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RESUMEN Las herramientas de Registros de Captura de Neutrones pulsantes (TDT, Tiempo de decaimiento termal) y Espectroscopia de Neutrones pulsantes (RST, Saturación de hidrocarburos) se han usado extensivamente en México durante cerca de 20 años para monitorear los contactos de fluidos, detectar reservas descartadas y evaluar formaciones en pozos donde no se cuenta con registros de pozo abierto.

Para administrar de manera eficiente y efectiva los campos productores existentes es importante monitorear la saturación de hidrocarburos, los contactos de fluidos y las presiones de formación de manera constante.

La herramienta TDT ha sido sustituida por la herramienta RST y recientemente PEMEX adquirió esta nueva generación de herramientas que permiten computar la saturación de hidrocarburos de la relación Carbón/Oxígeno sin importar la salinidad del agua de formación. Esta característica es relevante cuando estamos interpretando yacimientos donde la salinidad del agua es baja o desconocida, lo cual puede ser común en campos donde se han implementado sistemas de recuperación secundaria mediante inyección de agua, la cual tiene usualmente una salinidad menor al agua de formación. Las herramientas de Espectroscopia de Neutrones pulsantes permiten obtener información litológica útil en yacimientos con mineralogía compleja.

En este artículo se presentan varios casos de estudio en los cuales la técnica de Registros de Neutrones pulsantes ayudó a reevaluar pozos antiguos y proponer programas de reparación. Como resultado, la mayoría de estos pozos

incrementó su producción de hidrocarburo, bajó su producción de agua o ambos.

Los pozos que se presentan en este artículo se localizan en basamentos del terciario de la Región Sur (Salinas del Istmo y Macuspana), a pesar de que muchos de estos campos penetran y tienen horizontes productivos en rocas del cretácico y jurásico.

Como resultado de este análisis podemos concluir que el uso de este tipo de Registros nos permite reevaluar reservas y planear de manera mas confiable las reparaciones, obtener información valiosa de litologías en pozos donde no fue posible obtener esta información en agujero abierto. La obtención de esta valiosa información se puede hacer con equipo propio de PEP a través de Servicio a Pozos o mediante la contratación de una compañía de servicio.

INTRODUCCIÓN Para la administración eficiente de los campos productores es importante monitorear las saturaciones de hidrocarburos, contactos de fluidos y las presiones de formación durante la vida del yacimiento. La saturación de agua se obtiene tradicionalmente de los registros resistivos de pozo abierto y mas recientemente con herramientas capaces de leer la resistividad a través de la TR en condiciones donde la resistividad de la formación no exceda los 100 ohms. El método mas conocido para obtener la saturación de agua en un pozo ademado es a través de los registros de neutrón pulsante de captura (PNC) como el TDT. Este registro mide Sigma, la sección transversal de captura de la

EVALUACIÓN DE INTERVALOS DESCARTADOS EN POZOS DE LA REGIÓN SUR MEDIANTE EL REGISTROS DE ESPECTROSCOPÍA DE NEUTRONES PULSANTES.

Ing. Heberto Ramos Rodriguez

Ing. Joaquín Gerardo Obregón de la Cruz Ing. Servio Tulio Subiaur Artiachi

Ing. Pablo Saldungaray

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.

