1. Bloys B, Davis N, Smolen B, Bailey L, Houwen O, Reid P,Sherwood J, Fraser L y Hodder M: “Designing andManaging Drilling Fluid,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 33–43.

2. Lummus JL y Azar JJ: “Oil-Base Muds,” en DrillingFluids Optimization, A Practical Field Approach. Tulsa,Oklahoma, EUA: PennWell Publishing Company (1986):200–229.

2 Oilfield Review

Imágenes claras en lodos base aceite

Philip Cheung Andrew HaymanRob Laronga Clamart, Francia

Greg CookThe GHK CompanyOklahoma City, Oklahoma, EUA

Greg FlournoyOklahoma City, Oklahoma

Peter GoetzMel MarshallEl Paso Oil y Gas CanadaCalgary, Alberta, Canadá

Steve HansenHouston, Texas, EUA

Malcolm LambBingjian LiCalgary, Alberta

Mark LarsenShreveport, Luisiana, EUA

Mark OrgrenAlliance Energy CorporationJones, Oklahoma

Jim ReddenM-I L.L.C. Drilling FluidsHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ted Bornemann y Lindsay Fraser, Houston,Texas, EUA; Amy Bunger y Robert Elphick, Denver,Colorado, EUA; Mike Grace, Dallas, Texas; Didier Largeau,Patrick Perrin, Jay Russell y Patrick Vessereau, Clamart,Francia; Stephen Prensky, Silver Spring, Maryland, EUA; yJohn Rasmus y Don Williamson, Sugar Land, Texas.ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARI (generador de Imá-genes de Resistividad Azimutal), BorDip (programa compu-tarizado de cálculo automático de echados o buzamientos),CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética),ECS (herramienta de Espectroscopía de CapturaElemental), ELAN (Análisis Elemental a partir de Registros),FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal), FMS (Microbarredor de Formaciones), GeoFrame(programa de computación), GeoSteering (motor direccio-nal instrumentado de desplazamiento positivo), GVR(módulo de Resistividad GeoVISION), MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), OBDT (sonda de

Una nueva herramienta proporciona imágenes de la pared del pozo en ambientes con

fluidos de perforación base aceite y con lodos sintéticos. Esta exclusiva tecnología

llena un vacío en los servicios de evaluación de formaciones y brinda a los expertos

en yacimientos una opción clara para evaluar pozos y campos de manera más precisa.

La pérdida de un solo elemento de informaciónque podría darnos la clave para llevar a cabo unatarea o solucionar un problema resulta frus-trante. La pieza que falta en el rompecabezaspuede parecer pequeña e insignificante, pero amenudo puede marcar la diferencia entre el éxitoy el fracaso. Ciertos escenarios de caracteriza-ción de yacimientos de hidrocarburos se aseme-jan a un rompecabezas, aunque son ciertamentemás complejos. Los equipos encargados de losactivos de las compañías petroleras que intentancrear modelos de yacimientos, a menudo, care-cen de información clave. Los geólogos, geofísi-cos, petrofísicos e ingenieros de yacimientospueden frustrarse frente a la imposibilidad deobtener suficientes detalles para su programa deevaluación de formaciones, lo que suma incerti-dumbre a decisiones ya de por sí complejas.

En la actualidad, las herramientas de genera-ción de imágenes de la pared del pozo constitu-yen una fuente común de conocimientosgeológicos y de yacimientos. Sin embargo, enfluidos de perforación base aceite y en lodos sin-téticos, una limitación técnica ha impedido quela industria evalúe completamente los yacimien-tos utilizando las herramientas de generación deimágenes. Para dar respuesta a esta crecientenecesidad, en 1997 la generación de imágenesen lodos no conductivos se convirtió en una prio-

ridad central del equipo de investigación y desa-rrollo (R&D, por sus siglas en inglés) deSchlumberger.

Los yacimientos complejos requieren unadetallada evaluación de la formación que sólo sepuede lograr con herramientas de generación deimágenes de la pared del pozo. En campos de todoel mundo, el análisis de estos datos es un procesode rutina, y los expertos en yacimientos han lle-gado a depender de la información proporcionadapor las imágenes. Si bien la tecnología de genera-ción de imágenes a partir de la microrresistividadha avanzado durante los últimos 15 años paracubrir una mayor porción de la pared del pozo,para lograr una mejor resolución y para tener sis-temas de medición más confiables, también sehan producido cambios en el ambiente del pozo enque deben operar estas herramientas.

Los avances en la tecnología de fluidos deperforación han conducido a nuevas y mejoresformulaciones de lodos base aceite (OBM, porsus siglas en inglés) y de lodos sintéticos (SBM,por sus siglas en inglés) que se utilizan en opera-ciones críticas, en las que los costos y riesgosson altos. Estos avances tecnológicos han dismi-nuido el riesgo de perforación y aumentado la efi-cacia de las operaciones de perforación,fomentando en gran medida la popularidad deestos sistemas de lodo.1

Medición de Echados en Lodos Base Aceite), OBMI (gene-rador de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite),OFA (Analizador Óptico de Fluidos) RAB (ResistividadFrente a la Barrena), StrucView (módulo de GeoFrame parala generación de secciones transversales estructurales) yUBI (generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo) son marcas de Schlumberger. SIGMADRIL y SIGMADRIL IIson marcas de M-I L.L.C. ELIAS es una marca del Bureau deRecherches Geologique et Minieres (BRGM) de Francia.CAST y EMI son marcas de Halliburton. CBIL y STAR sonmarcas de Western Atlas.

Primavera de 2002 3

En muchas cuencas de hidrocarburos, sinembargo, la evolución de la tecnología de fluidosde perforación ha complicado los esfuerzos poroptimizar los programas de adquisición de regis-tros (perfilaje) y, por lo tanto, la obtención deinformación necesaria para evaluar los yacimien-tos complejos. Los ambientes no conductivos tor-nan ineficaces a las herramientas convencionalesde generación de imágenes de microrresistividad,limitando las opciones de los registros geológicosde alta resolución a herramientas ultrasónicas yde medición de echados (buzamientos) sola-mente. Las limitaciones de estas herramientasdesafortunadamente reducen su utilidad.

El nuevo dispositivo de generación de imáge-nes operado a cable permite que los expertospuedan detectar detalles importantes de los yaci-mientos aún en lodos no conductivos. La nuevaherramienta, el generador de ImágenesMicroeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI, sebasa en métodos probados de adquisición de

registros de resistividad, e incorpora un patín degeneración de imágenes único en la industriapara proporcionar el primer servicio comercial degeneración de imágenes de resistividad en pozosllenos de lodos OBM y SBM.

En este artículo se examinan los factores res-ponsables de este reciente y decisivo avance enla generación de imágenes de la pared del pozo,los cuales son una combinación de las tenden-cias de la industria y la inventiva y perseveranciade los ingenieros, geólogos y científicos deSchlumberger. Aquí se explica cómo funciona lanueva herramienta de microrresistividad enambiente de pozo resistivo y se analizan las limi-taciones de la misma y las consideraciones parala interpretación de los datos. Diversas historiasde casos demuestran la utilidad de los nuevosconjuntos de imágenes y de sus interpretaciones,y explican cómo esta herramienta proporciona demanera efectiva información nueva y crucial parala evaluación de las formaciones.

Historia de los lodos OBM y SBMDurante la última mitad del siglo pasado, los flui-dos base aceite y las técnicas de generación deimágenes de la pared del pozo se han desarro-llado de manera independiente. La necesidad deuna herramienta más robusta de generación deimágenes en ambientes de lodos no conductivosse acrecentó a partir de la mayor utilización dedichos lodos debido a sus ventajas. Los lodosbase aceite se han utilizado desde la década de1920, mucho antes de la aparición de las prime-ras herramientas de generación de imágenes dela pared del pozo.2 Durante la década siguiente,la industria comenzó a experimentar más asidua-mente el uso de los lodos base aceite. En 1934,se añadió crudo al lodo de perforación para redu-cir el atascamiento de la sarta de perforación enOklahoma. Al año siguiente, Humble Oil Company(hoy ExxonMobil) utilizó petróleo en el lodo de per-foración para reducir el derrumbe de las lutitas y,en 1936, Shell Oil Company creó un programa de

investigación para desarrollar un fluido de perfora-ción base aceite.3 En 1937, se dieron a conoceraumentos en las velocidades de perforación, atri-buidos al petróleo agregado a los lodos de perfo-ración (abajo).

En 1950, los lodos OBM ya se comercializabany en la década de 1960 se comenzaron a utilizaremulsiones base aceite, o emulsiones inversas,en la cuenca de Los Ángeles, California, EUA.4 Elalto contenido de agua de estos lodos—40% de

de pozos de gas de gran profundidad en los piesde monte canadienses encontraron gruesas sec-ciones de lutita sometidas a esfuerzos excesivos.Los sistemas de lodo base agua (WBM, por sussiglas en inglés) presentaron reacciones adversascon estas lutitas, provocando derrumbes durantela perforación del pozo, pero los lodos OBM con-servaron la estabilidad del pozo, lo que permitióque los operadores superaran los límites técnicosanteriores en esta región.

Se continuó progresando a lo largo de ladécada de 1980, a medida que se desarrollabanaditivos para fluidos de perforación como res-puesta a las crecientes demandas y necesidadesde la industria. Las preocupaciones sobre elimpacto ambiental de los derrames de lodos OBMy la descarga de recortes en el mar, promovieronla introducción de aceites minerales de baja toxi-cidad. A fines de la década de 1980, la industriaadvirtió que inclusive la descarga de recortes deperforación humedecidos con aceites mineralespodría tener un impacto ambiental de larga dura-ción; esto condujo al primer desarrollo de fluidosde perforación sintéticos.5 Los dos primeros flui-dos sintéticos, ésteres y polialfaolefinas, se desa-rrollaron en 1990 y 1991 respectivamente. Lasalfaolefinas lineales aparecieron en 1994, y lasolefinas internas en 1996. Desde que se utilizaronpor primera vez los fluidos de perforación sintéti-cos a principios de la década de 1990, los inves-tigadores se han dedicado a mejorar los sistemasno tóxicos.

En esta misma década, también surgió la per-foración en aguas profundas; incentivada en losEstados Unidos por la Ley de Regalías en AguasProfundas.6 A medida que la perforación avan-zaba en aguas cada vez más profundas, la indus-tria debió enfrentar nuevos desafíos operativos yambientales. En ciertas provincias de aguas pro-fundas, los costos diarios de los equipos deperforación exceden los 300,000 dólares esta-dounidenses, y los costos totales de perforaciónpara ciertos pozos superan los 30 millones de lamisma moneda. Los lodos sintéticos se convirtie-ron en cruciales para el éxito de las perforacio-nes debido a su reducido impacto ambiental, a ladisminución de los riesgos y al aumento de la efi-ciencia. En los últimos diez años se han reempla-zado los fluidos de perforación base agua por losfluidos sintéticos y base aceite en el Golfo deMéxico (próxima página, a la izquierda).

Historia de la generación de imágenes de la pared del pozoLas técnicas de generación de imágenes de lapared del pozo con herramientas operadas a cablese desarrollaron mucho después de la aparición

4 Oilfield Review

Internacional Drilling Fluids (IDF) introduce el primer lodo 100% base aceite mineral en los primeros proyectos en aguas profundas del Golfo de México.

1987–

Las preocupaciones ambientales impulsan la legislación mundial que restringe el uso de lodos base aceite.

1988–

Se introduce la primera sustancia sintética, el éster.1990–

Se introduce la segunda sustancia sintética, la polialfaolefina.1991–

Se desarrollan los lodos sintéticos de alfaolefinas lineales.1994–

Aparecen los lodos sintéticos de olefinas internas.1996–

M-I L.L.C. introduce el sistema de fluidos de perforación SIGMADRIL, el primer lodo comercial base aceite conductivo diseñado para expandir las opciones de evaluación de formaciones, incluyendo la generación de imágenes de microrresistividad.

2000–

El noventa por ciento de los pozos del Mar del Norte utilizan lodos base aceite de baja toxicidad, por lo menos en un intervalo.

1986–

Los aceites minerales se utilizan por primera vez como una alternativa más limpia que el diesel en los sistemas de lodo base aceite.

1983–

El diesel se convierte en la base predominante de los sistemas de lodo base aceite.1980–

Los lodos base aceite se utilizan en forma creciente como medio para controlar lutitas reactivas.

1970–

Los lodos de perforación de emulsión de petróleo reciben aceptación.1950–

Se utiliza un lodo de perforación de emulsión base aceite en la cuenca de Los Ángeles, California.

1960–

Oil Base Drilling Fluids Company introduce en el mercado los lodos de petróleo comerciales.

1942–

La compañía Shell utiliza fluido de perforación base aceite.1938–

Se dan a conocer aumentos en las velocidades de perforación luego de agregar petróleo al lodo de perforación.

1937–

El Instituto Norteamericano del Petróleo (API, según sus siglas en inglés) publica normas estándar.

1938–

Se estudian las normas estándar para la prueba de los lodos de perforación.1936–

La compañía Shell inicia las tareas de investigación para desarrollar un fluido de perforación base aceite.

1936–

Humble Oil and Refining Company (en la actualidad ExxonMobil) utiliza petróleo para reducir el derrumbe de lutitas.

1935–

En California, EUA, se reconoce el daño ocasionado por los lodos de perforación.1932–

Se añade crudo al lodo de perforación para reducir el atascamiento de la sarta de perforación en Oklahoma, EUA.

1934–

Por primera vez se utiliza barita para densificar el lodo.1922–

Se propone la circulación de agua en una patente perteneciente a Robert Beart.1844–

1880

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Una patente menciona la circulación de fluido de perforación para elevar los residuos.1860–

Se emite una patente similar al diseño del equipo de perforación rotativa.

1866–

Se utiliza lodo de perforación para controlar la presión en Oklahoma, EUA.1913–

Se descubre Spindletop en Texas.1901–

En Texas, EUA, se utilizan arcillas formadoras de lodo con la perforación rotativa.1890s–

El personal de perforación recibe capacitación sobre “Principios de control de lodos de perforación.”

1945–

> Acontecimientos de importancia en la historia del desarrollo de los fluidos de perforación.

agua emulsionada en petróleo refinado—loshacía menos inflamables y menos costosos quelos lodos OBM más concentrados. Durante ladécada de 1970, el uso de lodos OBM se hizo máscomún, ya que mejoraban el control de las arcillasreactivas durante la perforación. La estabilidadsin precedentes de los lodos de petróleo permitióa los operadores enfrentar ambientes de perfora-ción extremos: alta temperatura, alta presión ymedios corrosivos. Por ejemplo, las perforaciones

Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad diseñada para lodos no conductivos.

Halliburton introduce la herramienta de Imágenes Microeléctricas EMI; un dispositivo de generación de imágenes de microrresistividad con seis brazos y que alcanza una cobertura perimetral del 60% en pozos de 77⁄8 pulgadas.

