navegación estructural: un camino hacia la …/media/files/resources/oilfield_review/... · naban...

14 Oilfield Review

Navegación estructural: Un camino hacia la productividad

El número de pozos de petróleo y gas perforados horizontalmente continúa

creciendo a medida que los operadores se esfuerzan por maximizar el contacto

con las formaciones, desarrollar programas de terminación de pozos más eficientes

y optimizar la recuperación en estructuras geológicas complejas. La navegación

estructural, un método por el cual los operadores dirigen las trayectorias de los

pozos horizontales y de alto ángulo, integra los datos obtenidos con las herramientas

de resistividad LWD de lectura profunda y con los generadores de imágenes de alta

resolución para crear modelos estructurales de las condiciones geológicas que

encuentra la barrena de perforación. Esta técnica permite a los perforadores corregir

las trayectorias de los pozos previendo los cambios estructurales presentes delante

la barrena y ayuda a los operadores a conocer mejor las formaciones ya perforadas.

La perforación de pozos de petróleo y gas de nuestros tiempos poco tiene en común con la de los primeros días de la exploración, cuando los exploradores cavaban pozos, basados a veces en distribuciones aparentemente aleatorias, con la esperanza de descubrir recursos no explotados. Hoy, los ingenieros de perforación modernos tie-nen acceso a un abanico de tecnologías para visua-lizar el subsuelo y luego comandar sofisticados equipamientos de fondo de pozo para apuntar con precisión a las secciones prospectivas. Después de analizar los datos provenientes de diversas fuen-tes, los ingenieros de posicionamiento de pozos pueden ajustar las trayectorias de los mismos durante la perforación, a fin de maximizar el con-

tacto con el yacimiento. Las compañías de servi-cios continúan introduciendo nuevas tecnologías. Estas nuevas tecnologías ayudan a los operadores a perforar pozos que producen durante más tiempo, drenan el yacimiento en forma más completa y mejoran el retorno de la inversión.

La capacidad para ejecutar trayectorias de pozos horizontales y de alto ángulo constituye uno de los cambios más significativos introducidos en los últimos años en las operaciones de perforación. Si bien, en promedio, los pozos horizontales generalmente duplican o triplican el costo de los pozos verticales convencionales, e implican mayores riesgos, su proporción continúa incrementándose (abajo). Por ejemplo, a fines del año 2012 en EUA,

Aimen AmerEast Ahmadi, Kuwait

Filippo ChinellatoMilán, Italia

Steve CollinsChief Oil & Gas LLCDallas, Texas, EUA

Jean-Michel DenichouSugar Land, Texas

Isabelle DubourgClamart, Francia

Roger GriffithsPetaling Jaya, Selangor, Malasia

Randy KoepsellDenver, Colorado, EUA

Stig LyngraSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Philippe MarzaAberdeen, Escocia

Doug MurrayAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Iwan (Bob) RobertsDhahran, Arabia Saudita

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2013: 25, no. 1.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Danny Hamilton, Frisco City, Texas; Remi Hutin, Clamart, Francia; Emmanuelle Regrain, Houston; y a Haifeng Wang, Stavanger.CMR, eXpandBG, eXpandGST, FMI, FPWD, MDT, MicroScope, PeriScope, Petrel y PowerDrive son marcas de Schlumberger.

> Perforación de pozos horizontales en EUA. El número de pozos perforados horizontalmente, como porcentaje del número total de pozos perforados en EUA, se incrementó bruscamente en la última década. (Datos utilizados con autorización de Baker Hughes.)

Oilfield Review SPRING 13Structural Steering Fig. 1ORSPG 13-STCTSTR 1

70

60

50

40

30

20

10

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 20120

Pozo

s ho

rizon

tale

s en

EUA

, %

Año

Volumen 25, no.1 1515

16 Oilfield Review

63% de los 1 817 pozos que se estaban perforando fueron clasificados como pozos horizontales y 11%, como direccionales. Sólo un 26% de los pozos reci-bieron la clasificación de verticales.1 Una de las razones principales de este vuelco hacia los pozos horizontales y de alto ángulo es que aportan recompensas potenciales en el corto y largo plazo, que los pozos verticales generalmente no proporcionan. A través de un solo agujero, los pozos horizontales y de alto ángulo mejoran el drenaje, permiten el acceso a compartimentos discretos en yacimientos complejos, reducen los costos de las intervenciones, mejoran las eficien-cias y permiten la exposición a un mayor volumen del yacimiento. A pesar de sus costos iniciales más elevados, los pozos horizontales a menudo ofrecen a los operadores un método para desarrollar los yacimientos que de otro modo no resultarían renta-bles. Los pozos horizontales son especialmente importantes en los yacimientos no convenciona-les en los que su utilización se ha traducido en una tecnología facilitadora clave para el desarro-llo de recursos en lutitas.2

Estas mejoras introducidas en las tecnologías y las prácticas de perforación han transformado la forma en que los operadores encaran el desa-rrollo de los recursos.3 En los primeros días de la perforación horizontal, los pozos se construían fun-damentalmente sobre la base de planes de pozos geométricos. Cuando algunos pozos no se posicio-naban de manera óptima en las zonas objetivo, los resultados eran a menudo desalentadores. Hoy, los geocientíficos e ingenieros de perforación son

conscientes de que los vocablos perforación hori-zontal constituyen una simplificación excesiva del proceso, y que el posicionamiento preciso de los pozos implica algo más que desviar un pozo 90° res-pecto de la vertical. La maximización del contacto con el yacimiento y la comprensión de la geome-tría y la geología del subsuelo son elementos cruciales para el éxito de las operaciones de perforación.

Los avances tecnológicos de las herramientas de evaluación de formaciones LWD también están posibilitando que los ingenieros logren los objetivos de posicionamiento de pozos de manera más efectiva. Las herramientas que exploran la formación a cierta distancia del pozo permiten que los ingenieros de perforación visualicen la geometría compleja del subsuelo. Los ingenieros utilizan datos de imágenes de alta resolución dis-ponibles en tiempo real para definir la geometría estructural y ajustar proactivamente los progra-mas de perforación. Además, las mediciones LWD ayudan a los operadores a diferenciar los interva-los con características de producción superiores de los que pueden no resultar redituables.

Para optimizar la perforación horizontal, los ingenieros de posicionamiento de pozos han desa-rrollado flujos de trabajo que los ayudan a lograr sus objetivos de perforación. Aún antes de iniciar la perforación de un pozo, estos flujos de trabajo desempeñan un rol importante ya que ayudan a los geólogos e ingenieros a identificar objetivos y desarrollar trayectorias realistas que evitan complicaciones innecesarias en la perforación.

Durante la perforación, el equipo de posiciona-miento de pozos puede actualizar los modelos con información disponible en tiempo real y utili-zando un enfoque 3D.

Estas nuevas tecnologías y flujos de trabajo no siempre proporcionan la respuesta. El elemento crucial en la determinación del tipo de pozo con mejor desempeño es el conocimiento que posee el grupo de trabajo de perforación sobre cómo incide la geología del yacimiento en el desem-peño del pozo en el largo plazo. En muchos yaci-mientos de alta permeabilidad, especialmente en la primera fase del desarrollo, los pozos verticales y horizontales pueden exhibir igual desempeño, lo que vuelve más atractivos a los primeros debido a sus costos más bajos. En un estudio reciente de un yacimiento complejo naturalmente fracturado, los pozos verticales producían con tasas de flujo de petróleo más altas y cortes de agua más bajos que los pozos horizontales.4 Este fenómeno fue el resul-tado de la maduración del proceso de inundación de agua y de la geología única del yacimiento.

No obstante, los desarrollos recientes en mate-ria de tecnología de perforación y geonavegación han permitido el acceso a recursos para los cuales los pozos verticales convencionales o los pozos horizontales perforados geométricamente no hubieran funcionado tan bien. Este artículo analiza las herramientas LWD que proveen datos que inciden directamente en los programas de perfo-ración, el software para la visualización de la geo-metría del subsuelo y un flujo de trabajo que utilizan los operadores para optimizar el posicio-namiento de los pozos a través de técnicas de navegación estructural. Los ejemplos correspon-dientes a un proyecto de almacenamiento de gas en Italia, un yacimiento no convencional en EUA y un yacimiento carbonatado de escaso espesor en Medio Oriente demuestran cómo los operado-res están optimizando el posicionamiento de pozos y están ganando el acceso a los yacimientos y recursos en forma más efectiva.

Los alcances de la perforaciónLos avances tecnológicos en materia de perfora-ción fueron factores clave para el brusco incre-mento del número de pozos horizontales y direccionales de la década de 1990. En el año 1986, el total de pozos horizontales perforados en todo el mundo ascendía a 41 (izquierda).5 Tan sólo cuatro años más tarde, en 1990, el número de pozos hori-zontales perforados, mayormente en Texas, EUA, llegó a 1 190. Más del 20% de esos pozos se con-centraba en la creta Austin. La actividad desarro-llada en esta formación tipifica la evolución experimentada por la perforación horizontal.

> Perforación horizontal antes de 1995. En el año 1986, sólo 41 pozos de todo el mundo fueron clasificados como horizontales. Entre 1989 y 1990, se produjo un incremento significativo de estas cifras, impulsado por las mejoras tecnológicas y por los aumentos de la producción resultantes, experimentados por algunos operadores que perforaban pozos horizontales. Si bien al comienzo la tendencia se registró principalmente en EUA, los operadores de otras regiones, especialmente Canadá, también perforaron más pozos horizontales. (Adaptado de Kuchuk et al, referencia 5.)


1 600

1 400

1 200

1 000

1986

41

1987

65

Pozos horizontales perforados en todo el mundo

1988

145

1989

257

Año

1990

1 190

1991

1 250

1992

1 020

1993

1 400

1994

1 570

800

600

400

200

Núm

ero

de p

ozos

0

Fuera de América del NorteCanadáEstados Unidos

Volumen 25, no.1 17

La creta Austin corresponde a un yacimiento de baja permeabilidad y de baja a moderada porosidad. En esta formación, los primeros pozos fueron perfo-rados en la década de 1920. La producción de petró-leo y gas en cantidades comerciales dependía de que el pozo intersectara las fracturas interconectadas. Para mejorar la producción de los pozos verticales, los operadores introdujeron nuevas tecnologías con éxito variable. Estas tecnologías incluyeron tratamientos ácidos diseñados para abrir trayectos desde el pozo hasta las redes de fracturas, interpre-taciones sísmicas para localizar agrupamientos de fracturas y tratamientos de estimulación por fractu-ramiento hidráulico para incrementar la conectivi-dad del pozo con las redes naturales de fracturas.

En la década de 1980, los operadores comen-zaron a experimentar con las extensiones de pozos laterales, usualmente a través del rein-greso en pozos existentes no productivos. Dado que este enfoque permitía que el pozo contactara muchas más fracturas que las que eran posibles con el pozo vertical original, como resultado, a menudo, se generaban incrementos espectacula-res de la producción.