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formación. El valor de sigma está ligado a la cantidad de iones de cloro presente en la formación, normalmente en forma de sal disuelta en el agua de formación. Una disminución de Sigma se interpreta como una presencia menor de agua y mayor de hidrocarburos, pero si la salinidad del agua de formación es baja esto puede no ser cierto. Si conocemos la salinidad del agua de formación, la porosidad, litología y tipo de hidrocarburo entonces es posible calcular la saturación de agua a partir de Sigma. Las nuevas herramientas de Espectroscopia de neutrón pulsado, PNS no presentan la desventaja de las herramientas PNC. La herramienta PNS puede obtener el registro C/O midiendo directamente las señales del carbón y oxígeno del espectro de rayos gamma. Conociendo la relación C/O es posible inferir la saturación de aceite. Una limitación de está técnica es que el registro debe tomarse a muy bajas velocidades y en porosidades muy bajas, menores a 10%, las lecturas son inciertas. La combinación de lecturas de Sigma y la relación C/O cubre ambos ambientes y la herramientas PNS tienen la capacidad de realizar ambas lecturas. Además de las medidas de Sigma y C/O, la herramienta PNS puede determinar con exactitud la litología a partir del espectro de captura tanto en pozo abierto como entubado usando los algoritmos de Spectrolith. De las concentraciones de sílice, calcio y hierro se deriva el contenido de arcilla, de las concentraciones de azufre y calcio se infieren las concentraciones de anhidrita y yeso y el porcentaje de carbonatos se deduce de las concentraciones de calcio. El remanente se asume que esta compuesto de minerales de cuarzo, feldespatos y mica. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Los pozos incluidos en este trabajo se localizan en la Región Sur, en basamentos del terciario (Salinas del Istmo y Macuspana), aunque algunos de estos campos penetran y tienen horizontes productivos en rocas del cretácico y jurásico. La figura 1 muestra la localización de estos campos. La columna de sedimentos consiste de secuencias de arenas y lutitas, frecuentemente depositadas sobre evaporitas (sal, anhidrita). En el basamento Macuspana estas rocas gradualmente se convierten en carbonatos hacia la plataforma de Yucatán. En ambos basamentos las rocas del Mioceno tienen la mayor importancia económica para la explotación de hidrocarburos, principalmente en el Mioceno inferior. Las rocas son esencialmente lutitas y arenas. En el

basamento Macuspana las rocas pueden presentar algunos horizontes con ceniza volcánica y cuerpos localizados de carbonatos. En el basamento Salinas del Istmo es también posible encontrar algunos conglomerados. Los hidrocarburos de generan mayormente en lutitas del Jurasico y calizas arcillosas, y se acumulan en arenas del Mioceno principalmente en trampas estructurales y en menor grado en trampas estratigráficas. Caso 1.- Campo Cinco Presidentes. El campo se descubrió en 1960. Los intervalos productivos consisten de secuencias de gran espesor (hasta 1,000 metros) de arenas y lutitas del terciario correspondientes al Mioceno medio y superior, depositadas sobre anhidritas o sal. Los pozos pueden tener mas de cuerpos de arenas apilados en 1,000 metros (ver figura 2). Las arenas son de buena porosidad y permeabilidad (20% y 200 md promedio). Los pozos producen aceite negro de 33 °API con un gasto promedio de 100 BOPD, algunos producen gas asociado. La salinidad original del agua de formación era muy alta, 130,000 ppm de NaCl, pero el campo esta siendo ahora inyectado con agua dulce, lo cual dificulta la evaluación con solo los registros Sigma. El pozo Cinco Presidentes 152 se terminó en junio de 1964. El juego original de registros de agujero abierto consistía de Potencial Natural (SP), Resistividades de Normal Corta y Normal Larga (SN & LN). La figura 3 muestra los registros de pozo abierto junto con una evaluación petrofísica. La producción inicial comenzó en septiembre de 1964, obteniéndose 352 BOPD de 2 intervalos. Desde el inicio de la producción se han hecho 7 reparaciones en 1971, 1974, 1975, 1976, 1986, 1999 y 2002 (la ultima se baso en los resultados del registro PNS). La figura 4 muestra la historia de producción del campo en los últimos 10 años, en esta podemos ver que la producción se mantuvo por debajo de los 100 BOPD la mayoría del tiempo. Las reparaciones anteriores a 2002 no habían sido muy exitosas. En abril de 2002 se decidió correr el registro PNS en modos Sigma y C/O. La figura 5 nos muestra las curvas crudas del registro y los resultados de la interpretación. La presentación del registro es: • Carril 1: SP (agujero abierto) y GR ) del

registro PNS) • Carril 2: Registros de Resistividad (agujero

abierto)

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• Carril 3: Curva de Porosidad Neutrónica del registro PNS

• Carril 4: RSCN/RSCF traslape (conteos normalizados del detector cercano y lejano). Seleccionando las escalas apropiadas, estas curvas se sobrepondrán en lutitas y arenas llenas de agua y se separaran en arenas saturadas con gas.