Schlumberger introduce la herramienta LWD de Resistividad Frente a la Barrena RAB, la cual genera imágenes de la pared del pozo en tiempo real.

Schlumberger introduce el generador de Imágenes de Resistividad Azimutal ARI que emplea una medición de tipo lateroperfil.

Schlumberger introduce una herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI que duplica la cobertura perimetral del Microbarredor de Formaciones FMS mediante el empleo de patines abatibles; hasta el 80% en un pozo de 77⁄8.

Schlumberger introduce el generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI que también utiliza un transductor enfocado ultrasónico y con mayor tolerancia para lodos más pesados.

Halliburton introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CAST, el cual también utiliza un transductor enfocado ultrasónico.

BRGM desarrolla la herramienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro que logra una cobertura perimetral del 100% en pozos de pequeño diámetro.

Atlas introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CBIL, el cual utiliza transductores enfocados ultrasónicos.

Schlumberger introduce la segunda versión del Microbarredor de Formaciones FMS, el cual cuenta con cuatro patines de generación de imágenes para una mayor cobertura perimetral del pozo.

Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el Microbarredor de Formaciones FMS, el cual incluye dos patines de generación de imágenes y dos patines de medición de echados.

Shell desarrolla un visor de alta resolución de 33⁄8 pulgadas de diámetro que incorpora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes.

ARCO desarrolla un visor de alta resolución de 33⁄4 pulgadas de diámetro que digitaliza los datos analógicos registrados y reprocesa digitalmente las imágenes.

Amoco desarrolla un visor de alta resolución y de 33⁄8 pulgadas de diámetro que incor-pora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes.

Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de 13⁄4 pulgadas de diámetro.

Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de 33⁄8 pulgadas de diámetro.

Shell utiliza una cámara de televisión en blanco y negro dentro del pozo.

Birdwell fotografía la pared del pozo con una lente de 16 mm.

2001–

Western Atlas introduce la herramienta STAR, la cual cuenta con seis brazos de generación de imágenes mircrorresistivas combinados con un dispositivo de generación de imágenes acústicas.

1995–

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de los lodos OBM. Recién en 1958 se usaron porprimera vez dispositivos fotográficos, implemen-tados por Bridwell, para obtener imágenes de laroca dentro del pozo (abajo, a la derecha).7

En la década de 1960, los intentos por gene-rar imágenes de la pared del pozo se inclinaronpor el uso de cámaras de televisión. Un avancesignificativo tuvo lugar en 1968, cuando Mobildesarrolló la primera herramienta de generaciónde imágenes acústicas de alta frecuencia, elvisor de pozos. A diferencia de los dispositivosópticos anteriores, las herramientas acústicaseliminaban la necesidad de un fluido transpa-rente en el pozo—agua limpia, gas o aire—yampliaron notablemente la gama de aplicacionesde la generación de imágenes de la pared delpozo. En la década de 1980, los esfuerzos se con-centraron en lograr que los datos resultaran más

utilizables y, en consecuencia, se lograron avan-ces que abarcan desde la conversión analógica adigital y el reprocesamiento, hasta las herra-mientas digitales de transductores enfocados dealta resolución; dispositivos que funcionan comotransmisores y como receptores. No obstante, losdispositivos de generación de imágenes acústi-cas son extremadamente sensibles a la excentri-cidad de la herramienta, a la rugosidad del pozoy a la densidad del lodo, y a menudo resultaninsensibles a la estratificación de la formación.

En 1986, Schlumberger incursionó en otrocampo introduciendo el primer dispositivo degeneración de imágenes de microrresistividad, elMicrobarredor de Formaciones FMS. Esta herra-mienta permitía a los geólogos observar y anali-zar la estratificación de la formación, lasfracturas naturales y la porosidad secundaria en

una estación de trabajo de procesamiento deimágenes; y esto, con mucho mayor detalle queantes. La herramienta inicial incluía dos patinesde generación de imágenes y dos patines medi-dores de echado, pero, en cada pasada, sólopodía generar imágenes capaces de cubrir hastael 20% de un pozo de 77⁄8 pulgadas. Entonces,para obtener una cobertura perimetral razonabledel pozo se necesitaban múltiples pasadas de laherramienta. En 1988, el reemplazo de los dospatines de medición de echados por dos patinesadicionales de generación de imágenes duplicó lacobertura perimetral del FMS original.

El impulso para obtener una mayor coberturaperimetral del pozo continuaba a medida que lascompañías operadoras deseaban visualizar unmayor porcentaje del pozo en cada pasada, espe-cialmente al generar imágenes en pozos de alto

3. Gray R y Darley HC: “Development of Drilling FluidsTechnology,” en Composition and Properties of Oil WellDrilling Fluids, 4ta. edición, Houston, Texas, EUA: GulfPublishing Company (1980): 63.

4. Gray y Darley, referencia 3: 62–70.5. Bloys et al, referencia 1.6. Baud R, Peterson R, Doyle C y Richardson GE:

“Deepwater Gulf of Mexico: America’s EmergingFrontier,” US Department of the Interior, MineralManagement Service, OCS Report MMS 2000-022. (Abrilde 2000): 1–77.

7. Para una revisión completa de la evolución, los métodos,las aplicaciones, las limitaciones y los lineamientos de lageneración de imágenes de la pared del pozo, consulte:Prensky SE: “Advances in Borehole Imaging Technologyand Applications,” en Lovell MA, Williamson G y HarveyPK (editores): Borehole Imaging: Applications and CaseHistories, Geological Society Special Publication No. 159.Londres, Inglaterra: Sociedad Geológica (1999): 1–43.

> Acontecimientos significativos en el desarrollo de la generación de imágenes de la pared del pozo.

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WBM OBM SBM

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> Crecimiento del uso de los lodos sintéticos(SBM) en el Golfo de México estadounidensedurante la última década. Los lodos sintéticoshan reemplazado a los sistemas WBM y OBM enel Golfo de México estadounidense, luego deque el uso de sistemas de lodo base aceitedecayera a fines de la década de 1980, y debidoal aumento de la actividad en aguas profundas amediados de la década de 1990.

riesgo, en yacimientos heterogéneos o fractura-dos, o en rocas carbonatadas complejas. En 1991,el generador de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI, equipado con cuatro patinesde generación de imágenes y cuatro aletas abati-bles de generación de imágenes, duplicó una vezmás la cobertura perimetral de cada pasada de laherramienta. El generador de imágenes FMI logróuna cobertura perimetral del 80% en pozos de 77⁄8pulgadas de diámetro (izquierda).

La búsqueda de mayor cobertura perimetraldel pozo no era exclusiva de Schlumberger. En1989, el Bureau de Recherches Geologiques etMinieres (BRGM) de Francia, desarrolló la herra-mienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro, unaherramienta de generación de imágenes microe-léctricas de 16 patines que logró una coberturaperimetral del 100% en pozos esbeltos. En ladécada de 1990, tanto Halliburton como WesternAtlas lograron un 60% de cobertura perimetralen un pozo de 77⁄8 pulgadas con herramientas deseis brazos; el generador de ImágenesMicroeléctricas EMI de Halliburton en 1994 y laherramienta de generación de ImágenesAcústicas y de Resistividad Simultáneas STAR deWestern Atlas en 1995. Además de la mediciónmicroeléctrica, la herramienta de Western Atlasincluía un sensor de generación de imágenesacústicas.

Antes de 1995, se introdujeron otras herra-mientas de generación de imágenes acústicas,entre las que se incluyen el Barredor AcústicoCircunferencial CAST de Halliburton y el genera-dor de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo UBI de Schlumberger. Estas herramientasacústicas tienen resoluciones similares a algu-nos de los dispositivos de microrresistividad;cobertura perimetral del pozo del 100% y el

6 Oilfield Review

Patines degeneración de imágenes

Patines y aletasde generaciónde imágenes

62 electrodos 64 electrodos 192 electrodos

Microbarredor deFormaciones

de dos patines

Microbarredor deFormaciones

de cuatro patines Herramienta FMI

Dos patines Cuatro patines Cuatro patines y cuatro aletas

> Aumento de la cobertura perimetral del pozo con el tiempo. A medida que seobtienen más datos para generar imágenes de la pared del pozo, es posiblelograr una interpretación más completa de las características del yacimiento.En los dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad de Schlumberger, se han ido incorporando progresivamente más electrodos y pati-nes para aumentar la cobertura perimetral del pozo.

AltoBajoDesempeño

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Análisis estratigráfico

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Análisis estructural

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Caracterización de fracturas

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Geometría del pozo, estabilidad y análisis de esfuerzos

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Aplicaciones en pozos horizontales

Óptico

Ultrasónico

Microrresistividad

Análisis petrofísico

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> Técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo con herramientas operadas a cable, aplicaciones y ambientes operativos. Las distintas técni-cas de generación de imágenes de la pared del pozo muestran distintos niveles de desempeño, dependiendo de la aplicación y del ambiente operativo. Losdispositivos de microrresistividad ofrecen una amplia gama de aplicaciones en lodos WBM, mientras que los dispositivos ultrasónicos representan laúnica opción para la generación de imágenes de la pared del pozo en lodos OBM y SBM. Existe una brecha en las posibilidades de la tecnología de gene-ración de imágenes en lodos OBM y SBM, particularmente en lodos pesados.

Primavera de 2002 7

potencial de operar en lodos OBM. A pesar de losnotables avances, las herramientas acústicas amenudo no contribuyen al análisis de la estratifi-cación de la formación, lo cual es crítico para losgeólogos que intentan discernir el echado estruc-tural o la estratigrafía de un yacimiento.

Aplicaciones de las imágenes de la pared del pozoLa necesidad de mejorar las capacidades degeneración de imágenes de la pared del pozo enlodos no conductivos se hizo evidente a media-dos de la década de 1990. En aquel momento, losservicios de generación de imágenes de micro-rresistividad se empleaban en todo el mundo enpozos con lodos conductivos base agua. Las nue-vas aplicaciones geológicas y de ingeniería paraestas herramientas operadas a cable evoluciona-ron junto con los deseos de la industria de hallary explotar yacimientos de gas y de petróleo demanera más efectiva. La excepción notable fue-ron los pozos perforados con sistemas OBM ySBM (página anterior, arriba).

Las herramientas de generación de imágenesde microrresistividad se han vuelto imprescindi-bles para los geólogos, ya que les ayudan a obte-ner información integral sobre las complejidadesde los yacimientos controlados estratigráfica oestructuralmente, o mediante una combinaciónde ambos. A mayor escala espacial, las imáge-nes de la pared del pozo ayudan a los intérpretesa definir la posición estructural del yacimiento ya detectar características tales como pliegues yfallas. Los geólogos y los geofísicos utilizan losdetalles de las fallas y de los echados de la for-mación para refinar las interpretaciones sísmi-cas, con el objetivo de lograr una mayorcomprensión y un mejor mapeo del yacimiento,estimaciones de reservas más precisas y unamejor ubicación de los pozos de desarrollo.

Los geólogos evalúan los cambios verticales ylaterales del yacimiento mediante la identificacióny caracterización de eventos sedimentarios a granescala y de límites de secuencias estratigráficas através de los campos. Mediante el uso de datos deimágenes de microrresistividad adquiridos condispositivos tales como la herramienta FMI, tam-bién definen y determinan la orientación de even-tos sedimentarios menores, para comprender los

yacimientos controlados estratigráficamente.8 Unexamen detallado de la estratificación revela lahistoria de sedimentación en sucesiones vertica-les de tipos de sedimentos y tamaños de grano,contribuyendo a responder cuestiones sobre el ori-gen del yacimiento (abajo). ¿Fue depositado por elviento, en un sistema de agua dulce, en un sis-tema marino o en una combinación de ambientes?¿Fue depositado en aguas profundas o de pocaprofundidad? ¿En qué dirección progradaba el sis-tema sedimentario? ¿En qué dirección deberíaengrosarse o adelgazarse el yacimiento? Las res-puestas a preguntas como éstas ayudan a los geó-logos a determinar el tamaño potencial delyacimiento, las mejores ubicaciones para perforarpozos, y si se requieren pozos adicionales parauna explotación eficiente del yacimiento.

A menudo, existen yacimientos en los cualestanto los elementos estratigráficos como estruc-turales confinan los hidrocarburos (trampa com-binada). Una práctica habitual para visualizarestos yacimientos durante su sedimentación,consiste en quitarles el efecto del echado estruc-tural.9 Si la historia tectónica de las rocas incluyemúltiples episodios de deformación, puede nece-sitarse una reconstrucción integral para determi-nar la orientación relativa del yacimiento almomento de su sedimentación.

La mejor resolución vertical de las herramien-tas de generación de imágenes de microrresisti-vidad ayuda a los petrofísicos a responderpreguntas difíciles sobre tipo y distribución deporosidad, distribuciones de arena-arcilla, asícomo la correlación y orientación tanto de

8. Las características de sedimentaión observables en imáge-nes de la pared del pozo varían de la estratificación porcorrientes a superficies de erosión y secuencias de relleno.Serra O: “Information on Depositional SedimentaryEnvironments,” en Serra O: Sedimentary Environmentsfrom Wireline Logs, 2da. edición, Sugar Land, Texas, EUA:Schlumberger Educational Services (Agosto de 1989):119–233.

9. Los echados estructurales generalmente se toman de unasección constante y continua de lutitas marinas de aguasprofundas o de rocas depositadas en medios de baja ener-gía, representadas por capas planares paralelas deposita-das horizontalmente.