Algunos especialistas atribuyeron el creci-miento global de la perforación horizontal a los éxi-tos y las lecciones aprendidas en éstos y otros pozos de Texas.6 Sin embargo, no todos los pozos horizon-tales perforados en la creta Austin experimentaron incrementos espectaculares de la producción. Muchos operadores omitieron tomar en cuenta la naturaleza compleja de la formación, cuya comple-jidad implicaba la compartimentalización y la existencia de fallas subsísmicas que dividían la creta Austin en múltiples yacimientos aislados.

Hoy en día, los operadores utilizan modelos extensivos de yacimientos para extrapolar los datos de superficie y de fondo de pozo a fin de pro-nosticar las formaciones que encontrarán los pozos horizontales. Este enfoque busca identificar rocas de mejor calidad prospectiva, y si corres-ponde, de mejor calidad de terminación. No obs-tante, hasta que se perfora un pozo, el modelo, que es una función del tipo y la calidad de los datos disponibles, sigue siendo una aproximación.

Métodos de posicionamiento de pozosEl equipamiento de fondo de pozo para perforar los tramos horizontales ha mejorado considera-blemente en las últimas décadas, y se han desa-rrollado metodologías y flujos de trabajo de posicionamiento de pozos para capitalizar las nuevas tecnologías y las técnicas de perforación. Con estas mejoras, los métodos de posicionamiento de pozos continúan evolucionando. Actualmente, se utilizan en general tres métodos complementa-

rios para posicionar los pozos.7 El primer método se caracteriza como un método de modelado, comparación y actualización, y es un proceso de perforación reactiva. El segundo se basa en la estimación y extrapolación de la orientación de los planos de estratificación a partir de datos de echados (buzamientos) de las formaciones, usual-mente con mediciones azimutales obtenidas durante la perforación. El tercer método se basa en la utilización de datos direccionales de lectura profunda para la detección de límites remotos con

el fin de ajustar proactivamente la trayectoria del pozo para maximizar el contacto con el yaci-miento y evitar salir de las zonas objetivo.

En el método de modelado, comparación y actualización, el equipo de posicionamiento de pozos primero genera un modelo de respuestas de la herramienta de adquisición de registros (perfilaje), basadas en las formaciones esperadas observadas en los datos derivados de registros de pozos vecinos (arriba). En el análisis se incluyen interpretaciones de los datos sísmicos para ayudar

>Método de posicionamiento de pozos de tipo modelado, comparación y actualización. Los datos de registros de pozos vecinos se utilizan para construir modelos geológicos y de respuestas de herramientas. Los geólogos generan modelos geológicos mediante el escalonado de los datos originales, la generación de columnas de capas y el posterior rotulado de los marcadores formacionales y de las superficies (extremo superior izquierdo). Los marcadores formacionales y la estratificación se propagan a partir de los datos de pozos vecinos para generar un modelo geológico (extremo inferior izquierdo), que además puede ser mejorado con datos sísmicos. Un programa de modelado directo prevé cómo responderán las herramientas de adquisición de registros (perfilaje), tales como las herramientas de resistividad, a las propiedades de las formaciones (rojo, extremo superior derecho). Una vez generado el modelo, se propone una trayectoria de pozo (verde, extremo inferior derecho) para llegar a determinadas capas prospectivas. A medida que se perfora la sección de pozo horizontal, la respuesta medida (azul, extremo superior derecho) observada en el pozo se compara con la respuesta modelada. (Adaptado de Griffiths, referencia 7.)


Modelo geológico

Apartamiento horizontal

Registro depozos vecinos

Resistividadde la formación

Marcadoresformacionalesidentificados

Los marcadores se vinculancon las superficies del

modelo geológico

Escalonadode registros

Marcadores

Columnade capas

Modelogeológico

Registro de resistividad

ModeladaMedida

Marcadores Superficies

1. Baker Hughes: “Interactive Rig Counts,” Investor Relations, http://gis.bakerhughesdirect.com/RigCounts/ (Se accedió el 13 de febrero de 2013).

2. Alexander T, Baihly J, Boyer C, Clark B, Waters G, Jochen V, Le Calvez J, Lewis R, Miller CK, Thaeler J y Toelle BE: “Revolución del gas de lutitas,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 40–56.

3. Para obtener más información sobre la evolución y las innovaciones en materia de tecnología de perforación, consulte: Felczak E, Torre A, Godwin ND, Mantle K, Naganathan S, Hawkins R, Li K, Jones S y Slayden F: “Lo mejor de ambos mundos: Un sistema rotativo direccional híbrido,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 36–45.

Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R, Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos de alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 4–15.

Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativa direccional,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9.

Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D: “Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 20–31.

4. Widjaja DR, Lyngra S, Al-Ajmi FA, Al-Otaibi UF y Alhuthali AH: “Vertical Cased Producers Outperform Horizontal Wells in a Complex Naturally Fractured Low Permeability Reservoir,” artículo SPE 164414 presentado en la Reunión y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 10 al 13 de marzo de 2013.

5. Kuchuk F, Nurmi R, Cassell B, Chardac J-L y Maguet P: “Horizontal Highlights,” Middle East Well Evaluation Review 16 (1995): 7–25.

6. Kuchuk et al, referencia 5.7. Griffiths R: Well Placement Fundamentals. Sugar Land,

Texas, EUA: Schlumberger (2009): 10.

18 Oilfield Review

a los geólogos a estimar la localización de los lími-tes de las formaciones. El equipo de trabajo puede utilizar un software de visualización 3D que nor-malmente incluye la funcionalidad de planeación anticipada para desarrollar programas de perfora-ción y trayectorias de pozos. Los datos adquiridos en tiempo real durante la perforación validan el modelo o bien son utilizados para actualizarlo en respuesta a la nueva información (izquierda). Luego, el perforador direccional puede introdu-cir cambios en la trayectoria del pozo basados en el modelo actualizado.

El segundo método de posicionamiento de pozos requiere conocer la orientación y la magni-tud del echado de la formación. Después de inter-pretar los datos azimutales derivados de las imágenes de la pared del pozo, los ingenieros de posicionamiento de pozos pueden estimar y extra-polar la orientación de la capa o formación objetivo. La barrena se direcciona para que permanezca dentro del objetivo. En caso de que la barrena ya no se encuentre en la capa objetivo, pueden utilizarse datos LWD para determinar si ésta ha salido por el tope o por la base del yacimiento, y el ingeniero especialista en perforación direccional puede apli-car correcciones para direccionarla de regreso al objetivo (abajo). Cuando el pozo atraviesa una falla y sale del yacimiento, es probable que esta técnica no resulte efectiva porque el ingeniero debe saber en qué dirección proceder para la reconexión con el objetivo, y los datos azimutales por sí solos pue-den no proporcionar esa información.

> Alineación con el modelo. Los ingenieros y geólogos de posicionamiento de pozos pueden crear modelos de las respuestas de las herramientas de adquisición de registros a partir de la geología anticipada del subsuelo. Los datos de rayos gamma (verde, extremo superior ) y de resistividad somera (azul, centro) se alinean con la respuesta modelada (rojo), lo que indicaría que el modelo 2D para la trayectoria del pozo (extremo inferior, verde) es válido. Las diferencias entre los datos de resistividad profunda modelados y medidos (datos de registros, extremo inferior ) podrían indicar que será necesario ajustar la trayectoria del pozo, si bien los datos de resistividad profunda se alinean nuevamente en la posición de la barrena.

Oilfield Review SPRING 13Structural Steering Fig. 3AORSPG 13-STCTSTR 3A

X 450

X 500

X 550

X 600

X 650

X 700

0

1 000

100

10

1 000

100

10

200

1 000 1 100 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 0 200

Prof

undi

dad

verti

cal

verd

ader

a, p

ies

Longitud horizontal verdadera, pies

Modelado en tiempo real

Rayos gamma, ºAPI

50 75 100 125 150

Rayos gamma, ºAPI

ModeladosMedidos

ModeladaMedida

ModeladaMedida

Resi

stiv

idad

prof

unda

, ohm

.mRe

sist

ivid

adso

mer

a, o

hm.m

Rayo

s gam

ma, º

API

> Posicionamiento de pozos utilizando datos de echados (buzamientos) de las formaciones. Los datos de registros azimutales, expresados con caritas tristes y sonrientes, ayudan a los ingenieros de posicionamiento de pozos a determinar las correcciones de la barrena. Cuando un pozo atraviesa un plano de estratificación, la respuesta de la herramienta de adquisición de registros azimutales indica si el pozo está saliendo de una capa geológica ascendente o descendente. Cuando el pozo atraviesa una capa ascendente (izquierda), el primer contacto con la formación se produce en el extremo inferior del pozo (extremo inferior izquierdo); cuando la barrena sale de la capa, el último contacto tiene lugar en el tope del pozo. Cuando la barrena atraviesa una capa ascendente, los datos aparecen en la imagen representados con una carita triste. Por el contrario, las mediciones de un pozo que sale de un plano de estratificación descendente aparecen como una carita sonriente (derecha). Sobre la base de estas interpretaciones, la barrena puede ser guiada hacia arriba o hacia abajo para asegurar que el pozo permanezca en una zona objetivo o se reconecte con ésta.


Pozo que intersecta una capa descendente

Tope

Tope

Base

Imagen a partirde los registros

Imagen a partirde los registros

Profundidad medida

Pozo que intersecta una capa ascendente

Profundidad medida

Volumen 25, no.1 19

En el tercer método, los ingenieros de posi-cionamiento de pozos utilizan la detección de límites remotos para determinar proactivamente la orientación en la cual direccionar la barrena. Las mediciones azimutales profundas proporcio-nan una advertencia temprana acerca de la ocu-rrencia de cambios inminentes en la capa objetivo y las capas adyacentes (derecha). Esta técnica funciona mejor cuando existe un contraste de resis-tividad suficiente entre la capa límite y el objetivo. Los programas de perforación que optimizan el drenaje, el acceso a compartimentos no explota-dos y el direccionamiento lejos de potenciales fuentes de agua son algunos de los principales beneficiarios de este tipo de perforación proactiva. En las secciones prospectivas de gran espesor, esta técnica puede no resultar tan efectiva. Los ambien-tes geológicos complejos, tales como los que con-tienen fallas y pliegues, también son problemáticos para esta técnica.

Existe otra técnica de posicionamiento de pozos, la navegación estructural, que extiende las capacidades de estos tres métodos. La navega-ción estructural reemplaza las hipótesis geomé-tricas acerca de las superficies laminares con predicciones geológicamente informadas de la estructura, basadas en datos de pozos observados (derecha, extremo inferior). Mientras que la mayo-ría de las técnicas de posicionamiento de pozos se centran en la geometría, la navegación estruc-tural utiliza algunos aspectos de las metodologías tradicionales pero busca resolver las complejida-des geológicas con datos LWD, algunos de los cua-les sólo recientemente se encuentran disponibles en tiempo real.