• Carril 5: Curva Sigma (sección transversal macroscópica de captura)

• Carril 6: Lecturas Carbón/Oxigeno Lejano y Cercano

• Carril 7: Saturación de agua original computada de los registros de Resistividad de agujero descubierto y Saturación de hidrocarburos computada de la relación C/O.

• Carril 8: Porosidad de formación e interpretación de fluidos

• Carril 9: Interpretación de registros de agujero descubierto

• Carril 10: Columna litológica de Spectrolith (PNS)

De la figura 5 podemos remarcar lo siguiente: Se muestran 2 intervalos de arenas. Ambos tienen lecturas relativamente bajas de Sigma, como si estuvieran saturadas con hidrocarburos. Sin embargo, la arena superior muestra bajos valores de relación C/O mientras que la arena inferior muestra valores mucho mayores de C/O. La interpretación de esto es que mientras que la arena inferior esta impregnada con aceite, la superior esta probablemente invadida con agua dulce de inyección, lo que causa bajas lecturas de C/O. Esta es una de las ventajas de este registro. Otro punto interesante que notar son los resultados del análisis litológico Spectrolith. En la interpretación regular hecha con los registros de agujero descubierto ambas arenas parecen tener el mismo contenido de arcilla (básicamente del SP). Con el Spectrolith la arena superior contiene menos arcilla y carbonato. Esto explicaría el porque el agua de inyección se canalizo en la arena superior mas limpia y mas permeable y porque hay aun aceite en la arena inferior. Esto nos permite entender como el frente del agua de inyección esta barriendo el aceite y tomar las acciones correctivas. Basado en esta interpretación se decidió disparar los intervalos 2407-2418 m y 2422-2425 m; obteniendo los siguientes resultados: la producción del pozo aumento de 31 BOPD y 54 BOPD (corte de agua 64%) en octubre de 2001 a 502 BOPD y 11 BWPD (corte de agua reducido a un 2%, mas

de 16 veces incremento de producción de aceite) en junio de 2002. Mas tarde, la producción del pozo se estabilizó arriba de 300 BOPD y en febrero de 2004 estaba aun produciendo 328 BOPD y 44 BWPD. La tabla 1 muestra que entre los años 2001 a 2003 las reparaciones basadas en la interpretación de los registros PNC y PNS ayudaron a incrementar la producción de los campos. Caso 2.- Campo Xicalango. El campo se descubrió en los 70s. Se localiza al Noreste del basamento Macuspana (ver figura 1) y es parte del Activo Chilapilla-Colomo. Los horizontes productivos consisten de una secuencia de arenas y lutitas someras del terciario. Los pozos producen principalmente gas. El pozo Xicalango 7-B se perforó entre mayo y septiembre de 1981 y comenzó su producción en septiembre de 1981 del intervalo 1357-1375 m con un gasto cercano a 13 MMSCFD fluyendo a traves de un estrangulador de 15/32¨ con una presión en cabeza de 2190 psi. Se hicieron varias reparaciones al pozo entre 1986-88 (para reparar fugas en superficie), en 1993 (cementar los disparos originales para controlar producción de agua, disparar el intervalo 1356-1364 m) y en 2001 (re disparo del intervalo 1356-1364 m). El juego original de Registros tomados en 1981, consiste de SP, resistividades SN y LN, sónico (BHC), Densidad (FDC), Calibrador y Microlog. En la figura 6 se pueden ver grandes cavidades y rugosidades que afectan la respuesta de los registros, principalmente al Densidad y al Sónico. El pozo se disparó originalmente en el intervalo 1357-1375 m, la sección con mayor resistividad. En el registro de resistividad podemos notar otros 2 intervalos donde las 2 medidas somera y profunda se incrementan con respecto a la línea base de lutitas en 1280-1298 m y 1320-1348 m. En estas 2 secciones el diámetro de pozo esta en calibre y las curvas densidad y sónico tienen el mismo desarrollo. Sin embargo, tambien se observa una inversión de las lecturas de SP (deflexiones positivas). El agua de formación tiene una salinidad de 25,000 ppm de NaCl. No se dispone de información del lodo de perforación pero pareciera que esta inversión ocurriria (seria necesario que Rw > Rmf en un intervalo y que Rw < Rmf inmediatamente después).