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27 31

A. Ambiente glaciar1. Manto de hielo 2. Morrena terminal 3. Nunatak 4. Delta 5. Morrena intermedia 6. Témpano de hielo 7. Glaciaciomarino

F. Ambiente fluvial–Sistema de meandros26. Canal 27. Canaleta 28. Banco cóncavo 29. Banco convexo 30. Laguna de media luna31. Banco erosionado 32. Barra de meandro

G. Ambiente de aguas someras–Carbonatos33. Arrecife 34. Pre-arrecife 35. Post-arrecife 36. Canal de marea

H. Ambiente clástico de mares profundos37. Cañón submarino 38. Corrientes de turbidez 39. Abanico abisal

I. Ambiente de delta40. Cuña de delta en progradación activa 41. Cuña de delta abandonada

E. Ambiente marino–siliciclástico somero18. Planicie de mareas 19. Delta de marea de inundación 20. Delta de marea de reflujo 21. Canal de marea principal 22. Complejo de barreras costeras 23. Pantano 24. Laguna 25. Isla de barrera

C. Ambiente de abanico aluvial14. Proximal 15. Medio 16. Distal

D. Ambiente eólico17. Cresta de playa

B. Ambiente fluvial–Sistema anastomosado8. Levee (albardón) 9. Pantano 10. Barra longitudinal 11. Barra transversal 12. Derrame 13. Llanura de inundación

> Ambientes de sedimentación. Los dispositivos de microrresistividad ayudan a definir ambientes espe-cíficos y a identificar sus características exclusivas. La comprensión de la relación entre las geoformasa escala de pozo y los ambientes de sedimentación a mayor escala es crucial al integrar la interpreta-ción de las imágenes de la pared del pozo dentro del proceso de modelado del yacimiento.

núcleos (testigos, coronas) de diámetro completocomo de núcleos laterales (muestras de pared, tes-tigos laterales). En ciertos casos, las imágenes dela pared del pozo suministran los detalles pararesolver aspectos de interpretación y de calidadde registros, tales como la presencia de fracturasinducidas durante la perforación o de areniscaslaminadas. En yacimientos de capas delgadas, lasimágenes de la pared del pozo de alta resoluciónpermiten a petrofísicos y geólogos determinar ladistribución de la arenisca productiva de alta cali-dad, conocida también como análisis de espesorneto. La exactitud de este análisis está limitadapor la resolución vertical de la medición, perotambién está relacionada con el espesor de lascapas de arenisca y de lutita. Las capas de are-nisca más delgadas y las laminaciones de lutitasrequieren mediciones de mayor resolución paracontabilizar adecuadamente la cantidad de are-nisca. Esta técnica de microrresistividad ha mejo-rado significativamente la capacidad de laindustria para calcular las reservas totales dehidrocarburos en yacimientos de capas delgadas.

Las imágenes de la pared del pozo ofrecen alos ingenieros de yacimientos y de terminación laoportunidad de observar los efectos de losesfuerzos locales. A menudo, los ingenieros exa-minan la ovalización del pozo causada por ruptura

y las fracturas inducidas mecánicamente durantela perforación para determinar la dirección de losesfuerzos tectónicos (arriba). Este análisismejora el diseño y la efectividad de la termina-ción del pozo; por ejemplo, orientando los dispa-ros (cañoneos, perforaciones, punzados) antes defracturarlo hidráulicamente.10

Las fracturas inducidas y la ovalización delpozo causada por ruptura también indican zonasdébiles de la formación, las zonas potenciales depérdidas de circulación y otros riesgos de inesta-bilidad del pozo que afectan las operaciones deperforación y de terminación. Los ingenieros deyacimientos modelan el comportamiento delyacimiento con más precisión cuando conocenlas tendencias de las fracturas naturales, ladirección de las fracturas hidráulicas o una ten-dencia estratigráfica que pueda definir una direc-ción de permeabilidad preferencial.11 Losingenieros de yacimientos necesitan tambiénconocer los detalles estructurales del yacimientoporque los contactos entre fluidos y la distribu-ción de los compartimentos del yacimiento influ-yen directamente en el desarrollo del campo.

Los echados de la formación obtenidos a par-tir de las imágenes de la pared del pozo, permi-ten determinar el espesor verdadero de lascapas, que es un dato esencial para el plan del

desarrollo del yacimiento y la planificación depozos vecinos, así como para definir los puntosde inicio de la desviación del pozo.

Las fracturas naturales habitualmente jueganun papel crucial en los yacimientos de gas y depetróleo, pudiendo ser el mecanismo primario decanalización que permita la migración de agua ode hidrocarburos hacia el pozo, y se detectan ycaracterizan mediante imágenes de la pared delpozo. En muchas regiones, los dispositivos degeneración de imágenes de microrresistividad seutilizan para evaluar si las fracturas naturalesestán abiertas, lo que permite el movimiento defluidos, o cerradas por mineralización, que res-tringe en consecuencia el flujo. Schlumbergerdesarrolló un método cuantitativo para calcular laapertura o el ancho de fracturas abiertas a partirde los datos del FMI o del FMS.12 A menudo, estainformación de apertura de la fractura, es compa-rable con los resultados de producción y ofreceuna manera efectiva de evaluar el potencial pro-ductivo de un yacimiento fracturado.

En menor escala, las herramientas de genera-ción de imágenes de microrresistividad revelan latextura y los tipos de porosidad de las rocas, yayudan a identificar y correlacionar tanto lasfacies clásticas como las carbonatadas. Estasinterpretaciones son más confiables si se las

8 Oilfield Review

Calibre 2 Imágenes FMI

Orientación norteCalibre 1

pulg 166

pulg 166

Prof.pies

0 120 240 360

XX050

Porosidad de densidadpie3/pie3 00.15

Inducción profundaohm-m 200020

Factor fotoeléctrico100

grados

Echado real de loslímites de la capa

0 90

grados

Echado real, BorDip DIP MSD

0 90

XX055

XX060

Herramienta de densidad afectada por un nódulo

denso en el lado SE del pozo

Fracturas inducidas durante la perforación, NE-SO

Herramienta de densidadafectada por una ovaliza-ción del pozo por ruptura en el lado SE del mismo

Resistivo Conductivo

Ovalización del pozo por ruptura, SE-NO

> Uso de imágenes FMI para determinar la dirección de los esfuerzos y para ayudar a explicar las res-puestas de los registros. Las fracturas inducidas durante la perforación se observan en las caras nores-te y sudeste del pozo, y se orientan paralelamente a la dirección del esfuerzo local máximo. La direcciónde la ovalización del pozo por ruptura confirma la dirección del esfuerzo y se orienta perpendicular-mente a la dirección del esfuerzo local máximo. Con frecuencia, las imágenes de la pared del pozo sumi-nistran el único medio para determinar la razón por la cual se producen ciertas respuestas de los regis-tros. En este caso, la herramienta de densidad responde a un nódulo de alta densidad a XX051 pies y a laovalización del pozo por ruptura a XX059 pies. Ambos eventos se ubican en el lado sudeste del pozo.

Primavera de 2002 9

integra con el análisis de núcleos de diámetrocompleto. Los servicios de generación de imáge-nes de la pared del pozo incluyen las medicionesde más alta resolución que pueden realizarsemediante las herramientas operadas a cable dehoy en día y, con frecuencia, se utilizan en com-binación con otras herramientas—tales como laherramienta Combinable de ResonanciaMagnética CMR, la de Espectrometría de CapturaElemental ECS y el programa de computación deAnálisis Elemental a partir de Registros ELAN deSchlumberger—para evaluar las complejidadesde la formación (derecha).13 Estas complejidadesconstituyen un desafío, especialmente en siste-mas de yacimientos carbonatados porososdebido a los cambios diagenéticos extensivosproducidos luego de la sedimentación.

Su enorme versatilidad ha convertido a losdispositivos de generación de imágenes en unaparte fundamental de la evaluación detallada deformaciones en ambientes de pozo conductivos.Los expertos de yacimientos en muchas discipli-nas utilizan las imágenes de microrresistividadde la pared del pozo para comprender el compor-tamiento de un yacimiento, desde su mayor hastasu menor escala, y desde su pasado distantehasta su producción futura.

Generación de imágenes durante la perforaciónEl análisis de las modernas técnicas de genera-ción de imágenes estaría incompleto si no semenciona el impacto de los métodos de genera-ción de imágenes durante la perforación (LWD,por sus siglas en inglés). La adquisición de datos

de imágenes en tiempo real tiene grandes venta-jas si se combina con el motor de fondoGeoSteering y con el control de la estabilidad delpozo en tiempo real. El acceso oportuno a lainformación mejora la calidad de las decisionescríticas tomadas durante las operaciones de per-foración.

Una amplia gama de tamaños de herramien-tas y diseños modulares agregan flexibilidad yreducen el tiempo no productivo de los equipos deperforación, lo que ha generalizado el uso de herra-mientas LWD. Los sensores de medición LWD secolocan cerca de la barrena, proporcionando infor-mación inmediata a los perforadores y geólogos.

10. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedadesde los yacimientos a las soluciones de estimulación,”Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 42–60.

11. Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K:“Oilfield Anisotropy: Its Origins and ElectricalCharacteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de1994): 48–56.Robertson D y Kuchuk F: “The Value of Variation,”Middle East Well Evaluation Review no. 18 (1997): 42–55.

12. Este método requiere que los datos de imágenes se cali-bren con una medición somera de resistividad. Para unarevisión más detallada de esta técnica, consulte: Luthi Sy Soulhaité P: “Fracture Apertures from ElectricalBorehole Scans,” Geophysics 55, no. 7 (Julio de 1990):821–833.

13. Akbar M, Petricola M, Watfa M, Badri M, Charara M,Boyd A, Cassell B, Nurmi R, Delhomme J-P, Grace M,Kenyon B y Roestenburg J: “Classic InterpretationProblems: Evaluating Carbonates,” Oilfield Review 7, no.1 (Enero de 1995): 38–57.Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi A, Allen D, Herron M,Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya R, Logan D,Steif D, Netherwood R, Russel SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–41.

m3/m3

m3/m3

Volumen defluido ligado

1355

1360

1365

1370

1375

1380

1385

1390

1395

Porosidad totalAguaproducida

0.5 0 msec0.3 3500 mD

Permeabilidad Imagen FMI

1 1000 Resistivo Conductivo

m3/m3

Porosidad efectiva

0.5 0

1 0

mD

Minipermeámetro

1 1000

mD1 1000

m3/m3

Vesícula %

0.5 0

0 120 240 360

m3/m3

Dist. de T2 de CMR

0 29

m3/m3

Análisisvolumétrico

0 1m3/m3 00.5

m3/m3 00.5

Macroporosidadde Hg

Permeabilidadde núcleo

Permeabilidadde núcleo

Orientación norte

Dist. de T2 de CMR

Corte de T2

0 29

Agua ligadaa la arcilla

Macroporosidad

Mesoporosidad

Microporosidad

Aguairreducible

Arcilla

Agualigada

Macroposoridadde FMI

Prof.pies

> Análisis completo de un yacimiento carbonatado de una zona marina de India Occidental. Cuandolas imágenes FMI se combinan con registros CMR, ECS, datos de núcleo y con un análisis ELAN, elresultado es una descripción más precisa del yacimiento carbonatado. Los registros ECS aportandatos clave para producir una descripción detallada de la litología y de la fracción de agua ligada(Carril 1). Los datos del registro CMR se usan para distinguir agua irreducible de agua móvil que estáasociada con los tamaños de poros más pequeños (Carril 2). El Carril 3 muestra las distribuciones deT2 del registro CMR. En el Carril 4 se compara la permeabilidad generada por ELAN (curva azul) conlas permeabilidades de núcleo, tanto de los tapones de núcleo (puntos celestes) como de muestrasde secciones de núcleo cada 1 cm, utilizando un minipermeámetro. Los datos FMI se utilizan paraevaluar las geometrías de poros de mayor tamaño. El Carril 5 muestra una comparación de macropo-rosidad calculada a partir de los datos FMI (mostrados en el Carril 6) y los métodos de medición denúcleos, incluidas la inyección de mercurio en tapones de núcleo y las mediciones de porosidadsecundaria en las secciones de núcleo.

Por ejemplo, en lodos conductivos, la herramien-ta de Resistividad Frente a la Barrena RAB per-mite a las compañías operadoras seleccionarinmediatamente los puntos de asentamiento delrevestidor y de extracción de núcleos. El módulode Resistividad GeoVISION GVR, mide una resis-tividad azimutal utilizando sensores de 1 pul-gada, integrados en el collar de la herramienta.El procesamiento de las imágenes de la pared delpozo proporciona datos sobre las capas de la for-mación y de las fracturas naturales (derecha). Elconocimiento en tiempo real de la geología y dela ubicación de la barrena con respecto al yaci-miento, permite un direccionamiento preciso dela barrena, lo cual es sumamente útil en pozoshorizontales y altamente desviados. La genera-ción de imágenes de la formación a través dezonas problemáticas también brinda a los perfo-radores e ingenieros la oportunidad de mitigarlos problemas de estabilidad del pozo, medianteel análisis de datos geomecánicos y la identifica-ción de los mecanismos de falla.

Otro dispositivo LWD de generación de imáge-nes, la herramienta de Densidad-Neutrón AzimutalADN de Schlumberger, se puede utilizar en lodosconductivos y no conductivos, y es útil para evaluarlas capas delgadas, la porosidad de la formación, laheterogeneidad litológica, la invasión desigual defiltrados y los contactos de fluidos. Los dispositivosLWD de generación de imágenes han probado serbeneficiosos para los perforadores ya que les per-miten afrontar situaciones de perforación comple-jas con planes de pozos cada vez más agresivos.

¿100% de cobertura perimetral?A medida que los fluidos de perforación baseaceite y sintéticos se desarrollaron y se difundiósu uso, las barreras técnicas para correr herra-mientas de microrresistividad en estos lodosparecían insuperables. En estos lodos, una capaaislante de lodo resistivo o revoque de filtración(enjarre) separa a los electrodos de microrresisti-vidad de la pared del pozo, e impide que los pati-nes puedan generar imágenes de la formación.La complejidad de la perforación en aguas pro-fundas exigió un nuevo enfoque para impulsarestas tecnologías.

Las operaciones de perforación en aguas pro-fundas requieren sistemas de lodo de perforaciónestables y que no dañen el medio ambiente; unaexigencia satisfecha por los sistemas de lodosintéticos. Al no poder generar imágenes de laformación mediante dispositivos de microrresis-tividad, las compañías se vieron obligadas a usarmétodos alternativos para evaluar los yacimien-tos, los que incluyen la extracción de núcleos dediámetro completo, dispositivos de generaciónde imágenes acústicas y herramientas de medi-

ción de echados en lodos base aceite. Estosmétodos alternativos pueden incrementar loscostos, e incluso generar datos marginales, inuti-lizables o insuficientes.

La extracción de núcleos de diámetro com-pleto es cara y lenta, y puede complicar en formasignificativa las operaciones de perforación. Loselevados costos de los equipos de perforacióncomplican aún más las cosas en aguas profun-das. A menudo, los operadores minimizan la lon-gitud de los intervalos muestreados, y larecuperación parcial de núcleos es habitual. Enintervalos altamente fracturados, la recuperaciónpobre y los barriles corta núcleos atascados, sonuna rutina. Cuando la extracción de núcleos essatisfactoria, se obtiene una excelente manerade examinar las propiedades petrofísicas y mine-ralógicas de la roca del yacimiento. No obstante,los núcleos de diámetro completo rara vez estánorientados, y en consecuencia poseen un usolimitado para la determinación de los echadosestructurales y estratigráficos verdaderos.

Los dispositivos de generación de imágenesacústicas de alta frecuencia han sido utilizadoscon éxito para la identificación de fracturas natu-rales, para obtener información de la geometríadel pozo y para el análisis de los esfuerzos loca-les. El tiempo de tránsito y la amplitud son lasmediciones clave, derivadas de un pulso de altafrecuencia disparado desde un transductor, quese refleja en la pared del pozo y luego vuelve altransductor.14 Las mediciones del tiempo de trán-sito y de la amplitud se ven afectadas por: el con-tenido de sólidos y la densidad del fluido deperforación, el tamaño del pozo y la excentrici-dad de la herramienta.