Flujo de trabajo de navegación estructural La perforación direccional se define como la ciencia de direccionar un pozo a lo largo de un trayecto planificado, hacia un objetivo localizado a una determinada distancia lateral y siguiendo un cierto rumbo. La navegación estructural, que aprovecha la información obtenida con los servi-cios LWD, es la combinación del análisis estruc-tural y las capacidades de modelado con las imágenes de la pared del pozo para generar modelos 3D que utilizan los operadores para opti-mizar el posicionamiento de los pozos, a menudo en tiempo real. Mediante la incorporación de los modelos geológicos confeccionados con las nue-vas herramientas de software y el desarrollo de mayor confiabilidad en las interpretaciones que podrían no ajustarse a los programas de perfora-ción originales, los operadores pueden tomar decisiones en tiempo real basadas en metodolo-gías de navegación estructural.

> Tecnología de obtención de datos de la distancia hasta los límites (DTB) para el posicionamiento de pozos. La tecnología de mapeo de la distancia a los límites en tiempo real utiliza mediciones direccionales y una gran profundidad de investigación (DOI) para determinar la distancia hasta las capas adyacentes, que se encuentran por encima y por debajo del trayecto del pozo. Para que la tecnología DTB sea utilizada efectivamente, debe haber contrastes de resistividad entre las capas adyacentes y las capas adyacentes deben estar dentro de la ventana de medición. Los datos de resistividad obtenidos con los servicios LWD de lectura profunda, tales como la herramienta PeriScope, pueden ser invertidos y los valores pueden ser convertidos en colores. Los contrastes de colores resaltan las diferencias de las propiedades del plano de estratificación. Los datos son procesados y presentados de manera tal que presentan el aspecto de cortinas, lo que conduce a la expresión visualización tipo cortina. Cuando se conoce la posición del pozo respecto de las capas adyacentes, la barrena puede ser direccionada mediante la ejecución de ajustes en el arreglo de perforación para que siga la dirección deseada (azul) de modo que el pozo permanezca en el objetivo o retorne en caso de que la trayectoria salga de un objetivo. Si se hubiera seguido la trayectoria planificada (verde), este pozo habría salido del objetivo (colores claros).


X 606

X 608

X 610

X 612

X 614

X 616

X 618X 800 X 850 X 900 X 950 Y 000 Y 100 Y 200Y 050 Y 150 Y 250 Y 300

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s

Longitud horizontal verdadera, pies

Trayectoria planificadaTrayectoria real

>Navegación estructural para el posicionamiento de pozos. La navegación estructural incorpora la tecnología de modelado de yacimientos y determinación de la distancia a los límites, junto con las imágenes de alta resolución, para manejar las decisiones de perforación. A partir de estos datos, los geólogos confeccionan modelos 3D, tales como el que se muestra en esta gráfica, que ayudan a los perforadores direccionales a visualizar las formaciones presentes alrededor y delante de la barrena. Esto resulta particularmente útil para pronosticar la geometría del subsuelo y para guiar la barrena en yacimientos complejos con fallas y pliegues.


20 Oilfield Review

Un ejemplo de un software que posibilita el posicionamiento de los pozos mediante la navega-ción estructural combina dos módulos (plug-ins) utilizados en la plataforma del software Petrel E&P: el módulo de modelado en la escala de la región

vecina al pozo-yacimiento eXpandBG y el módulo de geonavegación en tiempo real eXpandGST. Los datos obtenidos en tiempo real con el servicio de medición de la resistividad y generación de imágenes durante la perforación MicroScope pue-

den combinarse con las mediciones profundas de la herramienta de mapeo de límites de capas PeriScope para proporcionar el análisis estructu-ral y las capacidades de modelado.

Mediante la utilización de los datos obtenidos con herramientas de lecturas profundas y de las imágenes de la pared del pozo generadas en tiempo real, los geólogos de Schlumberger desa-rrollaron un flujo de trabajo de navegación estruc-tural que proporciona una plataforma para la toma de decisiones de posicionamiento de pozos (izquierda). El intérprete pica la distancia exis-tente hasta los límites y los límites se muestran en una sección tipo cortina eXpandGST. Los datos de las imágenes obtenidas con herramientas tales como el servicio MicroScope proveen el echado de la estratificación, información sobre fracturas y detección de fallas.

El módulo eXpandBG importa los datos deriva-dos de los registros LWD, y los ingenieros generan un modelo actualizado que incluye registros de polaridad de la perforación. Los registros de pola-ridad indican si el pozo se está dirigiendo hacia la base o hacia el tope de una estructura. Luego, el software computa un índice de espesores estrati-gráficos verdaderos (TST); el índice TST se rela-ciona con el espesor de la sección prospectiva. Mientras avanza la perforación, los ingenieros de posicionamiento de pozos pueden comparar los echados estructurales con los echados del modelo original e identificar rápidamente las anomalías. El software proyecta el echado estructural lejos del pozo, utilizando los horizontes estratigráficos, y el geólogo puede etiquetar los topes de forma-

, Flujos de trabajo de navegación estructural. La planeación previa a la operación para los pozos direccionados estructuralmente comienza cuando los geólogos confeccionan un modelo estructural a partir de los registros de un pozo vecino, que pueden ser de un pozo piloto vertical (extremo superior). Los datos son correlacionados para determinar la localización de los topes formacionales y los marcadores geológicos. Luego, estos datos se propagan lejos del pozo vertical y se crea una trayectoria de pozo basada en la geometría esperada del subsuelo. A medida que se perfora el pozo, los ingenieros de posicionamiento de pozos utilizan análisis de datos de echados disponibles en tiempo real para direccionar el pozo. Los ingenieros pueden utilizar perfiles de espesor estratigráfico verdadero (TST) para determinar las distancias existentes hasta las capas guía y efectuar ajustes en el posicionamiento del pozo. La operación no concluye cuando el pozo alcanza la profundidad final (TD). Los modelos se actualizan con los datos recién adquiridos, las terminaciones y los diseños pueden optimizarse, y pueden desarrollarse planes de pozos nuevos para maximizar la recuperación (extremo inferior ).


Evaluación posterior a la operación y productos entregables

Posicionamiento de pozosPerfil TST

Análisis de echadosen tiempo real

Correlación y topesde formaciones

Modelos deposicionamiento de pozos

Planeación previa a la operación

Modeloestructural

Registros depozos vecinos

Sección tipo cortina

Volumen 25, no.1 21

ciones y las superficies estratigráficas. Provisto de esta información, el equipo de posicionamiento de pozos está en condiciones de determinar hacia dónde dirigir el pozo y si se requieren correcciones.

Dos elementos cruciales para la perforación estructural son los datos LWD, que pueden ser utilizados para desarrollar modelos realistas, y el software que puede proveer una solución robusta para describir el yacimiento. Sin los datos disponi-bles en tiempo real, para los ingenieros y geólogos puede resultar difícil la comprensión de la geome-tría del subsuelo y la proyección precisa de hacia dónde dirigir el paso siguiente. Lamentablemente, los ingenieros a menudo deben tomar decisiones con datos insuficientes de yacimientos complejos. Hasta hace poco, las herramientas para resolver estas complejidades no existían para las opera-ciones LWD, pero esto ya es cosa del pasado.

Los instrumentos fundamentalesJunto con el software de modelado y el equipa-miento de perforación, las herramientas LWD están experimentando una evolución en términos de diseño y funcionalidad. Originalmente, las herramientas LWD reiteraban la información dis-ponible con las herramientas convencionales de perfilaje operadas con cable, que están diseñadas principalmente para obtener datos petrofísicos de alta calidad, esenciales para la caracteriza-ción de yacimientos. Las herramientas LWD modernas siguen proporcionando información petrofísica y poseen la ventaja de que los datos se adquieren antes de que las formaciones sean expuestas a los fluidos de perforación, que con el tiempo pueden alterar las propiedades de las rocas y de los fluidos. No obstante, el aspecto de las operaciones LWD relacionado con el tiempo real está generando un camino divergente en el desarrollo de herramientas.

Las compañías de servicios están introdu-ciendo herramientas LWD que exploran regiones de la formación más profundas que lo que es habi-tual con las herramientas operadas con cable. Los nuevos diseños de herramientas también posibilitan la adquisición de datos en la barrena. Con una amplia faja de la formación alrededor del pozo iluminada por estas mediciones, los per-foradores pueden posicionar el pozo con precisión para optimizar el desempeño de la producción o de la inyección.

La aplicación de datos obtenidos con estas nuevas herramientas posee el potencial para modificar radicalmente la forma en que se perfo-ran los pozos direccionales. Por ejemplo, los inge-nieros de posicionamiento de pozos pueden utilizar la información provista por las herra-mientas de lectura profunda para ayudar a direc-

cionar el pozo dentro de una zona objetivo definida estrictamente. Mediante la utilización de las mediciones de lectura profunda y el proce-samiento TST, ahora los ingenieros pueden mane-jar las trayectorias de los pozos basados en las estructuras adyacentes en vez de basarse en las condiciones cercanas al pozo.

Para los yacimientos fracturados, tales como la creta Austin y muchas extensiones productivas (plays) de lutitas, la sección prospectiva puede tener un espesor de decenas o incluso cientos de metros, y el posicionamiento de los pozos puede estar más enfocado en la intersección de redes de fracturas que en la permanencia dentro de una zona estrecha. Los generadores de imágenes que proporcionan mediciones de alta resolución per-miten confirmar la presencia de fracturas y quizás conducen a redireccionar o reperforar secciones de pozo que no se encuentran posicionadas en forma óptima. Por el contrario, esquivar las frac-turas y las fallas puede constituir el objetivo en ciertos yacimientos para prevenir la producción prematura de agua. Los ingenieros utilizan estas mismas herramientas de generación de imágenes para identificar las fracturas y las fallas y caracte-rizar su orientación con precisión.

Dado que estas mediciones, especialmente las imágenes de la pared del pozo, involucran grandes cantidades de datos y las velocidades de transmisión de los datos LWD son algunos órde-

nes de magnitud menores que las de los sistemas de adquisición de registros con herramientas operadas con cable, la fuente principal de los datos para crear imágenes han sido las herra-mientas operadas con cable. Recientemente, se han introducido sistemas de transmisión de datos LWD y herramientas de generación de imá-genes que pueden reproducir las capacidades de las herramientas operadas con cable para detectar las fracturas y las fallas, y determinar su orienta-ción. Para obtener esta información ya no se necesitan carreras de adquisición de registros independientes, y los perforadores pueden tomar decisiones mientras el arreglo de perforación aún se encuentra dentro del pozo.