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Debido a esta incertidumbre se decidió correr un registro RST en ambos modos, C/O y Sigma para complementar la información existente de registros de pozo abierto y mejorar la evaluación de la formación (litología, porosidad y saturación). Los datos se adquirieron en 2002. Los resultados se muestran en la figura 7. La presentación es similar a la del ejemplo anterior. Lo primero que resalta es la separación entre los conteos normalizados RSCN y RSCF en el carril 4 en los intervalos 1283-1297 y 1321-1347 m, indicando cualitativamente la presencia de gas. También se puede ver alguna presencia de gas en el intervalo 1355-1380 m. Sigma y la relación C/O indican aparentemente, la presencia de hidrocarburos en los mismos intervalos. No obstante, como se justifica el incremento en las relaciones C/O en presencia de gas, el cual tiene una densidad baja de carbón?. La explicación puede verse del Spectrolith en el carril 10. Ahí se observa que las arenas de Xicalango tienen un contenido alto de carbonatos, probablemente no solo como material cementante sino en la forma de granos y fragmentos de roca también (los sedimentos contienen una gran cantidad de conchas marinas). En el carril 6 se graficó las relaciones C/O (FCOR, NCOR) junto con la curva de calcio del espectro de captura. Allí podemos ver que hay una correlación positiva entre los dos. Si asociamos este Ca a Calcita y sabemos que este mineral tiene carbón en su composición química, entonces comprendemos que probablemente en este pozo las relaciones C/O están respondiendo más al carbón en la roca que al carbón en el fluido. Técnicas modernas de procesamiento permiten compensar por el carbón inorgánico (carbón en los minerales) cuando se computa la saturación de hidrocarburos con herramientas C/O. Sin embargo, debido a la baja densidad de carbón en el gas, generalmente no se recomienda el uso de las técnicas de C/O en pozos de gas y es mejor emplear un método alternativo. Por consiguiente, usamos la curva SIGM para computar la saturación de gas usando una ecuación lineal:

∑∑==

∗+∗=m

jjfluidjfluid

n

iii VOLSIGMVOLSIGMSIGM

0__

0min_min_log

Considerando solo agua y gas como fluidos, la ecuación se puede simplificar:

gwat

n

iii SIGMSwSIGMSwVOLSIGMSIGM ∗−∗Φ+∗Φ+∗= ∑

=

)1(*0

min_min_log

La ecuación anterior requiere de un conocimiento exacto de la composición mineralógica de las rocas para computar valores correctos de Sw. Esta información la provee el análisis Spectrolith . Otro punto interesante para recalcar es que en este caso el volumen de gas computado por el RST fue más grande que los volúmenes originales obtenidos de los registros resistivos. Una posibilidad es que los registros originales estén afectados por el contenido de arcilla o laminaciones finas, reduciendo las resistividades medidas y por lo tanto las saturaciones de gas calculadas. El RST responde primariamente al gas toal en formación y no es afectado por las capas delgadas. Otra explicación podría ser una invasión profunda de filtrado del lodo que afecta a las lecturas de resistividad SN y LN. Basado en la interpretación del RST se decidió disparar los dos intervalos encima de la zona completada anteriormente. El intervalo superior, 1280-1298 dio inicialmente 3 MMSCFD. El segundo, 1320-1345 m produjo 6 MMSCFD. En la figura 8 se muestra la historia de producción de los últimos 8 años del pozo Xicalango 7-B. Después de esta exitosa reparación la producción de gas se incrementó considerablemente. Caso 3.- Campo Comoapa. El campo es parte del Activo Muspac. Los horizontes productivos se localizan en carbonatos del Cretácico superior. El pozo Comoapa 12 se terminó y empezó a producir en 1981, con producciones iniciales de cerca de 1000 BOPD de aceite y 2 MMSCFD de gas. Entre 1981 y 1987 se dispararon varios intervalos a 4335-4343 m, 4348-4389 m y 4390-4436 m. El pozo se cerró en 1987 debido a una disminución en la producción de aceite y un incremento en el corte de agua. En el 2001 se inició una reparación para reactivar al pozo disparando nuevos intervalos, re-disparando los viejos y efectuando estimulaciones matriciales. La única información de registros de agujero descubierto era GR, resistividad y sónico (ver figura 9). Errores en el cálculo del volumen de arcilla del rayos gamma pueden producir errores significativos en la porosidad. La respuesta de GR en carbonatos se complica por la presencia de