Las imágenes acústicas están dominadas porlos efectos de rugosidad y textura superficial, loque permite la observación de fracturas abiertas yvesículas (vacuolas, vúgulos, cavidades, oqueda-des), la ovalización del pozo por ruptura y caracte-rísticas relativas a la perforación. Diferentestexturas o impedancias acústicas pueden indicarlos límites de la capa. La estratificación de la for-mación es más fácilmente observable en pozoslisos y en rocas duras.

En la actualidad, la fuente de información deechados más común en pozos perforados con lodosOBM y SBM procede de las herramientas de medi-ción de echados en lodo base aceite. La sonda deMedición de Echados en Lodos Base Aceite OBDTde Schlumberger, por ejemplo, utiliza cuatro senso-res de microinducción para medir las variacionesen la conductividad de la formación. Idealmente, elprocesamiento provee datos para la computaciónrápida del echado estructural y para la localizacióny orientación de eventos estructurales significati-vos. El procesamiento de los datos OBDT a menudono suministra una cantidad suficiente de echadosprecisos, debido a que el ambiente del pozo afectaen forma adversa la medición. Por lo general, elexamen visual y la interpretación de los datos de lasonda OBDT son necesarios para extraer manual-mente información de echados en pozos perfora-dos con lodos OBM en el Golfo de México.

La práctica de desplazar los lodos OBM y SBMpor lodos conductivos base agua antes de la adqui-sición de datos para imágenes de microrresistivi-dad ha sido utilizada con un éxito limitado. Sinembargo, debido a que el cambio de lodosaumenta el riesgo de inestabilidad del pozo, senecesitaban otras soluciones.

10 Oilfield Review

1 pu

lg

Imagen FMI Imagen RAB

> Comparación entre imágenes RAB e imágenes FMI. Las imágenes RAB(derecha) identifican los estratos de formación necesarios para la determi-nación de los echados estructurales. La imagen FMI (izquierda) delinea losestratos más delgados y el fracturamiento fino (parte superior de la imagen).

Primavera de 2002 11

Visualización a través de la oscuridad resistivaLa capacidad de los dispositivos de generaciónde imágenes de microrresistividad para reflejareléctricamente las características de la pared delpozo, es análoga a la capacidad del ojo para ver.Para funcionar, el ojo humano necesita ciertatransparencia mínima en el medio circundante, afin de que la luz le llegue desde un objeto. Paraoperar en forma efectiva, las herramientas degeneración de imágenes de microrresistividadrequieren cierta conductividad mínima—medidaen siemens por metro (S/m)—en el medio cir-cundante, a fin de que la corriente pueda fluirhacia adentro y hacia fuera de los electrodos degeneración de imágenes. En pozos no conducti-vos, el intento de registrar imágenes mediantedispositivos de microrresistividad estándar esmuy similar al intento de ver a través de un vidriooscuro. De la misma manera que la luz reducidaoscurece la visión, la baja conductividad dificultala generación de imágenes de microrresistividad.

Un lodo base agua típico, es un millón deveces más conductivo que un lodo OBM prome-dio—10 S/m versus 10 microsiemens por metro(µS/m), respectivamente—lo que convierte en undesafío intimidante la tarea de medir la microrre-sistividad de la formación en pozos con fluidos deperforación base aceite.

Así como los avances en tecnología ópticaproveen amplificación lumínica para permitir lavisión nocturna frente a condiciones de ilumina-ción reducidas, la solución al desafío del lodoOBM requirió también un enfoque novedoso. Loscientíficos e ingenieros de Schlumberger desarro-llaron una novedosa técnica basada en los princi-pios ya probados de registros de resistividad, yprodujeron el generador de Imágenes Micro-eléctricas en Lodos Base Aceite OBMI.

Esta nueva herramienta emplea el método delos cuatro terminales para medir la resistividad.Los cuatro patines de generación de imágenesde la herramienta inyectan en la formación unacorriente alterna, I, entre dos electrodos inyecto-res de corriente ubicados por encima y pordebajo de cinco pares de pequeños electrodos.Se mide una diferencia de potencial, δV, entrelos electrodos de cada par. Para cada par deelectrodos, se deriva una resistividad de zonainvadida, Rxo, a partir del valor medido de δV, deuna I conocida y del factor geométrico de laherramienta, k. Esto puede describirse mediantela ecuación Rxo= k(δV/I) (izquierda).

En lodos no conductivos, los puntos de con-tacto eléctrico entre los patines de generación deimágenes—específicamente los electrodos decorriente y los pares de electrodos—y las pare-des del pozo son puntos de alta impedancia. Estaimpedancia de contacto se origina en la delgadapelícula de lodo de alta resistencia y revoque defiltración que se encuentran entre el patín y la

formación. Lo que comienza como una diferenciade potencial de cientos de voltios en el electrodoinyector, disminuye a sólo una fracción de mili-voltio en los pares de electrodos. La ejecución deesta sutil medición, simultáneamente con lageneración de los altos voltajes requeridosresultó ser un obstáculo técnico difícil. El equipode desarrollo de la herramienta OBMI diseñó eimplementó exitosamente un exclusivo patín degeneración de imágenes y su electrónica aso-ciada para despejar esta dificultad.

Hoy en día, se adquieren imágenes de altacalidad en lodos no conductivos por encima deuna amplia gama de valores de Rxo—de 0.2 a másde 10,000 ohm-m—cuando el alejamiento de lospatines de electrodos de la pared del pozo (stan-doff) se mantiene dentro de ciertos límites.15 Elmodelado matemático, los experimentos de labo-ratorio y las pruebas de campo de la herramientaOBMI contribuyeron a definir la sensibilidad de laherramienta respecto del alejamiento (arriba). Lasensibilidad al alejamiento se incrementa a me-dida que Rxo decrece, y secundariamente, a me-dida que la resistividad del lodo, Rm se incrementa.

Pares de electrodoso sensores

Electrodo inyectorde corriente

Electrodo inyectorde corriente

IδV

I

Rxo

Rxo = k(δV/I).k = factor geométrico ~ 10 m.

8 cm

37 c

m

> Diagrama esquemático del patín OBMI contrala pared del pozo en vista lateral (izquierda) y envista frontal (derecha). Se inyecta en la forma-ción una corriente alterna, I, entre dos electro-dos inyectores de corriente ubicados por encimay por debajo de cinco pares de pequeños elec-trodos. Se mide una diferencia de potencial, δV,entre los electrodos de cada par. Para cada parde electrodos, se deriva una resistividad de zonainvadida, Rxo, a partir del valor medido de δV, deuna I conocida y del factor geométrico de laherramienta, k. Esto puede describirse en laecuación Rxo=k(δV/I).

100,000

Resi

stiv

idad

de

la fo

rmac

ión,

ohm

-m

Alejamiento del patín de la pared del pozo, pulgadas

0.10 1

Ruido

Ruido

Ruido

Límite de la medición Rxo

Zona de trabajo

Mejores prácticas, fu

turo desarrollo

Velocidad deadquisición

de registros (perfilaje)

> Envolvente operativa de la herramienta OBMI. La envolvente operativa aproximada de la herramientaOBMI se describe en términos de la resistividad de la zona invadida (Rxo) y del alejamiento del patín deelectrodos de la pared del pozo (standoff). Para resistividades inferiores a 1 ohm-m, la señal medida essiempre pequeña y en consecuencia es susceptible al ruido, el cual puede minimizarse si se reduce lavelocidad de adquisición de registros (perfilaje) (900 pies/hora [271 m/hora] o 1800 pies/hora [549m/hora]). El alejamiento del patín disminuye también la señal, a la vez que introduce un ruido sistemáticoque no puede evitarse disminuyendo la velocidad de adquisición. El límite de exactitud para la mediciónde Rxo se encuentra por encima de 10,000 ohm-m, aunque las imágenes con valores de resistividad infe-riores a este valor aún son útiles para la interpretación estructural. El desarrollo permanente de ingenie-ría y la aplicación de un conjunto de mejores prácticas durante las operaciones de adquisición de regis-tros y de perforación apuntan a mejorar el desempeño en condiciones marginales.

14. La herramienta UBI de Schlumberger opera en dos fre-cuencias: 250 kHz o 500 kHz. La frecuencia menor—250kHz—tiene mayor penetración a través de lodos pesa-dos, una menor resolución, y se utiliza para la genera-ción de imágenes en lodos pesados.

15. El alejamiento (standoff) se define como la distanciaentre la superficie externa del sensor de una herra-mienta de registro y la pared del pozo.

En un típico lodo no conductivo, por ejemplo,donde Rxo es igual 10 ohm-m, un alejamiento de1.3 cm [0.5 pulgadas] puede comenzar a degradarla calidad de la imagen, pero si Rxo es menor que1 ohm-m, la degradación puede producirse conuna separación de 0.64 cm [0.25 pulgadas].16 Elalejamiento excesivo del patín de la pared de unpozo rugoso o el contacto pobre del patín apa-rece en las imágenes como áreas de alta resisti-vidad y se muestran en blanco. Las lecturasanómalas causadas por un alejamiento excesivoson detectadas por el programa de computaciónde la herramienta y se indican en una pantallaque da cuenta de la calidad de los registros, lacual se presenta con las imágenes (arriba).

Los cinco pares de electrodos en cada uno delos cuatro patines de la sonda OBMI entregancinco píxeles por patín de generación de imáge-nes. El tamaño del píxel es igual al espacio entrelos electrodos en cada par; en este caso, un píxelde 1.0 cm por 1.0 cm [0.4 pulgada2]. La resoluciónvertical de la herramienta es de 3.0 cm [1.2 pul-gada] y se define como la capa más delgada cuyoespesor puede medirse. La herramienta OBMIresponde a capas y rasgos menores a 3.0 cm,pero no puede determinar con precisión su espe-

sor (página siguiente). La resolución vertical de3.0 cm de la herramienta OBMI se ubica entre lasresoluciones de las herramientas FMI y RAB.17 Laherramienta OBMI, sin embargo, es el único dis-positivo de generación de imágenes de microrre-sistividad disponible para lodos no conductivos.

La nueva herramienta brinda también datoscuantitativos de Rxo de alta resolución con unerror máximo de 20% en zonas cuyo espesor esmayor a 25 cm [10 pulgadas] y donde Rxo varía de1 ohm-m a 10,000 ohm-m. Más allá de esterango de resistividad, las imágenes aún son úti-les para mostrar la geometría correcta y el con-traste relativo de los objetos, pero la medición deresistividad se hace menos confiable.18

Frente a límites de capa muy marcados, losresultados de la herramienta OBMI pueden sufrirdistorsiones y efectos de capas adyacentes;como ocurre con los procesadores de imágenesde microrresistividad convencionales y de latero-perfil, pero por razones que surgen de distintosprincipios de medición.19 La gravedad de la dis-torsión depende del espesor del estrato, del con-traste de resistividad entre la capa delgada cuyaimagen se ha generado y de las capas adyacen-tes, y de si la capa delgada es más resistiva o

más conductiva que la capa adyacente. En elcaso de una capa delgada de 3 cm rodeada pordos capas adyacentes equivalentes, un contrastede resistividad bajo de capa delgada a capaadyacente de 3:1 o 1:3, produce una Rxo de buenacalidad. Para contrastes de resistividad más ele-vados de capa delgada a capa adyacente (10:1 ysuperiores) se observan distorsiones que afectanel valor de Rxo medido tanto para la capa delgadacomo para las capas adyacentes. Estos efectosse producen hasta una distancia de 25 cm de lacapa delgada debido a que el espaciamientoentre los electrodos inyectores es de 25 cm.Cuando la capa delgada es conductiva y lascapas adyacentes son resistivas, los contrastesmás elevados generan menos distorsión quecuando la capa delgada es más resistiva que lacapa adyacente (página siguiente). Si bien la dis-torsión puede afectar el espesor medido de lascapas delgadas e introducir pequeños errores enel análisis de las mismas, la sonda OBMI ha sur-gido como la herramienta operada a cable másprecisa para efectuar un conteo total de areniscaen lodos no conductivos.

12 Oilfield Review

Acelerómetro dealta resolución,

Eje Z, Calibre 1m/s29 11 pulgadas6 16

Desviacióngrados0 100

Rayos gammaAPI0 150

Calibre 2pulgadas6 16

Impedancia Patín Akohm0 1000

Impedancia Patín Bkohm0 1000

Impedancia Patín Ckohm0 1000

Impedancia Patín Dkohm0 1000

Botón (electrodo) No. 3 Patín A del OBMI ohm-m0.1 10,000

Botón (electrodo) No. 9 Patín B del OBMI ohm-m0.1 10,000

Botón (electrodo) No. 3 Patín C del OBMI ohm-m0.1 10,000

Botón (electrodo) No. 3 Patín D del OBMI ohm-m0.1 10,000

Presión del patín OBMIporcentaje–20 130

Orientación relativagrados–40 360

Imagen LQC

OKSeñal débil

SaturaciónDespegue

Imagen OBMI

849

850

851

> Control de calidad del registro OBMI. La pantalla del control de calidad del registro (LQC, por sus siglas en inglés) OBMI identifica intervalos de datospoco confiables. De izquierda a derecha: En el carril de profundidad, la curva del acelerómetro muestra atascamiento de la herramienta. En el Carril 1, lacurva del calibre muestra rugosidad del pozo, y la curva de presión del patín indica que el operador de la herramienta debió reducir la presión del patínpara evitar el atascamiento de la herramienta, o incrementar la presión del patín para mejorar el contacto del mismo. En el Carril 2, la impedancia del in-yector indica el alejamiento de los cuatro patines. En el Carril 3, se muestra un sombreado de LQC codificado por colores para cada patín. El color verdeindica un aislamiento adecuado; el amarillo indica poco aislamiento, lo que ocasiona una señal débil, y el rojo indica la presencia de un aislamiento exce-sivo, o flotación del patín. El Carril 4 presenta la resistividad de un electrodo en cada patín, y el Carril 5 muestra la imagen OBMI.