Evolución de la resoluciónLa mayoría de las herramientas LWD transmiten datos a la superficie utilizando un sistema de trans-misión de pulsos a través del lodo (MPT). Si bien hoy las velocidades de transmisión de datos se expresan a menudo en megabits/s y terabits/s, los sistemas de transmisión de pulsos a través del lodo originalmente ofrecían velocidades de trans-misión de datos en el rango de bits de un solo dígito/s (bps) (arriba). Dado que las herramien-tas LWD poseen la capacidad para transmitir los datos a la superficie en forma continua durante la perforación, lo que les proporciona la ventaja de disponer de más tiempo para adquirir y enviar

> Velocidades de transmisión de datos con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo (MPT). Las herramientas LWD transmiten y reciben datos utilizando los pulsos a través del lodo codificados con los datos. Los primeros sistemas MPT tenían velocidades de transmisión en el rango del bit de un solo dígito/s. Si bien estas velocidades se incrementaron en las últimas décadas, las velocidades de transmisión de datos LWD son dos órdenes de magnitud inferiores a la de las herramientas de adquisición de registros con herramientas operadas con cable. Para ciertas operaciones, los datos LWD deben almacenarse en la memoria de la herramienta y recuperarse cuando las herramientas se llevan nuevamente a la superficie. El almacenamiento en el fondo del pozo es característico de las mediciones LWD que requieren grandes cantidades de datos, tales como las imágenes de alta resolución. Las nuevas técnicas de compresión de datos, combinadas con las velocidades más altas de transmisión de datos, ahora permiten adquirir algunos de estos datos en tiempo real para operaciones tales como la navegación estructural.


103

102

101

100

10–1

1970Año

Velocidad de transmisión de datos con elsistema de transmisión de pulsos a través del lodo

1980 1990 2000

Velo

cida

d de

tran

smis

ión

de d

atos

, bit/

s

22 Oilfield Review

los datos que sus contrapartes operadas con cable, las compañías de servicios han descubierto formas de superar las velocidades de los sistemas MPT inherentemente bajas. No obstante, las mediciones que implican un uso intensivo de datos, tales como las asociadas con la generación de imágenes de la pared del pozo, casi siempre se obtuvieron con herramientas de perfilaje opera-das con cable porque el cable de adquisición de registros ofrecía la capacidad para transmitir los datos con velocidades suficientemente altas.

Los sistemas MPT LWD modernos transmiten con velocidades más altas; algunos sistemas se aproximan a los 128 bps. Estas velocidades de transmisión mejoradas, junto con los nuevos métodos de compresión de datos, han abierto un nuevo mundo de posibilidades para la adquisición de datos en tiempo real. Una herramienta que aprovechó las capacidades optimizadas de trans-misión de datos es el servicio MicroScope (arriba).8 Mediante la adquisición de datos con sensores azimutales guiados durante la rotación, la herra-mienta ofrece imágenes de la pared del pozo com-parables con las de las herramientas operadas con cable, tales como el generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI. Una ven-taja adicional de la herramienta MicroScope es que puede proporcionar imágenes de resistividad de alta resolución, con diferentes profundidades de investigación radiales, lo que permite a los ingenieros distinguir las fracturas naturales de las fracturas inducidas por la perforación.

La herramienta utiliza antenas toroidales como transmisores para enviar las corrientes axiales hacia el interior de la formación, a lo largo del collar, a fin de obtener mediciones de resistividad. Dos botones de electrodos instalados en los lados opuestos del collar proveen la cobertura del pozo a medida que rota la herramienta. La corriente sale de la superficie de la herramienta, se dirige hacia la formación a través del fluido de perforación conductivo y retorna a los botones de electrodos.9 Una vez corregida por los efectos del pozo, la medición de la corriente es una función de la conductividad de la formación (y de su recíproca, la resistividad). Los botones miden la resistividad azimutal en 56 celdas independientes distribui-das alrededor de la circunferencia del pozo, y la orientación de las mediciones de los botones es determinada con respecto al campo magnético

> Imágenes provenientes de herramientas operadas con cable versus imágenes LWD. Los datos obtenidos con herramientas de generación imágenes operadas con cable, tales como la herramienta FMI (izquierda), han sido la norma, si bien la operación de estas herramientas en los pozos horizontales puede insumir mucho tiempo y generar el riesgo adicional de atascamiento. Las herramientas de generación de imágenes LWD recientemente introducidas, tales como la herramienta MicroScope, proporcionan imágenes (derecha) con una calidad comparable a la de las herramientas operadas con cable, a menudo en tiempo real o almacenadas en memoria para ser recuperadas en la superficie. (Adaptado de Allouche et al, referencia 10.)


X 333

X 334

X 335

X 336

X 337

X 338

X 339

X 340

Prof.,pies

Imágenes FMI Imágenes MicroScope

> Herramienta MicroScope. La herramienta de adquisición de registros LWD MicroScope proporciona cuatro resistividades de lateroperfil, cuatro mediciones para crear imágenes de la pared del pozo y dos resistividades toroidales. La herramienta incluye además mediciones de rayos gamma azimutales e inclinación. Las imágenes de la pared del pozo de alta resolución generadas con la herramienta pueden ser utilizadas para definir las condiciones estructurales. A partir de estos datos, es posible identificar tanto fallas como fracturas. Dado que la herramienta proporciona información de alta resolución en múltiples profundidades de investigación (DOIs), las fracturas naturales a menudo pueden diferenciarse de las fracturas someras inducidas por la perforación. Las mediciones de resistividad toroidales son de utilidad para determinar las condiciones de perforación e identificar las formaciones en la barrena.


Rayos gamma azimutales

Inclinación

• Resistividad de lateroperfil en cuatro DOIs• Imágenes de la pared del pozo en cuatro DOIs• Resistividad toroidal en dos DOIs• Resistividad del lodo

Dos sensores con botones de alta resolución

Resistividaden la barrena

Volumen 25, no.1 23

de la Tierra, que se mide con un sistema de orien-tación azimutal instalado en dirección perpendi-cular al eje de la herramienta.

La serie completa de mediciones posee pro-fundidades de investigación de aproximadamente 2,5; 7,6; 13; y 15 cm [1, 3, 5 y 6 pulgadas], medidas radialmente desde la superficie de la herra-mienta hacia afuera. Estos datos pueden resol-ver planos de estratificación y rasgos de tan sólo una pulgada. Si bien las imágenes FMI resuelven rasgos más pequeños, que resultan de utilidad para el análisis textural y la caracterización de las fracturas, las imágenes MicroScope son compara-bles con las imágenes FMI (página anterior, abajo).

También se dispone de una medición de resis-tividad en la barrena, derivada de dos antenas situadas en el extremo inferior de la herramienta. Una antena actúa como transmisor y la otra como monitor. La corriente circula hacia afuera desde la barrena y retorna más arriba por la sarta de herramientas. La sarta de perforación debajo de las antenas actúa como un electrodo, y la corriente medida depende de la resistividad de la formación y de las propiedades del lodo.

Fuera de la gran cantidad de datos necesarios para generar las imágenes, uno de los mayores desafíos de la producción de imágenes de alta resolución con herramientas LWD es la conversión

de los datos basados en el tiempo a datos basados en la profundidad. Las mediciones LWD tradicio-nales son indexadas con respecto al movimiento de la tubería observado en el piso de perforación. Esta técnica no es adecuada para la detección de rasgos formacionales pequeños porque el movi-miento de la columna de perforación en la super-ficie puede no reflejar los movimientos pequeños de la herramienta en el fondo del pozo. Los cien-tíficos de Schlumberger introdujeron un nuevo algoritmo para derivar la información de profun-didad local sobre la base de las revoluciones de la herramienta en vez del movimiento observado de la tubería.10

Para esta técnica, los datos de alta resolución junto con la orientación de la herramienta basada en un magnetómetro, son registrados en función del tiempo. Estos datos pueden ser visualizados como bandas con un espesor constante y conocido. La conversión de las mediciones basadas en el tiempo a una imagen indexada en profundidad requiere estimaciones precisas de la posición azi-

mutal y axial de los sensores. A medida que avanza la herramienta, las bandas superpuestas se fusio-nan y se correlacionan con el movimiento axial de la herramienta. La técnica proporciona un ajuste en profundidad de alta resolución (arriba). Luego, las imágenes son transmitidas a la superfi-cie con una degradación mínima de la resolución.

Los ingenieros de posicionamiento de pozos también utilizan mediciones con mayores profun-didades de investigación que las de las herra-mientas de adquisición de registros operadas con cable para identificar las distancias existentes hasta los límites superior e inferior de las seccio-nes prospectivas. Estas mediciones ayudan a los ingenieros a planificar las trayectorias de los pozos para que permanezcan dentro de los inter-valos objetivo. La herramienta de mapeo de lími-tes de capas PeriScope obtiene mediciones de 360° y puede detectar capas a una distancia de hasta 6,4 m [21 pies] del pozo. Las bobinas recep-toras inclinadas que poseen sensibilidad direccio-nal pueden determinar la orientación de las capas.

8. Borghi M, Piani E, Barbieri E, Dubourg I, Ortenzi L y Van Os R: “New Logging-While-Drilling Azimuthal Resistivity and High Resolution Imaging in Slim Holes,” presentado en la 10a Conferencia y Exhibición Marina Mediterránea, Ravenna, Italia, 23 al 25 de marzo de 2011.

9. La herramienta MicroScope está diseñada para ser utilizada en lodos conductivos.

> Correlación de las mediciones de alta resolución con la profundidad. Las profundidades de los registros LWD son referenciadas a las mediciones de las tuberías obtenidas en la superficie. Para la mayoría de los datos, éste es un método de adquisición aceptable, pero su precisión no es suficiente para proveer mediciones de alta resolución. A fin de compensar las deficiencias de las mediciones tradicionales en escala de profundidad, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron una técnica que utiliza las bandas superpuestas de las imágenes (izquierda) para generar una referencia de profundidad interna basada en las distancias fijas existentes entre los botones de los sensores de la herramienta. La correlación toma en cuenta el error de ajuste entre el movimiento de la herramienta en el fondo del pozo (centro, azul) y el movimiento en la superficie (negro). Las imágenes correlacionadas resultantes (derecha) muestran un mejoramiento con respecto a las imágenes no correlacionadas. (Adaptado de Borghi et al, referencia 8.)


1 498

2 951

2 950

2 949

2 948

2 947

2 946

2 945

2 944

1 499

Tiempo, 100 sPr

ofun

dida

d, p

ies

1 500 1 501 1 502 1 503 1 504 1 505

Imágenes nocorrelacionadas

Imágenescorrelacionadas

Prof

undi

dad

Bandade laimagen

Profundidad medida en la superficie

Profundidad de correlación

10. Allouche M, Chow S, Dubourg I, Ortenzi L y van Os R: “High-Resolution Images and Formation Evaluation in Slim Holes from a New Logging-While-Drilling Azimuthal Laterolog Device,” artículo SPE 131513 presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las EUROPEC/EAGE de la SPE, Barcelona, España, 14 al 17 de junio de 2010.

