la capacidad de resolver capas delgadas usando un registro de pozo-imagen tiene, en varios casos, resultó en un nuevo cálculo de las reservas hacia arriba. Esto ha ocurrido con intervalos del yacimiento que análisis log

convencional había indicado que arcillosas, antes de un registro de pozo-imagen que revela la presencia de baja resistividad, de bajo contraste, el pago de capas delgadas (Fig. 2.55).

2.5.2.2 Registros de buzamiento

Aunque los registros de buzamiento, o lotes renacuajo como se llaman a veces, no son infrecuentes o poco convencional, que por lo general se obtienen para reunir información sobre la estructura del subsuelo (Fig. 2.56). Un registro de buzamiento es una medición que registra microrresistividad límites de capas en torno a una pared del pozo, por lo que las magnitudes y direcciones de inmersión puede calcularse a partir de ellos. Sin embargo, los patrones de inmersión también se pueden utilizar para determinar las tendencias y ambientes de depósito. Tales determinaciones requieren el cálculo de las tendencias estructurales de magnitud de inmersión y orientación dentro del pozo (generalmente mide a partir de intervalos de esquisto gruesas) y después de retirar el echado estructural de cada medición para determinar la magnitud de inmersión residual y la orientación (Fig. 2.57). Una vez las inmersiones residuales se representan diferentes tendencias y estilos de patrones de inmersión pueden ser reconocidos e interpretados en términos de sus ambientes sedimentarios (Fig. 2.57, Fig. 2.58, Fig. 2.59 y Fig. 2.60). En un ejemplo publicado, de buzamiento (y la imagen) pozo de registro de los patrones obtenidos de un inicio de sesión de poca profundidad y pozo con núcleo de unos 100 m (300 pies) hacia el interior de una sección acantilado costero de turbiditas del Mioceno revelado patrones de inmersión distintivos para diferentes facies. Esos patrones, a su vez condujeron a la identificación de facies en hidrocarburos productiva de los patrones de inmersión similares en un golfo de México depósito (Fig 2.60 y la figura 2.61.). (Slatt et al., 1998;. Clemenceau et al, 2000).

Hurley (1994) ha desarrollado técnicas para correlacionar magnitud inmersión y la dirección de las capas sedimentarias, con base en cálculos matemáticos aplicados al de buzamiento digital y datos de pozo-imagen (cuadro 2.2). lotes por inmersión acumulativo (Hurley, 1994) son lotes transversales de magnitud por inmersión frente a los números de muestra uniformemente espaciados, que son una función de la profundidad Las profundidades se convierten a la muestra los números para el trazado, con el fin de dar cuenta de las medidas de profundidad desigualmente espaciados (Tabla 2.2). La profundidad mínima se designa como el número 1, y cada profundidad posterior se da el siguiente entero más alto. Cada número de la muestra a continuación, tiene su propia magnitud por inmersión asociado con él. Para obtener por inmersión acumulativa, se añade cada magnitud de inmersión a la suma de las magnitudes de inmersión precedentes. La lógica de este argumento es que las camas dentro de una secuencia de deposición relacionada genéticamente exhibirán magnitudes por inmersión uniformes. Por lo tanto, los estratos relacionados genéticamente se pueden identificar como segmentos de línea recta sobre una parcela

por inmersión acumulativo. Los cambios abruptos o sutiles en magnitud por inmersión indican la presencia de un fallo, discordancia, o diferencia genética en intervalos estratigráficos (Fig. 2.57).

Lotes Vector-azimut (Hurley, 1994) utilizan la orientación por inmersión azimutal y datos direccionales (Tabla 2.2; Fig. 2.57). Una parcela vector-azimuth es un gráfico transversal del coseno y seno de la dirección de inmersión (azimuth). Estas parcelas están diseñados para imitar la trayectoria del pozo como aparecería en planta. Para crear una gráfica de este tipo, los datos azimuth se convierten en radianes, y las funciones seno y coseno se aplican a cada lectura del azimut. A continuación, se asignan funciones acumulativos tanto a la de las columnas "coseno" "seno" y, y los dígitos resultantes se representan como un gráfico de dispersión, con el coseno en el eje x y el seno en el eje y.

Acumulada por inmersión y vectores azimuth las parcelas ayudan en la identificación de los "dominios de inmersión", que son genéticamente intervalos estratigráficos relacionados definidos sobre la base de sus características de inmersión (Fig. 2.57). Los puntos de inflexión en los gráficos indican límites de los dominios de inmersión, y representan fallas, discordancias o facies grandes cambios. Los límites se determinan por anomalías en ambas de las parcelas de inmersión y mediante el examen de la litología asociado con el punto de inflexión. Figura 2.57 ilustra cómo los cambios sutiles en los dominios de inmersión pueden ser reconocidos por una combinación de las dos parcelas. Estos dominios de inmersión podrían ser interpretados en términos de facies sedimentarias y entornos y procesos sedimentarios (Fig. 2.62).