Primavera de 2002 13

Una cuestión de interpretaciónLa herramienta OBMI provee la resolución nece-saria para el análisis estructural detallado. Elanálisis estratigráfico a mediana y a gran escalatambién es posible, lo cual permite caracterizarpaquetes de estratificación más gruesos y máscontinuos que representan la sedimentación enuna variedad de ambientes.20 Sin embargo, lacapacidad de la herramienta para suministrar eldetalle necesario para interpretar completa-mente pequeños rasgos en o cerca de la pareddel pozo, depende del tamaño del objeto. Porejemplo, la imagen de una concreción generadapor una herramienta OBMI debería tener al

menos un diámetro de 3 cm para una estimaciónadecuada de su tamaño.21 Rasgos más pequeños,tales como estratificación fina y estratificacionesonduladas de pequeña escala pueden no serdetectados.22

La herramienta OBMI permite detectar fractu-ras y determinar su orientación. Sin embargo,como la medición se efectúa en lodos no conducti-vos, diversos factores afectan el análisis de lafractura. Al igual que con otros dispositivos degeneración de imágenes de microrresistividad, lasmediciones de resistividad OBMI se muestrancomo una imagen que utiliza colores más clarospara resistividades más elevadas, y colores más

oscuros para resistividades menores. En lodosconductivos, una fractura abierta rellena con lodoes conductiva y se ve oscura, mientras que unafractura cerrada, que habitualmente está másllena de minerales resistivos que conductivos, apa-recerá clara. Sin embargo, una fractura abiertallena de lodo no conductivo es resistiva y apareceen color blanco, lo cual dificulta la diferenciaciónentre las fracturas abiertas y las cerradas. Aunquees menos frecuente, las fracturas que aparecenoscuras en las imágenes OBMI indican la pre-sencia de minerales conductivos; por ejemplo,arcillas o pirita. Tales fracturas se interpretancomo inactivas, que no permiten el flujo de fluidos.

16. Cheung P, Pittman D, Hayman A, Laronga R, VessereauP, Ounadjela A, Desport O, Hansen S, Kear R, Lamb M,Borbas T y Wendt B: “Field Test Results of a New Oil-Base Mud Formation Imager Tool,” Transcripciones del42do. Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de2001, artículo XX.

17. Cannon D y Kienitz C: “Interpretation of AsymmetricallyInvaded Formations with Azimuthal and Radial LWDData,” Transcripciones del 40mo. Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Oslo, Noruega,30 de mayo al 3 de junio de 1999, artículo G.Cryer J, Ford G, Grether B, Hartner J y Waters D: “DipInterpretation from Resistivity at Bit Images (RAB)Provides a New and Efficient Method for EvaluatingStructurally Complex Areas in the Cook Inlet, Alaska,”artículo de la SPE 54611 presentado en la ReuniónRegional Occidental de la SPE, Anchorage, Alaska,EUA, 26 al 28 de mayo de 1999.Bonner S, Bagersh A, Clark B, Dajee G, Dennison M,Hall JS, Jundt J, Lovell J, Rosthal R y Allen D: “A NewGeneration of Electrode Resistivity Measurements forFormation Evaluation While Drilling,” Transcripcionesdel 35to. Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Tulsa, Oklahoma, EUA, 19 al 22 de junio de1994, artículo OO.

18. Cheung et al, referencia 16.19. Una capa adyacente es una capa de formación por

encima o por debajo de la capa que está siendo medidacon una herramienta de adquisición de registros. El tér-mino se emplea en los registros de resistividad paradescribir las capas que están por encima o por debajode un yacimiento. El término se usa más frecuente-mente para pozos verticales, y se deriva de la imagentípica de la respuesta del registro de resistividad de unyacimiento: un yacimiento de elevada resistividad condos lutitas de baja resistividad por encima y por debajodel yacimiento. El término también puede utilizarse enpozos horizontales, si bien en este contexto el términocapa circundante es más común.

20. Para un panorama general de los ambientes sedimenta-rios, consulte: Serra, referencia 8.Para una revisión más detallada de los ambientes sedi-mentarios, consulte: Scholle PA y Spearing D:Sandstone Depositional Environments. Tulsa, Oklahoma,EUA: Sociedad Norteamericana de Geólogos dePetróleos, 1982.

21. Una concreción es una masa compacta de mineral,generalmente esférica o de la forma de un disco, incrus-tada en otra roca de distinta composición. Las concre-ciones se forman por precipitación de minerales (engeneral un carbonato como la calcita, pero a veces unóxido o hidróxido de hierro, como goetita, o una formamicrocristalina o amorfa de silicio) alrededor de unnúcleo, tal como una lámina o un trozo de concha o dehueso. Su tamaño varía de un diámetro de unos pocoscentímetros a 3 m [9.8 pies]. Se forman durante la diagé-nesis del depósito, generalmente poco después de queel sedimento que la encierra haya sido enterrado.

22. Las estratificaciones onduladas son ondulaciones en lasuperficie sedimentaria producidas a medida que elviento o el agua circulan y depositan arenisca.

101

100

Resi

stiv

idad

med

ida,

ohm

-m

10-1

-10 -8 -6 -4 -2 0

Respuesta frente a una capa de 3 cm—Rt de las capas adyacentes = 1 ohm-m

Respuesta frente a una capa de 3 cm—Rt de las capas adyacentes = 10 ohm-m

Distancia, pulgadas2 4 6 8 10

101

100

Resi

stiv

idad

med

ida,

ohm

-m

10-1

-10 -8 -6 -4 -2 0Distancia, pulgadas

2 4 6 8 10

Rcapa delgada = 3 ohm-mRcapa delgada = 10 ohm-mRcapa delgada = 30 ohm-m

Rcapa delgada = 3 ohm-mRcapa delgada = 1 ohm-mRcapa delgada = 0.3 ohm-m

> Respuesta modelada de la herramienta OBMI a través de una capa delgada de 3 cm de espesor. Laparte superior de la gráfica muestra la respuesta de la herramienta OBMI para tres diferentes resisti-vidades de una capa delgada, cuando la resistividad de las capas adyacentes es de 1 ohm-m. La parteinferior de la gráfica muestra la respuesta de la herramienta OBMI para tres diferentes resistividades,cuando la resistividad de las capas adyacentes es de 10 ohm-m. Ambas gráficas muestran cierta dis-torsión en la respuesta de la herramienta OBMI lejos de la capa delgada. Estos efectos de las capasadyacentes pueden observarse hasta una distancia igual al espaciamiento entre los electrodos inyec-tores; esto es a 25 cm de la capa delgada.

Además, los dispositivos estándar de generaciónde imágenes de microrresistividad en fluidos con-ductivos detectan fracturas conductivas en for-maciones resistivas sin dificultad. Lo opuestosucede cuando se generan imágenes con laherramienta OBMI en fluidos no conductivos,donde las fracturas, tanto naturales como induci-das, se identifican con más facilidad en forma-ciones conductivas tales como las lutitas.

Los pozos de los yacimientos carbonatadosfracturados de la cuenca profunda de Anadarkoen Oklahoma, EUA, enfrentan un ambiente rigu-

roso para adquirir incluso los registros más bási-cos. Los lodos base aceite, utilizados para mejo-rar la eficiencia de la perforación en esta cuenca,dificultan los intentos por generar imágenes de laformación. La herramienta OBMI se utilizó en unpozo para registrar las calizas Hunton y Sycamorea fin de determinar el echado estructural e identi-ficar rasgos estructurales y fracturas naturales.Se identificó un intervalo extensamente fractu-rado en la sección Hunton y se determinó la orien-tación de la tendencia del sistema principal defracturas. Dado que tanto las fracturas abiertas

como las mineralizadas son resistivas en lodosOBM y SBM, otros métodos, incluyendo otrosregistros, ayudaron a dilucidar que las fracturasde la caliza Hunton están rellenas de calcita.Unos metros más arriba se identificó y orientó unafalla normal no observada en las imágenes sísmi-cas. Además, se observó un cambio de echado através del plano de falla (abajo).

La herramienta OBMI inyecta corrientes eléc-tricas dentro de la formación que fluyen casiparalelamente a la pared del pozo. Por lo tanto,las diferencias de voltaje medidas en esa direc-

14 Oilfield Review

Falla normal

Muy fracturada

Rayos gammaAPI0 200

Calibre 2pulgadas4 14

grados

FlechasDesviación

del pozo

Orientación norte

0 120 240 360

XX770

XX780

XX820

Imagen OBMI estática

Conductivo Resistivo

0 20

Calibre 1pulgadas4 14

Orientación norte

Falla, orientación norte

0 120 240 360

Imagen OBMI dinámica

Conductivo Resistivo 0 grados 90

Fractura resistiva, orientación norte

Límite de la capa, orientación norte

Echado real de la falla

Echado real de lafractura resistiva

Echado real de loslímites de la capa

Prof.pies

> Fracturas naturales detectadas por la herramienta OBMI. En este pozo profundo en la cuenca Anadarko,la herramienta OBMI identifica claramente las fracturas naturales y suministra sus orientaciones. La ima-gen de la izquierda es la procesada estáticamente para detectar los cambios mayores a través del intervalototal registrado. La imagen de la derecha es la imagen procesada dinámicamente para visualizar pequeñosrasgos dentro del intervalo registrado. Las fracturas resistivas son más difíciles de detectar en la calizaresistiva Hunton. También se identificó una falla normal en la parte superior del pozo.

Primavera de 2002 15

ción permiten determinar la resistividad de la for-mación. En teoría, si los límites de la capa o lasfracturas se orientan en forma paralela al pozo,la caída de voltaje en la dirección del mismosería la misma independientemente de la resisti-vidad de la formación. En consecuencia, lascapas o fracturas que mantienen un echado altorespecto del pozo pueden ser indetectables odifíciles de observar. En la práctica, sin embargo,la nueva herramienta ha tenido pocas dificulta-des para generar imágenes tanto en fracturascomo en estratificaciones con echados aparentesde hasta 80 grados respecto del pozo.

Por otro lado, la apertura de la fractura no estan fácil de cuantificar. La gran mayoría de lasfracturas observadas en las paredes del pozotienen aperturas significativamente menoresque el ancho del píxel de la herramienta OBMI.Por esta causa, la apertura de la fractura nopuede observarse directamente. Para las imáge-nes OBMI, aún no se ha desarrollado un métodopara el análisis cuantitativo de la apertura de

fracturas, similar al usado en lodos conductivoscon los datos del FMI o del FMS.

A medida que se dispone de más imágenesOBMI, se manifiestan los desafíos especiales deinterpretación asociados con los lodos OBM. Porejemplo, la deshidratación de las lutitas por partede los lodos OBM y SBM lleva al fracturamiento oa la separación de las estratificaciones de lutitas.Estas grietas son invadidas por lodo no conductivoy, por lo tanto, aparecen como eventos brillantesen las imágenes OBMI (arriba). Contrariamente alas fracturas inducidas por los esfuerzos, las cau-sadas por la deshidratación de arcilla—particular-mente esmectita—se producen en agrupamientosde alta densidad y oscurecen la estratificación dela formación en las imágenes alrededor de toda lacircunferencia del pozo. Esto puede dificultar nota-blemente la interpretación geológica de los datosde las imágenes. Un registro de la herramienta deechados puede proporcionar echados de buenacalidad, pero muy engañosos debido a la presen-cia de fracturas por deshidratación.

Estas fracturas se han detectado en núcleos ypueden explicar la separación comúnmente obser-vada entre los registros de inducción profunda ysomera. Hasta ahora ha resultado difícil saber siestas fracturas se encontraban en la pared delpozo, porque no afectaban los registros acústicos.Por este motivo, las fracturas de deshidratacióntienden a ser finas y poco profundas, y al rellenar-las con un fluido muy resistivo, se vuelven detec-tables mediante dispositivos de resistividad.

Cuando los operadores no pueden dejar de usarlodos OBM o SBM, pero aún requieren imágenesde alta resolución, como las de la herramienta FMI,pueden recurrir a un fluido de perforación alterna-tivo. El sistema SIGMADRIL, un lodo OBM conductivo,diseñado por M-I L.L.C. ofrece las ventajas de losfluidos base aceite y las propiedades eléctricas delos sistemas de lodo conductivos. El análisis estra-tigráfico de pequeña escala, el análisis cuantitativode fracturas y otras técnicas de evaluación de for-maciones antes limitadas sólo a pozos conductivosahora son posibles con el uso de este nuevo lodo(véase “Un lodo base aceite diseñado para la gene-ración de imágenes,” página 16).

Generación de imágenes en pozos de aguas profundas Dado el enorme costo de perforar, terminar y pro-ducir pozos en las grandes profundidades oceáni-cas, la importancia de tomar la decisión correcta yhacerlo bien la primera vez aquí no tiene prece-dentes. Las pruebas a través de la tubería de per-foración (DST, por sus siglas en inglés) y las deproducción, conllevan riesgos ambientales y enor-mes costos en áreas de aguas profundas, lo cuallas hace indeseables. Los operadores tratan demaximizar su visión inicial del yacimiento a la vezque pretenden minimizar su exposición al riesgo.La necesidad de datos de evaluación de formacióne interpretaciones precisas de alta calidad y en elmomento adecuado, nunca ha sido mayor que enlas actuales operaciones en aguas profundas.

La mayoría de los pozos de aguas profundas,incluyendo los del Golfo de México estadouni-dense y los de las cuencas de aguas profundasen la costa occidental de África, se perforan uti-lizando lodos sintéticos. Esto limita seriamentelas opciones disponibles para la generación deimágenes de la pared del pozo. La herramientaOBMI ha sido extensamente utilizada en estasáreas, y se ha probado en aplicaciones significa-tivas que ayudan a ingenieros y geólogos a eva-luar los yacimientos de aguas profundas.

Más de la mitad de la producción de petróleoen el Golfo de México estadounidense procedeahora de áreas situadas en aguas profundas. Seespera que hacia fines de 2005, dos tercios de la

Echado real de las fracturas de

deshidratación

X880

Rayos gamma20 120 Imagen OBMI estática Imagen OBMI dinámica

X881

X882

X883

X884

X885

X886

X887

A090ohm-m0.2 20

A060ohm-m0.2 20

A020ohm-m0.2 20

A010Resistividad

ohm-m0.2 20

A030ohm-m0.2 20

Calibre 26 16

Calibre 1

FlechasDesviación

del pozo

pulg

API

pulg6 16

grados0 40

Factorfotoeléctrico

0 10 0 grados 10

Porosidad de densidad

pies3/pies30.6 0

Porosidadneutrón

Echado real del límite de la capa

pies3/pies30.6 0

Estratificaciónde la formación

Fracturas dedeshidratación

Prof.pies

> Fracturas de deshidratación de las lutitas en imágenes OBMI. Las fracturas de deshidratación (sinu-soides interpretadas en el carril de la imagen OBMI dinámica), pueden enmascarar la estratificaciónde la formación, dificultando el cómputo automático de los echados. En las lutitas, la complejidad delcómputo de echados en lodos SBM y OBM a partir de las imágenes OBMI es evidente, lo cual acen-túa la importancia de optar por computar los echados manualmente a partir de imágenes más claras.

(continúa en la página 18)

16 Oilfield Review

Los sistemas de lodo base aceite se desarrolla-ron para mejorar el desempeño durante la per-foración respecto de sus contrapartes baseagua. Las mayores velocidades de penetración yla mejor estabilidad del pozo, la inhibición delas lutitas y la mejor lubricidad que ofrecen los

fluidos base aceite, con frecuencia, los convier-ten en la única opción técnica y económica via-ble para aplicaciones exigentes tales como lasde los pozos de alcance extendido, los de aguasprofundas, y los pozos de alta temperatura y altapresión.