24 Oilfield Review

Siempre que exista suficiente contraste de resis-tividad entre las capas objetivo y las capas adyacen-tes a las zonas de interés, la herramienta PeriScope permite proporcionar información crucial acerca de la posición del pozo en la formación.11

El posicionamiento de pozos moderno requiere algo más que la determinación de la localización y la orientación de la barrena en una zona objetivo. Ante la presencia de fallas, puede suceder que los ingenieros de posicionamiento de pozos no obtengan suficiente información de las herra-mientas de lectura profunda solamente para comprender la geometría requerida para guiar la barrena de regreso al objetivo. La integración de los datos de imágenes de alta resolución con los datos obtenidos con herramientas de lectura pro-funda ayuda a los geólogos a construir una ima-gen 3D de la estructura que rodea el pozo y a menudo puede ayudar a los perforadores direc-cionales a decidir hacia dónde dirigirse a conti-nuación y cómo reconectarse con el yacimiento si la trayectoria del pozo sale del intervalo objetivo (izquierda, extremo superior).

Resolución de complejidadesEn la última década, la producción de gas a partir de lutitas ricas en contenido orgánico se ha conver-tido en una búsqueda global; este fenómeno ha sido impulsado en gran parte por las operaciones de estimulación hidráulica y perforación horizontal. El procedimiento convencional de desarrollo de estos recursos consiste en perforar un pozo piloto vertical seguido por un pozo desviado hasta la hori-zontal apuntando al intervalo arcilloso. Debido a la complejidad de los marcos geológicos-estruc-turales de muchas de estas extensiones producti-vas, algunos pozos pueden salir de la zona productiva o encontrar rocas de calidad prospec-tiva pobre. Si bien con frecuencia se utilizan datos símicos para resolver las complejidades asociadas con los yacimientos, en muchos casos

>Modelo de la compleja lutita Marcellus. El modelo de yacimiento original (inserto) fue confeccionado mediante la propagación de los topes formacionales picados a partir de los datos del pozo piloto, y los ingenieros de posicionamiento de pozos diseñaron una trayectoria de pozo basada en el modelo. La estructura real era muy diferente. El tramo lateral se asentó en lo que supuestamente correspondía a una formación de tipo torta de estratos (layer cake) con una suave inclinación ascendente (5° NNO). No obstante, antes de alcanzar la horizontal, el pozo atravesó el eje de un pliegue con capas de inclinación pronunciada, y luego salió del objetivo. Si bien el perforador direccional esperaba que el hecho de continuar perforando lo ayudaría a determinar hacia dónde direccionar el pozo, repentinamente éste atravesó una falla. El bloque de falla se encontraba levantado e inclinado respecto de la sección previa y además buzaba en la dirección opuesta. El pozo se reconectó con el intervalo objetivo sólo para volver a atravesar una segunda falla. Pero afortunadamente se mantuvo dentro de la lutita Marcellus, y la perforación continuó cerca del ángulo proyectado originalmente, basado en el pozo piloto, a partir de lo cual se asumió que la formación exhibía una inclinación de 5° hacia el NNO. El pozo salió de la base del objetivo antes de lo previsto porque la inclinación de la formación era más pronunciada (8° NNO) que la proyectada. El perforador direccional contaba con poca ayuda para determinar el mejor direccionamiento de este pozo porque sólo disponía de información azimutal de rayos gamma como orientación. Luego, los geólogos cargaron los datos de las imágenes, adquiridos con una herramienta FMI, en el módulo eXpandBG del software de modelado Petrel, lo que generó una interpretación que explicó porqué el pozo no había encontrado el yacimiento como estaba previsto.


Lutita Marcellus

Lutita Marcellus Registro de rayos gamma

Registro de rayos gamma

Bloquefuertemente

inclinadoAnticlinal asimétrico

Modelo estructural producidomediante el procesamiento eXpandBG

Bloque levemente inclinado

NO SE

5°

24°

Eje delpliegue

25°

Echado promedioy dirección

X°

Línea de falla primaria

8°

SinclinalAnticlinal

Pozo vertical

Pozo horizontal

, Integración de datos. Los geólogos utilizan imágenes generadas en tiempo real (extremo superior) para identificar la presencia de fallas y determinar la dirección del echado; luego, estos datos se utilizan para explicar las condiciones geológicas. Los geólogos pueden utilizar además mediciones DTB para ayudar a generar modelos de capas del subsuelo (extremo inferior). La integración de estos datos permite a los perforadores direccionales modificar las trayectorias planificadas de los pozos (verde) para maximizar el contacto con el yacimiento y determinar el trayecto óptimo (azul) para hacer que el pozo retorne al objetivo (amarillo) en caso de encontrar condiciones inesperadas, tales como fallas y pliegues.

X 300

X 310

X 320

X 330

X 340

X 800 Y 000 Z 000 XX 000Y 200 Y 400 Y 600 Y 800 Z 200 Z 400 Z 600 Z 800

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s

Longitud vertical verdadera, pies

Imágenes generadas en tiempo real para el picado del echado

Trayectoria real

Echado de la capa

Formación objetivo

Trayectoria planificadaFalla microsísmica


Volumen 25, no.1 25

estos datos carecen de la resolución necesaria para definir adecuadamente los rasgos del subsuelo. Una nueva técnica estructural 3D, que incluye la aplicación del modelado eXpandBG, fue utilizada recientemente en un pozo de la lutita Marcellus operado por Chief Oil & Gas LLC.12

Construido con datos del pozo piloto, el modelo original indicó un sinclinal con inclinación hacia el noroeste y un anticlinal con inclinación hacia el sudeste en dirección a la punta del tramo late-ral propuesto. Los ingenieros de Chief Oil & Gas propusieron una trayectoria de pozo basada en esta interpretación del pozo piloto vertical.

La sección horizontal fue perforada utili-zando solamente datos de rayos gamma azimuta-les LWD. Después de perforar el tramo lateral, se obtuvieron imágenes de la pared del pozo con una herramienta FMI. La interpretación resul-tante del procesamiento eXpandBG resaltó la existencia de diferencias significativas entre el modelo de yacimiento original y la estructura geológica observada en el pozo.

El enfoque eXpandBG resuelve las complejida-des geométricas sin requerir un aporte extensivo de parte del intérprete. Además, el software puede generar modelos estructurales utilizando datos de múltiples pozos como datos de entrada. En este ejemplo, el echado de la formación fue computado con la técnica basada en el principio del eje de curvatura local para confeccionar el modelo estructural eXpandBG.13 Las soluciones obtenidas con esta técnica pueden no ser únicas, pero los geólogos intérpretes tienen la posibilidad de inter-venir y ajustarlas para que se adecuen a otros datos, tales como las interpretaciones sísmicas 3D.

Los geólogos de Chief y Schlumberger anali-zaron las secuencias de echados tanto en el pozo piloto como en la sección horizontal subsiguiente y clasificaron las estructuras utilizando la téc-nica basada en el principio del eje de curvatura local en una gráfica de Schmidt para resolver la complejidad estructural. A diferencia del modelo original, el nuevo modelo reveló tres secciones bien definidas: un anticlinal asimétrico, un bloque fuertemente inclinado y una tercera sección caracterizada como levemente inclinada (página anterior, abajo).

Sobre la base de los echados identificados en el pozo vertical, se asumió que la formación exhibía una leve inclinación de 5° hacia el NNO. El pozo debía ser asentado en el intervalo objetivo y seguir esta tendencia. Sin embargo, el tramo late-ral se asentó en realidad en el eje de un pliegue en el que la estructura se volvía de inmediato hacia el sur con un ángulo de 24°. El pozo salió repentinamente de la sección prospectiva y atra-vesó una falla hasta que finalmente se reconectó

con el yacimiento pero en una sección que buzaba en la dirección opuesta, hacia el norte, describiendo un ángulo de 25°. El pozo encontró una segunda falla y luego volvió a la formación objetivo; la perforación continuó a lo largo del tra-yecto indicado por el modelo estructural original. Lamentablemente, dado que la inclinación de la formación era más pronunciada que la modelada, el pozo salió de la base de la lutita Marcellus antes de lo previsto.

Una revisión del trayecto del pozo convalida la necesidad de contar con datos estructurales en tiempo real durante la perforación. Al disponer solamente de datos de rayos gamma azimutales para la interpretación de la estructura de la for-mación, el programa de perforación no produjo un trayecto de pozo óptimo. Si se hubieran adqui-rido datos de resistividad profunda y de imágenes con herramientas LWD en tiempo real, los pro-gramas de perforación y terminación resultantes habrían sido totalmente diferentes.

Uno de los pasos finales del proceso de modelado consiste en la validación con el software de recons-trucción geológica Petrel. Este producto posibi-

lita la restauración y el modelado directo de los modelos geológicos plegados y fallados complejos. Mediante la simulación del comportamiento me- cánico de las rocas con un conjunto amplio de con-diciones de borde, el software permite que el usua-rio analice las estructuras complejas. El software confirmó la viabilidad de la interpretación com-pleja actual (arriba). Y los datos sísmicos 3D recientemente adquiridos validaron además el modelo estructural.

11. Para obtener más información sobre la herramienta PeriScope y el mapeo de los límites de capas, consulte: Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson K y Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 54–63.

Bourgeois D, Tribe I, Christensen R, Durbin P, Kumar S, Skinner G y Wharton D: “Mejoras en la colocación de pozos con el modelado durante la perforación,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 20–29.

12. Amer A, Collins S, Hamilton D, Gamero H, Contreras C y Singh M: “A New 3D Structural Modeling Technique Unravels Complex Structures Within the Marcellus Shale: Utilizing Borehole Image Logs,” presentado en la Reunión de la Sección de Oriente de la AAPG, Washington, DC, 25 al 27 de septiembre de 2011.

13. Amer et al, referencia 12.

> Balanceo y restauración estructurales. Para confirmar la validez de una interpretación generada con el modelo eXpandBG, se debe llevar a cabo un proceso de modelado con balanceo y restauración estructurales. A partir de la suposición de una geometría original tipo torta de estratos (layer cake) (extremo superior ), el modelo se expone al fenómeno de carga post-depositacional utilizando el software de reconstrucción geológica Petrel. La compresión de la etapa inicial (centro) produce la geología compleja observada, y el posterior levantamiento explica la situación actual (extremo inferior). En este último paso del modelado se valida la interpretación generada con el software eXpandBG.


El levantamiento produceuna extensión localizada

Compresiónmáxima

Paso 1: Después de la depositación

Paso 2: Etapa inicial de la deformación

Paso 3: Momento presente

Eje del pliegue

26 Oilfield Review

La producción de este pozo se clasificó como decepcionante en comparación con la de los pozos cercanos. Si el modelo estructural hubiera sido actualizado utilizando las imágenes LWD, el trayecto del pozo podría haberse modificado o reperforado en función del nuevo modelo. De un modo similar, el diseño del tratamiento de esti-mulación de cuatro etapas pudo haber sido más efectivo (arriba). Sólo las etapas 2 y 3 se ubicaron completamente en la zona objetivo. Las etapas 1 y 4 cubrieron zonas que se localizaron en el obje-tivo sólo a lo largo de medio intervalo. Además, una sección de la lutita Marcellus en el talón del pozo no fue estimulada, si bien coincide con un inter-valo sometido a intensos esfuerzos alrededor del pliegue, donde los datos FMI indicaron la presen-cia de fracturas naturales, que a menudo mejoran la producción en los yacimientos de lutitas. En este caso, la disponibilidad de datos estructu-rales en tiempo real podría haberse traducido en una trayectoria de pozo que contactara una por-ción mayor de la formación objetivo y condujera a un mejoramiento de la producción del pozo.