2.5.2.3 Resonancia magnética (RMN) registros nucleares

La teoría básica detrás del registro de resonancia magnética nuclear es la siguiente. Los protones de los átomos de hidrógeno dentro de los espacios de poros de una roca reaccionan a un campo magnético inducido por la precesión en frecuencias características y alineándose con el campo inducido. Cuando el campo magnético inducido está apagado, los protones responden mediante la realineación con el campo magnético natural de la Tierra. El proceso de realineación o la relajación es controlado por secuencias de impulsos y amplitudes generados en la herramienta de registro. La fuerza y la tasa de alineación son proporcionales al volumen de átomos de hidrógeno, la cantidad de agua, y el tamaño efectivo del poro en la que se encuentran los protones. La tasa de relajación se modela como una suma de exponenciales cuyo tiempo característico es inversamente proporcional al tamaño de poro. La amplitud en cualquier tiempo de relajación, por lo tanto, corresponde a la contribución hecha por el

volumen de protones existentes en que el tamaño de poro. La suma de todas las contribuciones es una medida de la porosidad. Por lo tanto, esta distribución de los tiempos de relajación, referido como una distribución de T2, puede interpretarse como una distribución de frecuencia de tamaño de poro, lo que da ideas sobre la calidad del yacimiento y producibilidad.

Las interpretaciones de estas distribuciones en términos de agua libre y ligada cuentan con la ayuda de los geocientíficos para desarrollar métodos empíricos para predecir la permeabilidad de los registros de RMN (Coates et al., 1999). Además, el cambio de los fluidos de aceite o gas altera significativamente los tiempos de relajación.

Por ejemplo, para dos poros de igual tamaño, una con agua y el otro lleno de aceite en un poro humedecida con agua, T2 para el aceite es mucho mayor que T2 para el agua (Fig. 2.63). Fluidos dentro de una roca de mayor permeabilidad exhiben una T2 más largo que hacer fluidos en una roca de menor permeabilidad, lo que sugiere la presencia de hidrocarburos (Fig. 2.64). Distribuciones de T2 difieren entre agua (irreducible) de arcilla de ruedas y capilar atado, y entre el agua producible e hidrocarburos, lo que nos permite diferenciarnos de ellos en una roca reservorio (Fig. 2.65).

La resonancia magnética nuclear puede medirse tanto por una herramienta de fondo de pozo registro y en el laboratorio. De hecho, para mejorar la precisión de las determinaciones de las propiedades del fluido en un pozo de roca y, lo mejor es calibrar la respuesta del registro por primera medición de las mismas propiedades en muestras de núcleos.

Figura 2.66 muestra un ejemplo de un conjunto de registro de pozos que incluye una pista de RMN. Fluidos producibles y no producible se pueden diferenciar en función de la distribución de T2. Este ejemplo es de una cifra, de baja resistividad, periodicidad de los pagos de bajo contraste de capas delgadas. Registros de RMN ha demostrado ser particularmente útil en la diferenciación de fluidos dentro de tales estratos de capas delgadas.

2.6 Resumen

Hay muchas herramientas y técnicas para la caracterización de yacimientos de petróleo y gas. Técnicas de reflexión sísmica incluyen 2D convencional y sísmica 3D, 4D

sísmica de lapso de tiempo, multi-componente sísmica, Crosswell sísmica, sísmica, y las técnicas de procesamiento avanzadas para mejorar la detección y resolución de la cama. Constantemente mejoras Estas técnicas. Perforación y se atravesará un pozo ofrece la "verdad terreno" para la interpretación sísmica. Formaciones rocosas son muestreados directamente por esquejes y por el núcleo, e indirectamente caracterizan con una variedad de registros de pozos. Registros más sofisticados también están disponibles, incluyendo los registros de imágenes de pozos para obtener imágenes de la pared del pozo y medir características estratigráficas y estructurales, y los registros de resonancia magnética nuclear para la evaluación de los fluidos y permeabilidad de la roca. Para maximizar la caracterización, ya que muchas de estas herramientas como sea posible deben emplearse. A menudo es menos costoso de utilizar una amplia variedad de herramientas, que miden las propiedades del yacimiento en diferentes escalas, que para perforar uno o dos agujeros secos.