Los ingenieros y geocientíficos, a menudo,usan imágenes de microrresistividad para com-prender las características de los yacimientos ypara evaluar la capacidad productiva de uncampo. Históricamente, los fluidos de perfora-ción base agua eran la única opción para obte-ner registros de imágenes de la formación dealta calidad mediante técnicas de microrresisti-vidad. La baja resistividad del lodo, del revoquede filtración y del filtrado de los fluidos de perfo-ración conductivos base agua, permite el retornode una señal eléctrica potente desde la forma-ción, generando en consecuencia registros demayor claridad. Por otra parte, el fluido contami-nado con petróleo, el revoque de filtración y elfiltrado de los fluidos convencionales de emul-sión inversa—agua en una fase continua depetróleo—crean una barrera resistiva que blo-quea la corriente eléctrica, lo cual da comoresultado una imagen con defectos.

En respuesta a tal dilema, M-I L.L.C. ySchlumberger se embarcaron en un programade investigación de cinco años que llevó al desa-rrollo conjunto del fluido de perforación baseaceite conductivo, el sistema SIGMADRIL. El lodoSIGMADRIL emplea una fase continua eléctrica-mente conductiva que produce lodo, revoque defiltración y filtrado conductivos. El resultado esun fluido que brinda las características dedesempeño de la perforación de los lodos baseaceite, con la calidad de adquisición de regis-tros de la formación de un fluido de perforaciónbase agua. El ambiente de pozo conductivo pro-ducido por este nuevo lodo permite generar lasimágenes de microrresistividad de alta calidadque normalmente se asocian con los sistemas delodo base agua. Pruebas extensivas realizadasen el pozo de pruebas de Schlumberger enMeaux, Francia, ayudaron a producir un sistemade lodo que se ajusta de manera ideal a las ope-raciones del generador de Imágenes Microeléc-tricas de Cobertura Total FMI (izquierda).

El sistema contiene un paquete de químicospatentados y registrados que hacen que la fasecontinua de petróleo sea conductiva sin desesta-bilizar la emulsión. El sistema está formuladopara una filtración mínima mediante la incorpo-ración de un paquete exclusivo de control de fil-

Un lodo base aceite diseñado para la generación de imágenes

Baja resistividad

Capas de grava

Herramienta FMIPozo

Baja resistividad

Alta resistividad

Tubería metálica

Barrerade PVC

Salmuera OBM Fluido SIGMADRIL

> Pozo de prueba en Meaux, Francia. Para probar la respuesta de la herramienta FMI en tres fluidos dife-rentes, que incluían salmuera, OBM y lodo conductivo base aceite SIGMADRIL, se utilizó un pozo de 10 m[32.8 pies] de largo y 8 pulgadas de diámetro construido con una desviación de 60º. Para simular las capasde la formación, se utilizaron cinco capas de cemento de distintas resistividades. Las capas superior e infe-rior estaban compuestas de concreto de construcción de alta resistividad. Las tres capas intermedias decemento se componían de una capa central de alta resistividad rodeada por dos capas de baja resistividad.Además, en las bases de la capa superior de baja resistividad y de la capa intermedia de alta resistividad, seemplazaron capas de 5 cm [2 pulgadas] de grava de resistividad más elevada. El lodo OBM impidió la gene-ración de imágenes utilizables mediante la herramienta FMI. La prueba demostró que el lodo SIGMADRIL per-mitió obtener imágenes de alta calidad que identificaron tanto las delgadas capas resistivas de grava comolos quiebres sutiles observados tanto en el centro de la capa resistiva como en el centro de la capa menosconductiva, indicando dónde dichas capas fueron colocadas en dos etapas distintas.

Primavera de 2002 17

1 pie

Imagen FMI estática Imagen FMI dinámica

Falla pequeña

> Imágenes FMI en lodo conductivo base aceite SIGMADRIL. Las imágenes deeste pozo del Mar del Norte noruego demuestran la calidad y el detalle de lasimágenes en el lodo SIGMADRIL. En este caso, los datos del registro FMI indi-can una pequeña falla y capas delgadas.

tración que contiene un aditivo polimérico solu-ble no acuoso y un aditivo de ésteres líquidos.Las propiedades del fluido de perforaciónSIGMADRIL son idénticas a las de un típico sis-tema base aceite o sintético, salvo por su con-ductividad eléctrica que permite el uso deciertos dispositivos de resistividad.

El sistema se desplegó por primera vez en unpozo altamente desviado en el sector noruegodel Mar del Norte, donde el objetivo primarioera obtener datos geológicos detallados, inclu-yendo echados estructurales y sedimentarios,así como información sobre fallas y fracturas. Seescogió la herramienta FMI como el único dis-positivo capaz de proveer los resultados de reso-lución y cobertura perimetral del pozorequeridos con el mínimo riesgo para la calidadde los datos. La sección de interés, sin embargo,contenía lutitas altamente reactivas que hacíanextremadamente riesgosa la perforación con unsistema de fluidos base agua, con el probableresultado de la pérdida del pozo.

El operador desplazó el sistema original delodo con fluido SIGMADRIL en la sección de inte-rés de 81⁄2 pulgadas de diámetro y lo utilizó paraperforar hasta una profundidad final de 4755 m[15,599 pies]. El lodo SIGMADRIL demostró ser unsistema de fluido estable y de fácil manteni-miento, que se comportó como cualquier otrofluido de perforación base aceite de alta calidad.Las problemáticas lutitas se perforaron sin tiem-pos improductivos relacionados con el fluido. Seperforó el intervalo sin problemas, 41⁄2 días antesde lo previsto, lo que dio como resultado aho-rros de 1.5 millón de dólares estadounidenses.

La calidad de las imágenes de la formación yla interpretación geológica detallada fue tanbuena, y en ciertos casos aún mejor, que laslogradas con fluidos de perforación base agua(derecha). Se obtuvieron imágenes interpreta-bles de alta calidad en formaciones de resistivi-dad tan baja como 2 ohm-m. Esta resoluciónpermitió al operador definir claramente el yaci-miento, reduciendo el costo del desarrollofuturo. En un segundo pozo del Mar del Nortenoruego se registraron resultados similares.

dispositivos LWD de generación de imágenes deresistividad, tales como el módulo deResistividad GeoVISION GVR. En la prueba decampo inicial del lodo, que aún está en marcha,la calidad de las imágenes GVR fue excelente, yen el pozo no se experimentó problema algunode perforación relacionado con el lodo.

En la actualidad, M-I L.L.C.. está realizandouna prueba de campo con la segunda versión delsistema base aceite. El lodo conductivo baseaceite SIGMADRIL II está diseñado para ser un50% más conductivo que su predecesor. Estomejora aún más la calidad de las imágenes demicrorresistividad, a la vez que abre la puerta a

producción—cerca de 2 millones B/D (318,000m3/d)—proceda de estas áreas.23 Las áreas bajo lasal en aguas profundas con perspectivas petrole-ras han generado enorme interés. Habitualmente,los yacimientos bajo la sal son difíciles de detectar,de definir y de caracterizar mediante imágenes sís-micas, debido a que mucha de esta energía sís-mica se pierde en los límites de la estructura salinay no permite generar imágenes de los estratos bajola sal.24 La sal también dispersa la energía sísmica,lo que dificulta más la generación de imágenes sís-micas cuando se recurre a modelos que utilizan tra-yectorias rectilíneas.

La herramienta OBMI permite a los geólogosde aguas profundas descubrir detalles estructu-rales e identificar características importantestales como fallas y capas volcadas, brindandomayor claridad a aquellas secciones complejasdonde el procesamiento tradicional de imágenessísmicas puede resultar ambiguo. Las cuencas de

interés exploratorio en el Golfo de México pre-sentan estructuras complejas y fallas por debajode la acumulación salina en los estratos plega-dos del Jurásico Superior, a través de una sec-ción del Mioceno. Mediante imágenes OBMI, unoperador de aguas profundas confirmó la presen-cia de una falla normal que no había sido detec-tada previamente en imágenes sísmicas. La fallarepresentaba un rasgo estructural significativocon 150 m [500 pies] de salto (rechazo) vertical.Fallas como ésta entorpecen los esfuerzos dedesarrollo durante la perforación de pozos deproducción laterales, y pueden reducir las reser-vas recuperables si el yacimiento está formadopor compartimentos. El marco estructural mejo-rado que se deriva de las interpretaciones de lasimágenes OBMI puede incorporarse a los mode-los utilizados en el reprocesamiento sísmico, loque ayuda a definir la extensión del yacimiento yla futura estrategia de desarrollo.

Así como los primeros dispositivos de gene-ración de imágenes de resistividad revoluciona-ron el análisis estratigráfico en lodos WBM, laherramienta OBMI permite a los operadores deaguas profundas examinar las característicasestratigráficas y la estratificación interna enlodos no conductivos. Las imágenes OBMI permi-ten evaluar secuencias estratificadas, el carácterde la estratificación y los cambios abruptos en lasedimentación. En un pozo de aguas profundas,un operador del Golfo de México utilizó la herra-mienta OBMI e identificó una superficie de ero-sión basal que fue confirmada por un núcleo dediámetro completo (izquierda).

En operaciones en aguas profundas, el costode los sistemas de producción excede al de per-foración de pozos en el campo. La selección y eldiseño de estos sistemas de producción depen-den mayormente del comportamiento del fluidoproducido. En estos casos, se debe minimizar laformación de sólidos de asfalteno y cera. Lasmuestras de fluidos, obtenidas con herramientasoperadas a cable, tales como el Probador Modularde la Dinámica de la Formación MDT, se analizanpara determinar las propiedades del fluido. Sinembargo, cuando las muestras están contamina-das con más del 10% de filtrado de lodos OBM oSBM, la extracción de información crítica acercade las propiedades del fluido de producción setorna muy dificultosa y pone en riesgo el asegura-miento de las condiciones de flujo.25

Se han utilizado imágenes de la herramientaOBMI para la selección de las profundidades demuestreo con la herramienta MDT, a fin de mini-mizar el porcentaje de contaminación con filtradode lodos SBM y OBM en las muestras. En las are-niscas de aguas profundas del Golfo de México,la selección de profundidades para la toma demuestras de fluidos utilizando registros conven-cionales, puede suministrar ubicaciones no ópti-mas de la herramienta MDT. Gracias a suresolución de 3 cm, la herramienta OBMI puedeayudar a identificar la ubicación y naturaleza de

18 Oilfield Review

Imagen OBMI estática

ConductivoImagen del núcleoProf.pies Resistivo

XX002

XX001

XX000

Superficie de erosiónen foto del núcleo

Superficie de erosiónen imagen OBMI

Rayos gamma20 API 120

Calibre 26 16

Calibre 1

Flechas,Desviación

del pozo

pulgadas

pulgadas6 16

grados0 40

A090ohm-m0.2 200

A060ohm-m0.2 200

A020ohm-m0.2 200

A010Resistividad

ohm-m0.2 200

A030ohm-m0.2 200

Porosidad de densidad

pies3/pies30.6 0

pies3/pies30.6 0

Porosidadneutrón

> Imágenes OBMI de una superficie de erosión basal. Las imágenes OBMIde una herramienta de pruebas de campo anterior detectaron esta abruptasuperficie erosional (flechas) en este pozo de aguas profundas. La superficiede erosión fue confirmada mediante exámenes del núcleo. La fotografía delnúcleo se muestra en el Carril 3.

23. Lyle D: “Deepwater Production Surges Higher,” Hart’sE&P 74, no. 8 (Agosto de 2001): 90.

24. Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y Woods R:“Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1(Primavera de 1996): 50–64.

25. Andrews J, Beck G, Castelijns K, Chen A, Fadness F,Irvine-Fortescue J, Williams S, Cribbs M, Hashem M,Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, RylanderE y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminaciónutilizando el color del crudo y del condensado,” OilfieldReview 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C,Denyer G, Mendonça JE, Theuveny B y Vise C: “Solu-ciones para la construcción de pozos en aguas profun-das,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Solucionessubmarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de2000): 2–19.

Primavera de 2002 19

dos y el uso del Analizador Óptico de Fluidos OFA,han contribuido a que un operador reduzca susniveles de contaminación de muestras del 10 a20% a menos del 5% (abajo). Estos niveles redu-cidos de contaminación mejoran la caracterizaciónde las propiedades del fluido y ayudan a asegurarel diseño óptimo de las instalaciones de produc-ción y tratamiento en áreas de aguas profundas.

Imágenes, núcleos y echadosLa experiencia reciente en el Golfo de Méxicoestadounidense ha demostrado que la medicióncon la herramienta OBMI es sólida. En compara-ción con los registros convencionales, esta nueva

herramienta entrega resultados de alta calidadque correlacionan muy bien con los núcleos dediámetro completo, lo que permite hacer conteode areniscas más precisos aún en capas delgadaspara las estimaciones del espesor neto y, en con-secuencia, de las reservas. Debido a que se tratade una herramienta de generación de imágenes,la sonda OBMI provee echados estructurales yestratigráficos más precisos, en comparación conlos obtenidos con métodos más tradicionales. Lasimágenes OBMI eliminan mucha de la ambigüe-dad de las interpretaciones de echados prove-nientes de datos procesados en pozos llenos delodos no conductivos.