Navegación para el almacenamientoRecientemente, se empleó un flujo de trabajo de navegación estructural en el que se utilizaron datos LWD y el procesamiento eXpandBG en tiempo real en un proyecto de almacenamiento subterrá-

neo de gas llevado a cabo por Stoccaggi Gas Italia (Stogit) SpA, la división de almacenamiento de gas de la Società Nazionale Metanodotti (Snam). El proyecto, que involucró múltiples pozos y múlti-ples campos, fue desarrollado con la colaboración técnica de los especialistas de Eni SpA. El objetivo del programa de perforación era exponer el mayor volumen posible de sección prospectiva con pro-piedades óptimas en la menor longitud de pozo.14 Para ello, los pozos fueron perforados y direccio-nados utilizando datos LWD disponibles en tiempo real.

Como sucede en muchas áreas de Italia, la perforación horizontal plantea desafíos debido a la presencia de capas de inclinación pronun-ciada, fallas y cambios estratigráficos abruptos. La sección prospectiva del campo Furci es carac-terizada como un sistema turbidítico Plioceno de extensión limitada, que contiene varios cuerpos arenosos con laminaciones interestratificadas más pequeñas. El procedimiento de perforación de pozos del campo siguió un flujo de trabajo pre-determinado. El operador escogió objetivos hori-zontales y los ingenieros de posicionamiento de pozos cargaron el plan de pozos en el módulo eXpandGST, en la plataforma del software Petrel E&P, que se pobló con las propiedades derivadas de los registros de un pozo piloto vertical. Con el programa se creó un registro teórico por modelado

directo para pronosticar las respuestas del regis-tro para diversos escenarios, tales como un echado de formación que era más alto o más bajo que el previsto. Estos escenarios indicarían que el pozo se encontraba en una parte del yaci-miento diferente a la planificada.

Para el segundo de los dos pozos perforados en el campo, el objetivo consistía en dos grandes lóbu-los arenosos separados por dos capas de lutita. La meta era perforar a través del lóbulo arenoso somero, atravesar las capas delgadas de lutita y navegar hacia el lóbulo arenoso más profundo. El operador perforó el pozo piloto vertical como se había planificado y luego comenzó la sección hori-zontal, siguiendo la trayectoria predeterminada.

Los geólogos determinaron los echados forma-cionales mediante la utilización de dos sistemas de herramientas independientes: una herramienta de mapeo de los límites de capas de lectura pro-funda PeriScope y un generador de imágenes de la pared del pozo MicroScope. Estas mediciones pro-veyeron información sobre las fallas y la estratifi-cación que atravesaban el pozo. Al comenzar la perforación horizontal, la herramienta PeriScope indicó un echado plano y luego una inclinación levemente ascendente. La reducción repentina de la resistividad fue un indicio de que la trayec-toria había atravesado el lóbulo superior y las secciones de lutita intermedias, y se estaba apro-ximando al lóbulo inferior. No obstante, los geólo-gos interpretaron que los datos de las imágenes indicaban que el pozo había intersectado una falla inesperada y se encontraba en una sección levantada (próxima página).

La perforación a través de la sección levan-tada confirmó la interpretación de la falla y final-mente el pozo atravesó una segunda falla y encontró nuevamente la sección prospectiva. Los datos de los registros, adquiridos después de que la trayectoria atravesara la segunda falla, indicaron que el pozo estaba penetrando el lóbulo arenoso inferior y el equipo de trabajo de perforación tomó la decisión de inclinar la barrena más allá de los 90° y reconectarse con el lóbulo superior.

El pozo volvió a atravesar las capas de lutita y finalmente alcanzó una sección echado abajo del lóbulo arenoso superior. Después de cruzar la pri-mera falla, la trayectoria original del pozo habría pasado completamente por alto el lóbulo inferior y se habría perforado una gran porción del pozo a tra-vés de las capas de lutita que separaban los lóbulos. La trayectoria actualizada, modificada con los datos LWD disponibles en tiempo real, intersectó ambos lóbulos y maximizó el contacto del pozo con la sección prospectiva.

> Resultados de la terminación. El operador diseñó el programa de estimulación para el pozo de la lutita Marcellus, basado en la interpretación de los datos azimutales de rayos gamma; el programa fue desarrollado antes de la confección del modelo estructural revisado mostrado. De las cuatro etapas exhibidas (magenta), sólo las etapas 2 y 3 se ubicaron completamente dentro de la zona objetivo. Las etapas 1 y 4 sólo cubrieron la lutita Marcellus en forma parcial. En el talón del pozo (óvalo blanco de guiones), donde se identificaron fracturas, no se aplicó tratamiento alguno, lo que fue visto por los ingenieros como una oportunidad perdida para el tratamiento de estimulación. El operador consideró el comportamiento de este pozo decepcionante, en comparación con el de los pozos vecinos.


Lutita Marcellus

Etapas del fracturamiento hidráulico

Etapa 1Etapa 2

Etapa 3 Etapa 4

Volumen 25, no.1 27

Perforación de lutitas En un pozo de exploración de la lutita Niobrara en el nordeste de Colorado y el sudeste de Wyoming, EUA, los ingenieros utilizaron el flujo de trabajo de perforación estructural para resol-ver las condiciones geológicas complejas presen-tes en un pozo posicionado en una formación arcillosa.15 La lutita Niobrara corresponde a una lutita calcárea de edad Cretácico superior que produce petróleo y gas. Las lutitas se componen

de calizas arcillosas con intercalaciones de creta, marga y bentonita. Debido a la baja permeabili-dad y la baja porosidad de la roca, la producción por lo general es mayor en las zonas de fracturas naturales mejoradas con tratamientos de estimu-lación hidráulica.

El escenario de desarrollo típico para los pozos de la lutita Niobrara consiste en perforar un pozo piloto vertical y adquirir datos petrofísicos utilizando herramientas de adquisición de regis-tros operadas con cable. Para los pozos de evalua-ción, el programa de adquisición de registros usualmente incluye herramientas de resistividad, neutrón y densidad-porosidad, espectroscopía de captura elemental y resonancia magnética nuclear (RMN). Para la identificación de fracturas y la caracterización geológica se obtienen imágenes de la pared del pozo. Y para las propiedades mecá-nicas, que son utilizadas en el diseño de los trata-mientos de estimulación por fracturamiento

hidráulico y en las estimaciones de la estabilidad del pozo, se pueden correr registros acústicos. A menudo, los operadores incluyen operaciones convencionales de extracción de núcleos para los pozos piloto a fin de determinar la litología y des-cribir las fracturas. Los datos de los pozos piloto son utilizados para caracterizar el yacimiento, definir la orientación de las zonas objetivo e iden-tificar la profundidad óptima para asentar el tramo lateral.

Los objetivos de adquisición de registros en la sección horizontal difieren de los de los pozos piloto verticales. Para el diseño de un tratamiento de estimulación es necesario conocer la densidad, tipo y orientación de la población de fracturas. La medición del trayecto y la orientación del pozo es crucial, especialmente cuando el pozo ingresa y sale de las capas prospectivas. La identificación de las fallas y la determinación de su localización y orientación asisten en el diseño de la terminación.

14. Borghi M, Loi D, Cagneschi S, Mazzoni S, Donà E, Zanchi A, Boiocchi D, Gremillion J, Chinellato F, Lebnane N, Lepp R, Chow S y Squaranti S: “Well Placement Using Borehole Images and Bed Boundary Mapping in an Underground Gas Storage Project in Italy,” presentado en la 10a Conferencia y Exhibición Marina Mediterránea, Ravenna, Italia, 23 al 25 de marzo de 2011.

15. Koepsell R, Han SY, Kok J, Munari M y Tollefsen E: “Advanced LWD Imaging Technology in the Niobrara—Case Study,” artículo SPE 143828 presentado en la Conferencia y Exhibición del Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, 14 al 16 de junio de 2011.

> Geología compleja en un pozo de almacenamiento de gas de Italia. Los objetivos de este pozo horizontal eran dos lóbulos de arena separados por capas de lutita. En el modelo original se asumió una geología de tipo torta de estratos (layer cake) y los ingenieros de perforación desarrollaron una trayectoria (verde) para que pasara a través del lóbulo de la arena superior, atravesara las capas de lutita y terminara en el lóbulo inferior. En vez de encontrar capas continuas, la trayectoria real (azul) encontró una falla, ingresó en una sección levantada por debajo de los lóbulos de la arena objetivo y atravesó otra falla para reconectarse luego con el lóbulo de arena inferior en una sección hundida. Después de perforar a través de una sección del lóbulo de arena inferior, los ingenieros de posicionamiento de pozos direccionaron el pozo hacia arriba y éste volvió a atravesar la capa de lutita y a reconectarse con el lóbulo de la arena superior de inclinación descendente. Las mediciones petrofísicas tradicionales —de resistividad (carriles 2 y 3), rayos gamma (carril 4) y densidad de formación (no mostrada aquí)— no proporcionaron mucha orientación direccional. Además, si los ingenieros hubieran utilizado solamente los datos DTB obtenidos con la herramienta PeriScope (puntos rojos y azules, extremo inferior ), les habría resultado difícil determinar los ajustes direccionales. Los datos de las imágenes obtenidas con la herramienta MicroScope (extremo superior ) permitieron a los geólogos identificar las fallas, determinar la dirección del echado y direccionar el pozo correctamente. Sin los dos sistemas de medición complementarios, a los ingenieros les habría resultado difícil determinar hacia dónde direccionar el pozo luego de que éste atravesara cualquiera de las dos fallas. (Adaptado de Borghi et al, referencia 14.)


X 004

X 006

X 008

X 010

X 012

X 014

X 016

X 018

700 800 900 1 000

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Longitud horizontal verdadera, m

Trayectoria planificadaTrayectoria perforadaLóbulo superior

Posible falla subsísmica,echado aparente

Lóbulo inferior

Capas de lutita

700 800 900 1 000

Imágenes de resistividad MicroScope

Datos LWD

Datos PeriScope

Resistividad PeriScope

ROP Rayos gamma

28 Oilfield Review

carreras independientes de perfilaje con herra-mientas operadas con cable (arriba).

Un operador de la cuenca de Denver-Julesburg puso en marcha una campaña para desarrollar la formación Niobrara con tratamientos de fractura-miento hidráulico de múltiples etapas en pozos horizontales. A partir de los registros del pozo piloto vertical, los geólogos pudieron confirmar la pre-sencia de una capa objetivo denominada terraza C.