Desviacióndel pozo Prof.

pies

X070

X080

X090

X100

X110

X120

X130

grados 100

Rayos gammaAPI 12020

A090Imagen OBMI estática

Imagen recta

ohm-m 20 Resistivo0.2 Conductivo

Rayos gamma

API Prof. pies12020

Resistividad profunda

ohm-m 200.2

Calibre 1

pulgadas 166

Porosidad neutrón

Vol/Vol 00.6

Porosidad de densidad

Vol/Vol 00.6

Calibre 2

pulgadas 166

Porosidad de densidadpies3/pies3 00.6

pies3/pies3 00.6Porosidad neutrón

Cruce

A060ohm-m 200.2

A030ohm-m 200.2

A020ohm-m 200.2

A010Resistividad

ohm-m 200.2

Calibre 2pulgadas 166

Calibre 1pulgadas 166

0 120 240 360

Resultados del muestreo defluidos con el probador MDT:

Muestra de fluidos MDTasistida por datos OBMIProfundidad = X097.0 piesTiempo de bombeo = 69.7 minVolumen de bombeo = 16.88 galContaminación con lodo SBM = 4.4%

Muestra de fluidos MDTProfundidad = X108.1 piesTiempo de bombeo = 77.0 minVolumen de bombeo = 11.28 galContaminación con SBM = 17.7%

X100

> Ajuste fino de las profundidades de muestreo de la herramienta MDT. Las imágenes OBMI permiten la diferenciación de tipos de límites de capas para laselección de puntos de muestreo de la herramienta MDT. Esto mejora las posibilidades de que se muestren rocas de mayor calidad, incrementando en con-secuencia el volumen de las muestras de fluidos y reduciendo la contaminación de las mismas. La profundidad de muestreo MDT mayor (rombos rojos),X108.1 pies, se seleccionó sin la ayuda de la herramienta OBMI y la muestra tuvo un elevado porcentaje de contaminación con lodo SBM. La profundidad demuestreo (rombos verdes) menor, X097.0 pies, se seleccionó apoyándose en imágenes OBMI (Carril 4) y la muestra se tomó entre las laminaciones. Se obtuvouna mayor cantidad de muestra, más limpia y en menos tiempo que cuando no se utilizaron las imágenes OBMI. La cercanía a las láminas de baja permeabili-dad reduce los efectos del flujo esférico, lo que permite una extracción más rápida de los fluidos de formación de la zona no invadida. Los resultados del pro-bador MDT respecto de la contaminación de muestras han mejorado notablemente desde la introducción de nuevas técnicas y procedimientos.

los límites de la capa—abrupto versus gradacio-nal—mejor que con los registros tradicionales, locual facilita la determinación óptima de las pro-fundidades de muestreo. Si se combina la infor-mación de los contactos de las capas a partir delos registros OBMI con los indicadores de produ-cibilidad de la herramienta CMR, se pueden tomarmuestras de las areniscas de alta permeabilidadde los puntos más cercanos a los límites de capasabruptos, lo que reduce los efectos del flujo esfé-rico en la probeta de la herramienta MDT.

Un mejor posicionamiento de la herramientaMDT mediante el uso de los registros OBMI yCMR, junto con tiempos de bombeo más extendi-

En el Golfo de México, los operadores han uti-lizado con éxito imágenes OBMI junto con medi-ciones de resistividad para caracterizar intervalosen los que no se han extraído núcleos, así comopara definir las relaciones entre espesor total yespesor neto.26 Para evaluar el nivel de detalle pro-visto por la herramienta OBMI, se obtuvieron imá-genes y núcleos de diámetro completo de unasección de areniscas del Pleistoceno. La correla-ción resultó excelente. Además, se identificaroncapas delgadas de hasta 1.3 cm [0.5 pulgadas] deespesor (arriba). Se pueden observar capas delga-das tanto en el núcleo como en la imagen OBMI alos XX84 pies de profundidad. El núcleo muestracon claridad capas de lutita intercaladas concapas de arenisca. La herramienta OBMI, limitadaa una resolución de 3 cm, sugiere que la lutita eslimosa. Esto introduce pequeños errores en el cál-culo de espesor neto, los cuales se tornan más sig-nificativos mientras más delgadas sean las capasdel yacimiento. En las areniscas del Pleistoceno

del Golfo de México, se utilizó la resistividadOBMI en combinación con datos de núcleos late-rales para mejorar la precisión del conteo de are-nisca neta. El incremento de arenisca netacalculado fue de 15 m [50 pies] superior a lo indi-cado por el análisis de registros convencionales.

Los cómputos automáticos de echados gene-ralmente resultan beneficiosos para las compa-ñías operadoras que requieren análisisestructurales de potentes secciones estratifica-das. Estos cómputos suministran un marco estruc-tural rápido de modo que las decisiones críticaspueden tomarse con celeridad. Sin embargo, enlodos no conductivos, los datos de la herramientade medición de echados, a menudo, deben proce-sarse e interpretarse manualmente, lo que tomademasiado tiempo para suministrar respuestasoportunas a decisiones críticas.

En un pozo del Golfo de México, se computa-ron echados estructurales con idénticos paráme-tros de procesamiento tanto para los datos OBDT

como para los datos OBMI adquiridos en elmismo intervalo de arenisca del Pleistoceno. Enel procesamiento de los datos OBDT se utilizó unsolo electrodo por patín, mientras que para pro-cesar los datos OBMI se utilizaron tres electro-dos por patín. El geólogo recibió tres veces másinformación de echados utilizables de la herra-mienta OBMI que de la OBDT. En algunas seccio-nes las magnitudes y direcciones de los echadosvariaron en gran medida con respecto a las de laherramienta OBDT. La comparación de los datosOBDT con las imágenes OBMI demuestran conclaridad cómo difieren las correlaciones de echa-dos entre las herramientas (página siguiente).Los trazos sinusoidales computados que semuestran en cada imagen demuestran las venta-jas de la claridad superior de las imágenes OBMI.Las imágenes mejoradas del pozo conducen acómputos de echados más precisos y a interpreta-ciones estructurales más rigurosas.

20 Oilfield Review

XX82

Prof.pies

Imagende núcleoConductivo

Imagen OBMI

Resistivo

Arenisca

XX83

XX84

XX85

XX86 262.87 48.69

263.24 48.87

263.70 49.18

264.10 49.34

264.30 49.47

A090ohm-m0.2 20

Porosidad de densidadpies3/pies30.6 0

Porosidad neutrónpies3/pies30.6 0

Rayos gammaAPI20 120

Calibre 1pulg6 16

Calibre 2pulg6 16

A010ohm-m0.2 20

Resistividad OBMIohm-m0.2 20

Lutita o arenisca con agua

Conteo total de arenisca

Conteo totalde limolita

Limolita

> Generación de imágenes en lodos no conductivos. Las imágenes OBMI (Carril 4) se comparan favo-rablemente con las de núcleo (Carril 5) y mejoran el conteo total de arenisca (Carriles 6 y 7) en lodosno conductivos. Se pueden identificar capas tan delgadas como de 1.3 cm [0.5 pulgadas] de espesor,pero éste no puede cuantificarse hasta que no llega a 3 cm [1.2 pulgadas]; por ejemplo en XX84.0 pies.Además, se pueden identificar límites de capas planares y no planares, tal como el límite de capa noplanar que se observa a los XX83.4 pies, tanto en el núcleo como en la imagen OBMI.

26. Cheung et al, referencia 16.

Primavera de 2002 21

0 90grados

20 120APIRayos gamma

pies

X570

X575

X580

X950

X955

X960

Prof.

FlechasDesviación

del pozo

6 16pulgadasCalibre 2

6 16pulgadasCalibre 1

0.2 20ohm-m 0 90grados

Echado verdadero de OBDT

0 90grados

Echado verdadero de OBMI

AO90

0.2 0 120 240 36020ohm-mAO10

0.2 20ohm-mResistividad OBMI

Resistivo ConductivoODBDT

OBDTOrientación norte

Orientación norte0 120 240 360

Resistivo ConductivoOBMI

Orientación norte

OBMIOrientación norte

> Echados computados a partir de datos OBDT y OBMI. La sección superior muestra que, en ciertoscasos, los echados computados a partir de los datos de la herramienta OBDT son comparables a loscorrespondientes a la sonda OBMI (Carril 4). La sección inferior revela diferencias significativas. Losdatos OBDT y las imágenes OBMI muestran diferencias considerables en la claridad de los dos juegosde datos. La claridad es crítica cuando se escogen sinusoides de echados en forma manual durante lainterpretación de los datos.

Estructuras complejasCiertas provincias geológicas han sufrido inten-sos plegamientos, fallamientos y levantamientosa lo largo de su historia tectónica. La ampliageneración de fallas de cabalgamiento (compre-sión, corrimiento) a lo largo de cinturones orogé-nicos ha creado trampas capaces de almacenarhidrocarburos, lo cual ha sido motivo de atrac-ción para compañías operadoras que buscanexplotar estos interesantes yacimientos.

Las compañías que operan en estos cinturo-nes plegados y cabalgados, a menudo dependende sistemas de lodo no conductivos para llevar acabo de manera exitosa programas de perfora-ción exploratoria y de desarrollo. En estos empla-zamientos estructurales, las lutitas reactivas alagua son particularmente problemáticas durantelas operaciones de perforación, por lo que setoman todas las precauciones para minimizar losproblemas de inestabilidad de las mismas. Loslodos OBM y SBM han resuelto exitosamenteestos problemas.

La utilización de lodos no conductivos ha difi-cultado la tarea de definición de la estructura conherramientas convencionales de medición deechados y generación de imágenes de la pared delpozo, y es exactamente en estos complicadosemplazamientos tectónicos donde más se nece-sita una imagen general clara. Para el éxito deestas áreas prospectivas, es de fundamentalimportancia la comprensión de las geometrías ycaracterísticas estructurales que a menudo tienenaltos echados, que son pequeñas y complicadas,y, por lo tanto, son un obstáculo para la genera-ción de imágenes de sísmica de superficie inter-pretables. A esta complejidad se suman losyacimientos profundos parcialmente cabalgadosque carecen de una respuesta sísmica clara. Laherramienta OBMI ha tenido un efecto positivo enestas áreas al ayudar a las compañías a definir yrefinar las geometrías estructurales en las cerca-nías del pozo. La nueva información de la herra-mienta OBMI se aplica al modelado geológico, locual mejora el control estructural y reduce elriesgo de exploración de estas áreas prospectivas.

La herramienta OBMI ha sido ampliamente uti-lizada por compañías que operan en los pies demonte canadienses de Alberta, Canadá. Estos piesde monte son parte de un cinturón plegado y cabal-gado más grande que se extiende a lo largo de lasMontañas Rocosas. La compresión horizontal hadeformado las capas de rocas sedimentarias, demodo tal que los mantos de cabalgamiento real-mente se superponen unos sobre otros, apilándosepara formar geometrías complejas y repetidas oimbricados cabalgamientos duplex (página si-guiente, arriba).27 Las imágenes sísmicas bidimen-sionales y tridimensionales son una importante

fuente de información del subsuelo, pero elterreno montañoso a menudo complica el pro-ceso de adquisición de datos. Por otro lado, lasimágenes sísmicas de estructuras profundasintensamente falladas y plegadas se deben refor-zar con información estructural detallada queproviene de un conocimiento preciso de los datosde echados y fallas geológicas cortadas por elpozo. En los lodos WBM, esto no sería un pro-blema, pero esta región requiere el uso de lodosOBM para mitigar los problemas asociados con

la inestabilidad de las lutitas. Por estas razones,la herramienta OBMI se ha convertido en unaparte esencial de los programas de evaluación deformaciones en los pies de monte canadienses.

El Paso Oil y Gas Canada Incorporated, enconjunto con Suncor Energy, se han centrado enlas rocas carbonatadas de la formación fractu-rada Turner Valley que se encuentran en la partenorte de los pies de monte de Alberta.Inicialmente, se perforó un pozo vertical primariocon lodo OBM y se obtuvieron registros con la

22 Oilfield Review

2500

2000

1500

Pozo primario

Falla de cabalgamiento

1000

Prof.,m

> Diagrama StrucView de la sección superior del pozo primario. Los datos OBMI(izquierda) fueron clave para la identificación de una importante falla de cabalga-miento (compresión, corrimiento) a 2800 m de profundidad. La trayectoria del pozoy los echados de la formación se muestran en una sección transversal (derecha).

Primavera de 2002 23

herramienta OBMI, tanto en la sección superiorcomo en la inferior. En una pasada, la herra-mienta OBMI detectó echados de la formación eidentificó la presencia de una importante falla decabalgamiento a 2800 m [9186 pies] de profundi-dad. Se examinó cuidadosamente la estratifica-ción de la formación con la herramienta OBMI, yse utilizaron los echados para generar una sec-ción transversal con el programa de generaciónde secciones transversales estructuralesStrucView de GeoFrame (página anterior). Lainterpretación obtenida con la ayuda del pro-grama StrucView se generó a través de la partesuperior del pozo primario y concordó muy biencon las imágenes de la sísmica de superficie.

La perforación se suspendió temporalmentepara correr la herramienta OBMI a 3582 m[11,750 pies] y nuevamente a 3665 m [12,020pies], debido a que la cima de la formación apa-recía a 150 m por debajo del valor pronosticado.Utilizando la nueva información de echados y dedatos sónicos, la compañía El Paso fue capaz deposicionar correctamente los datos de registrosobre la imagen sísmica tridimensional con sólomover las cinco trazas sísmicas en la direcciónechado arriba.

Los datos de echados de alta confiabilidad dela zona que sobreyace al yacimiento TurnerValley indican que el pozo en realidad no habíaatravesado la cresta estructural y, por lo tanto, nose encontraba en una posición ideal para iniciarel pozo horizontal a lo largo del yacimiento. Engeneral, los yacimientos fracturados mantienenuna óptima productividad a lo largo de la crestade estas estructuras debido a la presencia defracturas de tensión abiertas. Los datos de laherramienta OBMI y las imágenes sísmicascorregidas fueron clave para diseñar la trayecto-ria del pozo desviado, desde el cual se podríaperforar un pozo horizontal más efectivo a lolargo de la cresta estructural.

Se corrió la herramienta UBI a través de lasección superior del pozo desviado; se escogió laherramienta UBI en lugar de la OBMI debido aque esta última no se encontraba disponible paradicha aplicación. Se adquirió suficiente informa-ción de echados durante esta carrera para confir-mar la posición de la cresta estructural de esteyacimiento. Se combinaron estos datos con losde la herramienta OBMI para construir otra sec-ción transversal con la ayuda de la aplicaciónStrucView, incorporando el pozo primario y eldesviado (derecha).

1

1

1

2

2

2

3

3

3

Despegue inferior

Despegue superior

Piso del cabalgamiento

Imbri

cado

Techo del cabalgamiento

1

2

3

> Evolución de un sistema plegado y cabalgado. La formación de sistemas de pliegues duplex tienecomo resultado estructuras complejas, altos echados y secciones repetidas. Las leyendas 1, 2 y 3representan tanto los tiempos de la secuencia teórica como la ubicación física de las fallas de cabalga-miento que forman un sistema duplex. La falla superior es la más antigua y la falla inferior es la másjoven.

3000

Falla de cabalgamientoprincipal

Falla decabalgamiento

principal

Falla decabalgamiento

secundaria

Pozodesviado

FormaciónTurner Valley

Pozo primario

Prof.,m

3500

> Diagrama de la aplicación StrucView para la sección inferior del pozo primario y del desviado. Losdatos OBMI (izquierda) ayudaron a identificar la presencia de la falla de cabalgamiento superior prin-cipal y confirmaron la presencia de la falla de cabalgamiento secundaria. La falla de cabalgamientoinferior se encontraba debajo de la profundidad final del pozo y se identificó a partir de imágenes sís-micas. Los conjuntos de datos OBMI interpretados muestran incremento en la magnitud del echadoen la proximidad de la falla de cabalgamiento principal que se encuentra más abajo, y los echadosmás pronunciados se observan en la falla de cabalgamiento principal (pozo desviado). Con toda lainformación disponible, se perforó el pozo desviado hacia la cresta estructural y éste quedó en unaposición óptima para perforar el pozo horizontal de producción.