Los ingenieros identifican zonas de complejidad estructural para que los ayude a mantener el pozo en la unidad yacimiento o determinar el mejor camino a seguir para reconectarse si el pozo sale del objetivo. Las variaciones depositacionales pueden ser determinadas con herramientas LWD, y los geólogos utilizan estos datos para ajustar los modelos que extrapolan las propiedades a partir del pozo piloto.

Los métodos tradicionales de adquisición de datos para crear imágenes del tramo lateral requieren el despliegue de herramientas operadas con cable, bajadas con la columna de perforación. Los geólogos utilizaron estos datos para identificar fracturas naturales y cuantificar su orientación y densidad. No obstante, los datos de imágenes de alta resolución obtenidos con la herramienta MicroScope eliminan la necesidad de efectuar

> Resolución de la geología compleja. Los datos de las imágenes obtenidas con la herramienta MicroScope pueden ser presentados en modo dinámico (carril 2) o estático (carril 4). El echado formacional (extremo superior, carril 1) puede ser picado a mano a partir de las imágenes o computado a partir de estos datos. Las flechas verdes indican la dirección descendente del echado, de 0° a 360° en sentido horario alrededor de cada flecha. Ésta representa la dirección norte-este-sur-oeste-norte. La magnitud del echado también se computa y puede ser leída a partir del registro. La flecha magenta indica una fractura y proporciona su orientación. Los datos de las imágenes pueden ser presentados en el modo de ajuste (wrap mode), que simula el pozo horizontal (inserto). Los planos de estratificación (verde), las fallas (magenta), las fracturas abiertas (azul) y las fracturas reparadas (cian) pueden ser visualizados como aparecen en el pozo horizontal. (Adaptado de Koepsell et al, referencia 15.)


0

0,1

–5°

95°

1 000

°API

ohm.m

150

Imag

en e

stát

ica

Tope

Tope

Base

Imag

en d

inám

ica

Ángu

lo d

e ec

hado

verd

ader

o

Tope

Tope

Base

Profundidad medida, pies

X 94

0

X 95

0

X 96

0

X 97

0

X 98

0

X 99

0

Y 00

0

Y 01

0

Y 02

0

Y 03

0

Y 04

0

Y 05

0

Fractura resistiva

Falla

Límite de capa

Microfalla

Resistividad profunda

Resistividad somera

Rayos gamma

Límite de capa

Falla

Fractura resistiva

Orientación de lamicrofalla

Orientación de la falla

Volumen 25, no.1 29

> Alejamiento respecto de la vertical. Los geólogos pueden identificar la localización y orientación de los planos de estratificación y las fallas en los pozos verticales y proyectarlos lejos de los pozos, pero los pozos horizontales a menudo encuentran geometrías geológicas inesperadas. En este tramo de pozo vertical (extremo superior ), los geólogos identificaron varias secciones geológicas, incluida la sección correspondiente a la terraza C del yacimiento objetivo, que es una combinación de creta y marga limitadas por lutitas dúctiles y cretas no productivas y forma parte de la formación Niobrara. Los ingenieros de posicionamiento de pozos desarrollaron una trayectoria para seguir el objetivo, y los ingenieros direccionales asentaron el tramo lateral en la terraza C (extremo inferior, sección expandida). Se procedió con la perforación horizontal a lo largo de aproximadamente 716 m [2 350 pies] y el pozo encontró una geometría estructural que difería de las expectativas de los geólogos. El pozo (negro) atravesó al menos siete fallas principales (líneas magenta). Después del primer conjunto de fallas, se observó que la terraza C se encontraba levantada, lo que hizo que el pozo se posicionara en la parte inferior extrema del yacimiento. Al avanzar la perforación, el pozo atravesó una quinta falla principal y quedó debajo de la formación objetivo y completamente fuera del yacimiento. Después de que los geólogos desarrollaran el nuevo modelo del pozo horizontal, el operador volvió a la sección de la primera falla y reperforó la sección horizontal con una orientación (no mostrada aquí) que posicionó el pozo por encima de la trayectoria original; este reposicionamiento permitió que el pozo permaneciera en el intervalo objetivo. Los geólogos también pueden utilizar los datos de echados para identificar otros rasgos. Las gráficas stereonet mostradas a través de cinco de los intervalos pueden ser utilizadas para identificar el tipo y la orientación de las fracturas y las fallas. La gráfica del extremo izquierdo muestra la orientación NNO por SSE de las fracturas reparadas, resultantes probablemente del plegamiento. (Adaptado de Koepsell et al, referencia 15.)


X 200

X 300

X 400

X 500

X 600

X 700

X 800

X 900

Y 000

Y 100

Prof

undi

dad,

pie

s

0 90

Fractura abiertaFractura reparadaFallaEchado estructural

Echados sin procesar

O E

N

S

Falla

Marga

Creta

Lutita dúctil

Pozo piloto vertical

Terraza C,formación Niobrara Caliza

Fort Hays

Limolita Codell

Lutita Carlile

Caliza Greenhorn

Echado estructural

Echa

dos

sin

proc

esar

OE

N S

X 100

0

90Y 100 Z 100

Oilfield Review SPRING 13Structural Steering Fig. 17BORSPG 13-STCTSTR 17B

Datos de echados

Sección expandida, terraza C objetivo

Lutita dúctil Creta Marga Falla

90

0

180

270 90

0

180

270 90

0

180

270

90

0

180

270

90

0

180

270

Pozo en la porción inferior extrema de la terraza C Pozo por debajo de la terraza C

FallaEchado estructural

Terraza Cobjetivo

Los datos de las imágenes indicaban la presencia de fracturas abiertas con poblaciones de rumbos de orientación NO-SE y fracturas mineralizadas de rumbo NNE-SSO. Para maximizar la intersec-ción con las fracturas naturales, la sección de pozo horizontal fue planificada perpendicular a las frac-turas naturales con un azimut de 104° y una longi-tud de aproximadamente 730 m [2 400 pies].

La herramienta MicroScope proporcionó imá-genes de alta resolución en tiempo real para el análisis estructural y el análisis de fracturas. Los ingenieros confeccionaron modelos 3D utili-zando el software eXpandBG, lo que los ayudó a optimizar el posicionamiento de los pozos y dise-ñar las operaciones de estimulación por fractura-miento hidráulico. Los datos de las imágenes MicroScope fueron particularmente útiles para revelar el marco estructural complejo. Además de las numerosas fracturas abiertas y reparadas, los geólogos identificaron numerosas fallas, una sec-ción pasada por alto y capas estructuralmente deformadas (abajo).

30 Oilfield Review

> Registros del pozo piloto. A partir de los registros de agujero descubierto adquiridos en un pozo piloto perforado con un ángulo de 30°, se identificó una sección prospectiva carbonatada petrolífera. Sobre la base de la profundidad medida, la zona productiva (sombreado gris) tenía menos de 6 m [20 pies] de espesor. Corregido por la desviación del pozo, el espesor vertical verdadero sería aún menor que el mostrado. La movilidad del fluido, determinada a partir de los datos de RMN (carril 5) y MDT (no mostrados), indicó la presencia de un pequeño filón permeable dentro del intervalo. El equipo de posicionamiento de pozos propuso la perforación de un pozo horizontal que sería direccionado utilizando las herramientas PeriScope y MicroScope. Los perforadores direccionales emplean mediciones petrofísicas como guía para el direccionamiento de los pozos, pero en este caso la variación de los rayos gamma (carril 1), la resistividad (carril 2) o la porosidad (carril 3) dentro de la zona objetivo era insuficiente para utilizarlas como guía. No obstante, una roca de cubierta de alta resistividad que suprayacía la zona sirvió como capa límite de referencia para el direccionamiento del pozo.

Hidrocarburo

Volúmenes

100%0

Petróleo

Agua

Calcita


Prof.,pies

X 725

0 0,2 ohm.m 2 000 45 % –15

0,2 ohm.m 2 0000 10

0,2 ohm.m 2 000

1,95 2,95g/cm3

0,2 ohm.m 2 000

0,2 ohm.m 2 000

°API

Rayos gammaArreglo de

10 pulgadas Porosidad-neutrón Volumen de agua Media logarítmica T2

Saturación dehidrocarburos

Arreglo de20 pulgadas

PEF Porosidad total Valor de corte de T2

Distribuciones de T2


Densidad volumétrica Porosidad CMR

Fluido ligado

Petróleo

AguaArreglo de60 pulgadas


Resistividad

200 0 % 25

0 % 25

0,3 ms 5 000 0 % 100

0,3 ms 5 000

0,3 ms 5 0000 % 25

0 % 25

X 750

X 775

Volumen 25, no.1 31

La trayectoria planificada del pozo, desarro-llada a partir de los datos del pozo piloto y los datos sísmicos de superficie, hizo que éste atravesara una falla y saliera de la zona objetivo para penetrar en las secciones margosas no productivas situadas por debajo del objetivo. La última mitad del pozo se encontraba debajo de la terraza C y fue perfo-rada principalmente en una lutita dúctil de cali-dad no prospectiva. Después de analizar estos datos, la trayectoria del pozo fue desviada y reper-forada a través de la mayor parte del intervalo y luego fue direccionada hacia una posición estruc-tural más alta sobre la base del nuevo modelo.

Los resultados de los registros incidieron en muchas de las decisiones tomadas por los inge-nieros en relación con el programa de termina-ción del pozo desviado. Por ejemplo, el programa requirió la utilización de empacadores de agujero descubierto para el aislamiento. Los ingenieros identificaron la presencia de secciones de pozo ensanchadas y elípticas, y evitaron la colocación de los empacadores en estas zonas. Los empacado-res tampoco se colocaron cerca de las fallas, que pueden afectar la calidad del sello e incidir en los resultados de los tratamientos de estimulación. Por motivos similares, tampoco se instalaron en las fracturas naturales abiertas, cuya presencia también se identificó en los datos de las imágenes. Los tratamientos de estimulación por fractura-miento fueron ejecutados en etapas, y las etapas fueron diseñadas para apuntar a tipos de rocas simi-lares identificados a partir de datos petrofísicos. En los diseños de los tratamientos de estimula-ción se consideraron además los esfuerzos loca-les resultantes de la complejidad estructural de la formación.

Perforación entre líneasLos recursos no convencionales pueden requerir procedimientos de perforación y terminación que difieren de las operaciones de los yacimientos convencionales, pero los yacimientos convencio-nales pueden beneficiarse con la aplicación de las soluciones no convencionales. Saudi Aramco utilizó el flujo de trabajo de navegación estructu-ral en tiempo real con los módulos de procesa-miento eXpandBG y eXpandGST para alcanzar los recursos cuya producción económica hubiera sido difícil de otro modo. El yacimiento carbona-

tado estaba compuesto por una capa permeable delgada, situada entre intervalos de baja permea-bilidad, sobre los que descansaba una roca de cubierta carbonatada no porosa de gran espesor.