27. Mitra S: “Duplex Structures and Imbricate ThrustSystems: Geometry, Structural Position, and HydrocarbonPotential,” The American Association of PetroleumGeologists Bulletin 70, no. 9 (Septiembre de 1986):1087–1112.

La gran proximidad que hay entre la partesuperior del pozo desviado y el pozo primario,permitió la comparación de imágenes UBI conimágenes OBMI. Tanto los datos de la herra-mienta UBI de la porción superior del pozo des-viado como los de la sonda OBMI del pozoprimario adyacente al pozo desviado mostraronfracturamiento natural. Las imágenes UBI indica-ron que las fracturas estaban abiertas, pero pro-porcionaron menos información sobre laestratificación de la formación, mientras que lasimágenes OBMI revelaron un abundante detalleacerca de la estratificación (izquierda).

Después de examinar todos los datos deechados estructurales en combinación con lasimágenes sísmicas corregidas, la compañía ElPaso pudo iniciar con confianza el pozo horizontalde producción. Tras fijar un revestidor intermedio,se perforó un tramo horizontal de 675 m [2215pies] de longitud, el cual se completó con éxitoen las secciones altamente fracturadas de la for-mación Turner Valley.

En otra parte de los pies de monte canadien-ses, la herramienta OBMI ayudó a una compañíaoperadora a profundizar su conocimiento acercade una estructura plegada y cabalgada compli-cada y repetitiva, lo cual ayudó a mejorar elpotencial del campo. Perforados con lodos OBM,los pozos en este emplazamiento, por lo general,penetran dos yacimientos de areniscas delCretácico. La arenisca superior es productivacuando se fractura naturalmente por procesos deplegamiento y fallado que mejoran la permeabili-dad de la zona. Es menos probable que la are-nisca inferior produzca debido a que loscabalgamientos inferiores han sufrido menoresdesplazamientos y deformaciones, dando comoresultado una menor permeabilidad y un menormejoramiento de la porosidad como consecuen-cia de las fracturas naturales.

Los echados precisos a través de estos mantosde cabalgamiento apilados, ayudan a computar elespesor verdadero de las areniscas, así como tam-bién la posición de las areniscas y de las fallas quelas separan. Esta información permite que los geó-logos determinen si se encuentra o no presente lasección repetida completa, a partir de la cual sepuede evaluar de manera razonable el diseño, losriesgos y la economía del pozo desviado. Las herra-mientas de medición de echados convencionalesraramente han proporcionado esta informaciónesencial en los pies de monte canadienses(izquierda).

El modelo geológico inicial para la areniscainferior mostró un escenario de cabalgamientosimple con muy poco arrastre y magnitud deechado mínimo que, en términos generales, eraequivalente al echado regional. Las imágenes

24 Oilfield Review

Imágenes OBMIEchados computados manualmente

Imágenes UBI

3204

3205

3206

3207

3208

Prof.,m 0 grados 90

Estratificación

Fracturas

> Comparación entre imágenes OBMI e imágenes UBI. Las imágenes OBMI (Carril 1) proporcionan uncuadro detallado de los estratos de la formación (flechas). Las imágenes UBI (Carril 3) permiten identifi-car algunos estratos e indican que las fracturas naturales están abiertas.

X220

Imagen OBMI dinámicaImagen OBMI

estática

FlechasDesviación

del pozo Prof.,m

X221

X222

X200

X400

grados0 90

mmCalibre 2

125 375

mmCalibre 1

125 375

APIRayos gamma0 150

FlechasDesviación

del pozogrados0 90

mmCalibre 2

125 375

mmCalibre 1

125 375

APIRayos gamma

Imagen OBMI estática

Echados OBMI computadosmanualmenteProf.,

m 0 90

grados

Echados computados pormínimos cuadrados

0 90grados

0 150

> Zona de fallas en los pies de monte canadienses. Una falla de cabalgamiento corre a través de laarenisca superior a X221 m (izquierda) y es la responsable de la sección repetida que se observa aX200 m (derecha). Se observa una falla en escalón a X320 m. Las imágenes OBMI permiten el cálculomanual de los echados (Carril 3), que es más preciso que el cómputo automático a partir de datos de laherramienta de medición de echados (Carril 4). Por otro lado, estas imágenes ayudan a identificar másclaramente las fallas en la sección.

Datos enbruto

Referencia: verdadera Ancho de la sección transversal: 10 pulgadasColor de la sección transversal: negro

Datos utilizados

para lasección

transversal

Pliegue similarcilíndrico

Echado ap. = 3.0Azimut ap. = 69.0

Dir. sec. trans. = 342

0Prof.,pies 90 Sección transversal

Pozo

0 90

10,500

11,000

> Sección transversal generada con la aplicación StrucView del flanco superior de un pliegue inverti-do en el campo Potato Hills. Los echados computados manualmente del registro OBMI (Carril 1) seingresaron a la aplicación StrucView y permitieron la visualización de esta estructura. GHK actual-mente considera que este yacimiento es más amplio y con menos compartimentos de lo que se pen-saba anteriormente.

Primavera de 2002 25

sísmicas caracterizaron exitosamente los estra-tos con echados pequeños, pero no eran del todoclaras cerca de las fallas y de los pliegues.Debajo de la falla superior, el flanco invertidomuestra grandes magnitudes de echados de laformación y un intenso fracturamiento, lo cualdificulta la interpretación precisa de los datossísmicos y de los echados. Sin una imagen cohe-rente, se supuso que la segunda arenisca seríacontinua, inclinándose moderadamente debajode la falla superior, y que se trataba de un yaci-miento de baja calidad.

A partir del trabajo realizado con las imágenesOBMI, la compañía operadora y Schlumberger reco-nocieron que un pliegue de gran importancia seextendía hacia la falla de cabalgamiento superior yque la segunda arenisca, ahora invertida, constituíauna nueva zona de interés productivo (abajo). A dife-rencia de las segundas ocurrencias de areniscas enpozos típicos, la arenisca altamente fracturada delCretácico dentro del flanco invertido da origen a unexcelente yacimiento, aumentando la produccióndel campo y las estimaciones de reservas. El modelogeológico utilizado en la exploración y en el desa-rrollo del campo cambió fundamentalmente de unaestructura de cabalgamiento simple a un modelocomplicado; pero más preciso, que implica unevento de plegamiento inicial, seguido por una seriede fallas de cabalgamiento y fallas relacionadas.

El campo Potato Hills en la cuenca Arkoma deOklahoma, EUA, ejemplifica cómo se combinanlas fallas de cabalgamiento, plegamiento y frac-turamiento para crear un campo extremadamenteprolífico. El campo tiene tres años de antigüedad

y es propiedad de la empresa The GHK Company.El mismo ha producido 92,000 MMpc [2600 millo-nes de m3] de gas de 34 pozos. Si bien la mayorparte de este gas ha sido producido de la are-nisca Pennsylvanian Ratcliff en el Grupo Jackfork,otro horizonte más profundo compuesto por nódu-

los de pedernal (chert, horsteno, ftanita) de laFormación Bigfork del Ordovícico, es actualmentede gran interés. En el campo Potato Hills, laherramienta OBMI resultó sumamente útil paradefinir la estructura en las cercanías del pozo enel pedernal Bigfork y en las formaciones aleda-ñas. Para perforar la porción de las montañasOuachita de la cuenca Arkoma, se utilizan lodosbase aceite debido a la presencia de lutitas ines-tables en toda la sección. Estas lutitas, Stanley,Missouri Mountain y Polk Creek—superpuestasal pedernal Bigfork—y la lutita Womble—debajodel pedernal Bigfork—han sido sometidas aesfuerzos por el extenso plegamiento y cabalga-miento ocurridos durante la Orogenia Ouachita.

El conocimiento de las complejidades estruc-turales locales del campo es extremadamenteimportante para ubicar los pozos en forma ade-cuada y para comprender el comportamiento delos pozos. A menudo, las imágenes sísmicas bidi-mensionales existentes no suministran esta infor-mación. En un pozo en particular, los resultadosde los registros OBMI, combinados con registrosconvencionales y con una interpretación asistidapor la aplicación StrucView, ayudaron a definir unpliegue invertido en la sección del pedernalBigfork (arriba). Un panorama más claro de lageometría estructural ha demostrado a GHK queel yacimiento es más amplio y de menos compar-timentos de lo que se creía anteriormente.

Posición de la arenisca en

la interpretación anterior

Falla de cabalgamiento

2 1Primera

ocurrencia

Segundaocurrencia

Posición de la arenisca enla interpretación actual

> Escenario estructural que describe dos modelos y las trayectorias de pozoteóricas resultantes. Tras el plegamiento primario resultante de la compresión,se inicia la generación de la falla de cabalgamiento. De manera subsiguiente,se produce una segunda falla en escalón, aumentando la complejidad del mo-delo. La trayectoria 1 del pozo (rojo) representa el modelo geológico previo,mientras que la trayectoria 2 del pozo (verde) representa el nuevo modelo.

En el pasado, GHK utilizó otros métodos paraextraer información estructural de los pozos de estaárea prospectiva, sólo con éxito moderado. Por ejem-plo, las herramientas de medición de echados con-vencionales no han generado información deechados repetible. Los echados calculados utilizandoherramientas operadas a cable de distintas compa-ñías eran significativamente distintos en pasadasconsecutivas sobre un mismo intervalo del pozo.

Las herramientas de generación de imágenesultrasónicas utilizadas en el campo Potato Hillshan proporcionado resultados desalentadores.Estos dispositivos acústicos proveyeron imáge-nes de una calidad aceptable de las fracturas

naturales, pero generaron información de bajacalidad acerca de los echados de las capas,debido a la insensibilidad relativa de las herra-mientas ultrasónicas a la estratificación de laformación.

A diferencia de las herramientas convencio-nales de medición de echados, la herramientaOBMI proporcionó la calidad de datos necesariapara que GHK identificara y diferenciara los lími-tes, las fallas, las fracturas y los planos de estra-tificación (arriba). La imagen OBMI estáticaayudó a localizar los cambios litológicos y lasfallas, mientras que la imagen dinámica se utilizópara calcular las orientaciones de las fracturas,

los planos de estratificación y las fallas.28 Lacapacidad de visualizar las características claveen las imágenes OBMI permitió que GHK utilizarasólo los datos significativos en sus análisis, ygeneró la confianza para que integraran dichosdatos a sus modelos geológicos y de yacimientos.

26 Oilfield Review

Conductivo Resistivo

0 360120 240

Imagen OBMIProf., pies

2835

2840

Rayos gamma

API0 150

grados

Echado verdadero de la falla

0 90

Orientación del tope del pozo

Conductivo Resistivo

0 360120 240

Imagen OBMI

Orientación del tope del pozo

Calibre 2

Desviacióndel pozo

pulgadas5 15

grados0 50

Calibre 1

pulgadas5 15grados

Echado verdaderodel límite de capa

0 90

Falla inversa menor

> Utilización de imágenes OBMI para caracterizar una falla en el campoPotato Hills. Dos pasadas de la herramienta OBMI produjeron una excelentecobertura perimetral del pozo e identificaron claramente una falla inversamenor (flecha), ubicada por encima de los yacimientos principales.

28. En la generación de imágenes estáticas, se asignancolores a los valores de resistividad a todo un conjuntocompleto de datos, permitiendo que el intérpreteobserve los cambios generales a través de grandesintervalos. En el procesamiento dinámico de imágenes,los colores se reasignan a intervalos fijos, normalmentecada uno o dos pies. Este procesamiento dinámico orealzado crea el máximo contraste en las imágenes, per-mitiendo la observación de detalles finos tales como laestratificación cruzada.

Primavera de 2002 27

Visión del futuroA medida que la información sobre los yacimien-tos de hidrocarburos se ha vuelto más detallada,la industria ha desarrollado maneras de aprove-char las mediciones mejoradas y convertirlas enconocimientos para una explotación más renta-ble y menos riesgosa. Si bien los obstáculos físi-cos para la generación de imágenes deyacimientos a través de sistemas de lodo no con-ductivos, pusieron temporalmente los numerososbeneficios de la generación de imágenes de lapared del pozo fuera del alcance de los expertosen yacimientos, esto ya no es así.

Mediante el desarrollo y las pruebas decampo de la herramienta OBMI, la calidad de losdatos ha mejorado continuamente con cada cam-bio en el diseño. La calidad de la imagen hoy endía está posibilitando análisis estructuralesintensivos, y la herramienta ahora se está utili-zando en un conjunto cada vez más creciente deaplicaciones estratigráficas. A medida que crecela experiencia con los datos del registro OBMI,los geólogos e ingenieros desarrollarán aún másaplicaciones para responder las preguntas claveacerca de sus yacimientos. La herramienta OBMIpermite efectivamente que la generación de imá-

genes de la pared del pozo sea una opción parala evaluación de formaciones con lodos OBM ySBM (arriba). La combinación de la informaciónde registros OBMI con el conocimiento actual yotras tecnologías nuevas y emergentes, ayudaráa que las compañías encuentren las piezas quefaltan para completar una clara imagen del yaci-miento; una imagen que valga la pena enmarcar,aún cuando se haya logrado a través de lodosbase aceite. —MG

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Caracterización de eventos estratigráficos

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

WBMLigero Pesado

OBM/SBMLigero Pesado

Análisis de capas delgadas

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Caracterización de eventos estructurales

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Caracterización de fracturas

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Orientación del núcleo

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

WBMLigero Pesado

OBM/SBMLigero Pesado

Geometría del pozo, estabilidad y análisis de esfuerzos

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Análisis de porosidad y porosidad dual

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

WBMLigero Pesado

OBM/SBMLigero Pesado

Análisis de litofacies

Oper

ada

a ca

ble

LWD

UBI

FMI

OBDT

OBMI

RAB

ADN

Pozo horizontal y aplicaciones de GeoSteering

PobreBueno Desempeño

> Cierre de la brecha de generación de imágenes de la pared del pozo en pozos llenos de lodo no conductivo. Con una resolución de 3 cm, la herramientaOBMI permite examinar estratificaciones y eventos estratigráficos y mejorar la precisión de los análisis de conteo de areniscas. Además, ofrece la capacidadde identificar pequeños eventos estructurales, incluso en lodos SBM y OBM pesados. Los dispositivos acústicos de generación de imágenes, tales como laherramienta UBI, son importantes en lodos no conductivos porque permiten examinar de manera detallada la geometría del pozo, las características relacio-nadas con los esfuerzos y las fracturas naturales. Su efectividad disminuye cuando aumenta el peso del lodo. Las herramientas LWD de generación de imáge-nes mantienen su importancia en pozos horizontales o altamente desviados, especialmente cuando se requieren respuestas en tiempo real para las operacio-nes de “geodireccionamiento.” Sin embargo, las imágenes RAB no se pueden adquirir en lodos no conductivos.