El pozo fue perforado en un campo gigante maduro localizado en Arabia Saudita.16 Histó-ricamente, este campo produjo principalmente de dos yacimientos carbonatados. A comienzos de la década de 1980, se descubrieron dos acumula-ciones estratigráficas de petróleo más pequeñas. El pozo del ejemplo fue perforado en el yacimiento más grande de estos dos. Y el descubrimiento fue delineado más exhaustivamente y comprobado mediante varios pozos verticales. El yacimiento de baja permeabilidad contiene petróleo liviano de buena calidad con una relación gas-petróleo rela-tivamente alta.

A comienzos del año 2012, Saudi Aramco per-foró el primer pozo de desarrollo del yacimiento, profundizando un pozo productor abandonado que había sido terminado originalmente en el horizonte productor principal. El pozo piloto fue perforado con una inclinación de 30° en la sec-ción prospectiva, y Saudi Aramco llevó a cabo un extensivo programa de adquisición de datos que incluyó la extracción de núcleos de todo el inter-valo prospectivo.

La porosidad y la resistividad en la zona de interés eran bastante uniformes; el operador uti-lizó una herramienta de perfilaje de resonancia magnética combinable CMR para identificar la presencia de petróleo móvil (página anterior). Un probador modular de la dinámica de la forma-ción MDT confirmó que sólo una capa delgada dentro de la zona exhibía buena movilidad y pro-duciría petróleo. A partir de los datos de los registros, los petrofísicos determinaron que la capa permeable tenía menos de 3 m [10 pies] de espesor y se encontraba posicionada a unos 1,8 m [6 pies] por debajo de la roca de cubierta de alta resistividad. Los analistas de registros no estaban seguros de si la zona con alta movilidad se exten-día a mayor distancia dentro del yacimiento o era simplemente una anomalía estratigráfica.

Aunque la zona se extendiera hacia el interior del yacimiento, los ingenieros sabían que la pro-ducción efectiva de un intervalo tan pequeño del pozo piloto sería compleja. Por consiguiente, dise-ñaron un pozo productor piloto horizontal para

drenar el yacimiento de manera más efectiva. Los desafíos a superar incluyeron la utilización de datos disponibles en tiempo real obtenidos con las herramientas LWD para verificar la pre-sencia de la zona de alta movilidad y la perma-nencia dentro de esta ventana estrecha de alta permeabilidad. Los registros de porosidad y resis-tividad fueron de poca ayuda para la identifica-ción de la zona con la mejor movilidad.

El equipo técnico determinó que el mejor curso de acción a adoptar era perforar el pozo con una trayectoria que mantuviera una separa-ción o distancia constante con respecto a la roca de cubierta suprayacente. La separación se basó en mediciones de la distancia existente hasta los límites (DTB) computadas con una herramienta PeriScope. El equipo técnico utilizó los datos de espesor estratigráfico verdadero (TST) para man-tener una posición constante respecto de la locali-zación de la roca de cubierta. Los ingenieros de posicionamiento de pozos de Schlumberger logra-ron computar el TST en tiempo real, utilizando el procesamiento eXpandBG de los echados formacio-nales picados a partir de las imágenes MicroScope. El personal de Saudi Aramco utilizó estas inter-pretaciones para impartir instrucciones al perfo-rador direccional acerca de la dirección correcta para guiar el sistema de perforación direccional de rotación continua PowerDrive.

Sobre la base de los resultados del pozo piloto, los datos de RMN fueron considerados insuficien-tes para identificar la zona con movilidad. En con-secuencia, se utilizó una herramienta de medición de la presión de formación durante la perforación FPWD para confirmar que la trayectoria del pozo permaneciera en el filón de alta movilidad. A fin de asegurar que el pozo siguiera los cambios suti-les producidos en el echado y la dirección, el personal de geonavegación utilizó las interpreta-ciones de las imágenes de la pared del pozo obte-nidas con la herramienta MicroScope.

16. Al-Suwaidi SH, Lyngra S, Roberts I, Al-Hussain J, Pasaribu I, Laota AS y Hutabarat S: “Successful Application of a Novel Mobility Geosteering Technique in a Stratified Low-Permeability Carbonate Reservoir,” presentado en la Exhibición y Simposio Técnico Anual de la Sección de Arabia Saudita de la SPE, Al-Khobar, Arabia Saudita, 19 al 22 de mayo de 2013.

32 Oilfield Review

> Posicionamiento del pozo y ejecución de la operación. Dentro de la zona carbonatada petrolífera de interés, los ingenieros confinaron el objetivo a un filón permeable estrecho (extremo inferior, amarillo) limitado por capas petrolíferas de permeabilidad más baja (canela). El objetivo de la perforación era guiar el pozo manteniendo una distancia constante respecto de la roca de cubierta de baja porosidad y alta resistividad (verde) que suprayacía el yacimiento. La resistividad (carril 4) y la porosidad (no mostrada) exhibían poca variación a través del intervalo. A modo de guía, los ingenieros utilizaron los datos de la sección tipo cortina PeriScope (carriles 7 y 8) para mantener la DTB. Además, los geólogos utilizaron los datos de las imágenes MicroScope (carril 3) para detectar cambios sutiles en la orientación y el echado formacional (carril 2). Los ingenieros de posicionamiento de pozos corrigieron proactivamente la trayectoria del pozo sobre la base de los datos de polaridad (carril 6, el rojo indica la perforación estructura arriba y el verde, la perforación estructura abajo). Dado que la movilidad del fluido y la permeabilidad eran las propiedades que diferenciaban el intervalo objetivo del resto de la zona de interés, entre la serie de herramientas de adquisición de registros LWD se incluyó una herramienta FPWD. Las mediciones de la movilidad fueron adquiridas a intervalos irregulares a lo largo del pozo (círculos azules, carril 1), pero luego de validar la presencia de movilidad del fluido a lo largo de aproximadamente 520 m [1 700 pies], los ingenieros removieron la herramienta FPWD de la sarta de herramientas debido a la posibilidad de atascamiento de la misma. El equipo de posicionamiento de pozos direccionó el pozo a través de aproximadamente 884 m [2 900 pies] (extremo inferior, azul) y permaneció dentro de la ventana estrecha a lo largo de todo el intervalo.


Movilidad

Echadoformacional

ImágenesMicroScope

Resistividad

Polaridad dela perforación

InversiónPeriScope

Inversión delímites en tiempo

real PeriScopeSección tipo cortina

Tope del yacimiento

Sección integradatipo cortina

Rayos gammaInclinación

Roca de cubierta Trayectoria del pozo

X 000 Y 000 Z 000

Tope del yacimiento

Trayectoria del pozo

Capa de alta movilidad inferida

Volumen 25, no.1 33

Los geólogos confeccionaron un modelo estructural 2D a partir de los datos del pozo piloto y modelaron mediante modelado directo las respuestas de las herramientas de perfilaje para las herramientas LWD. El equipo de posicio-namiento de pozos asentó el pozo cerca del inter-valo, direccionándolo estratigráficamente hacia arriba para lograr la distancia requerida hasta el límite superior. Una vez que los datos del proce-samiento eXpandBG confirmaron la trayectoria requerida, el pozo fue perforado manteniendo la orientación correcta (página anterior).

Los datos FPWD fueron adquiridos para los pri-meros 520 m [1 700 pies] y confirmaron que el tra-yecto escogido seguía el filón de alta permeabilidad. Para cada prueba de movilidad FPWD se requería que el arreglo de perforación permaneciera dete-nido durante 20 minutos. Al cabo de cada prueba de movilidad, comenzaron a registrarse esfuerzos de tracción excesivos, y la herramienta FPWD fue extraída por problemas operacionales relaciona-dos con las condiciones del pozo y el fenómeno de atascamiento. Luego, se perforó el resto del pozo utilizando solamente datos DTB y TST obteni-dos de los procesamientos eXpandBG y eXpandGST para determinar las correcciones de su trayectoria. Las imágenes generadas con la herramienta MicroScope ayudaron a establecer el echado de la formación y fueron datos clave para la inter-pretación. El intervalo horizontal cubrió aproxi-madamente 884 m [2 900 pies] y permaneció dentro de una ventana correspondiente a un punto dulce de 1,2 m [4 pies] de espesor a lo largo de todo el intervalo.

El pozo confirmó que el filón de alta permeabi-lidad no era una anomalía estratigráfica y se extendía hacia el interior del yacimiento. Luego de la terminación, fue sometido a prueba y produjo con una tasa de producción de varios miles de bbl/d. Actualmente, se encuentra en curso una evalua-ción más exhaustiva, pero el análisis preliminar confirma que dado que el pozo siguió el trayecto de alta permeabilidad, se logró el acceso a recur-sos cuya producción económica no habría sido posible de otro modo.

El conocimiento es poderHace un tiempo, la perforación horizontal era un ejercicio de la geometría y la tecnología de perfo-ración. No obstante, con la evolución de las técni-cas y las prácticas de posicionamiento de pozos, se introdujeron herramientas LWD que proporcionan a los equipos de posicionamiento de pozos un mayor conocimiento de las condiciones estructura-les geológicas y del subsuelo. La integración de los datos de fondo de pozo en el software de modelado proporciona a los operadores la capacidad de visua-lizar las complejidades del subsuelo. Este conoci-miento brinda a los operadores herramientas poderosas para modificar los planes de perfora-ción, alterar las trayectorias de los pozos y optimi-zar los programas de terminación.

Las compañías de servicios continúan contri-buyendo a la diversidad de herramientas LWD que pueden haber sido consideradas poco prácti-cas para los ambientes de perforación del pasado. En un momento, se consideró que los dispositivos de muestreo de presión, adquisición sísmica de fondo

de pozo y adquisición de registros acústicos trascen-dían las capacidades de las herramientas utilizadas durante la perforación. Al mismo tiempo que estos servicios fueron aceptados por la industria, se ponen a disposición mediciones de alta resolución que proveen imágenes de la pared del pozo y gene-ran grandes volúmenes de datos. La interpreta-ción correcta de estos datos posee el potencial para modificar la forma en que se perforan los pozos; dicha perforación ya no se basa fundamen-talmente en la geometría, sino que además ha sido optimizada para las condiciones estructura-les de fondo de pozo.

La navegación estructural involucra más herramientas y requiere más datos para el análi-sis que la perforación convencional. Además, los costos de la navegación estructural son más ele-vados, pero las respuestas proporcionadas por las herramientas y los datos a los ingenieros y geólogos poseen el potencial para brindar un mejor acceso a un volumen más grande del yacimiento, mejorar la recuperación y producir más hidrocarburos. Quizás, la navegación estructural no sea la res-puesta para todos los pozos, pero la oportunidad para resolver las complejidades de la geología de fondo de pozo ofrece a los operadores una herra-mienta espectacular para mejorar la recupera-ción de recursos. —TS

navegación estructural: un camino hacia la …/media/files/resources/oilfield_review/... · naban...

Documents