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cantidades variables de Uranio, el cual puede sustituir al Calcio en el cristal de carbonato. Un método alternativo podría ser obtener un volumen de arcilla usando el gráfico cruzado Neutrón-Densidad, pero la calcita dolomitizada puede fácilmente confundirse con arcilla y no se disponía de estos registros de cualquier forma. Para evaluar adecuadamente este intervalo y seleccionar nuevos intervalos para disparar, se decidió correr el registro RST en modos Sigma y C/O para obtener la porosidad y litología. Usando el programa Spectrolith se computaron los componentes básicos de la columna litológica: Arcilla, QFM (Cuarzo-Feldespato-Mica) y Carbonato. Con el Calcio inelástico y Magnesio se computó un “Índice de Dolomita” como sigue:

3776.01

111/ ∗

+

==CaFMgF

MgFCARBDOLODOLO totalvolindex

En donde:

DOLOvol = Fracción de volumen de dolomita

CARBtotal = Fracción total de volumen de carbonato

F1Mg = Magnesio inelástico F2Ca = Calcio inelástico El factor 0.3776 viene de la composición química de la dolomita: CaCO3MgCO3, la cual contiene Ca y Mg. Para completar el análisis petrofísico se combinaron la litología del RST y la porosidad y medidas de resistividad en pozo abierto. A pesar de que la salinidad es conocida y relativamente alta (130 kppm NaCl), ni el Sigma ni la relación C/O pueden proporcionar saturaciones confiables debido a las bajas porosidades (en promedio 4-8%). La figura 10 muestra los resultados del análisis. Cerca de 4375 m hay un agudo incremento de las relaciones C/O causado principalmente por un contacto aceite/agua en el pozo. En la figura 11 podemos ver como el contacto se estaba moviendo lentamente hacia abajo en las diferentes pasadas adquiridas en modo inelástico. En la figura 12 es también claro como los fluidos en el pozo se segregan y porque las relaciones C/O no tiene una resolución suficiente para calcular una saturación de hidrocarburos confiable en esta baja porosidad (< 10%). También podemos observar de la figura 10, una indicación de un posible contacto gas/aceite en la

formación a partir de la sobre posición de RSCN-RSCF y el cruce de SPHI-TPHI a 4358 m. Al comparar la curva GR con el análisis Spectrolith confirmamos que hubiera sido imposible calcular el volumen de arcilla solo del GR. Viendo el intervalo 4343-4353 m, es interesante notar la correlación de lecturas altas de GR con el Magnesio inelástico (Carril 10, Figura 10) y el volumen de dolomita en la evaluación volumétrica (carril 9). En este caso el GR alto se debe mayormente a la presencia de dolositas y no a minerales de arcilla. Estos intervalos dolomitizados podrían aumentar la porosidad y permeabilidad y ser atractivos para disparar. Basados en la evaluación del RST y otros registros, se dispararon los intervalos 4390-4436 y 4418-4441 m. El pozo fue inducido con nitrógeno y produjo poco aceite y gas pero la presión en la cabeza cayó rápidamente a cero. A pesar de que la reparación no fue exitosa, se puede concluir algo importante. La evaluación petrofísica y las saturaciones obtenidas con el RST permiten calcular la condición estático actual de los fluidos pero esto puede no ser suficiente. En algunos casos es también importante considerar las condiciones dinámicas (presiones) y verificar si hay suficiente energía para producir los hidrocarburos. CONCLUSIONES De los ejemplos mostrados podemos concluir que: • Los registros PNC y PNC son una valiosa

herramienta para detectar reservas descartadas en muchos campos y ambientes geológicos de la Región Sur.

• Con estas técnicas se mejoró la tasa de éxito

en las reparaciones ayudando a incrementar la producción y usando más efectivamente los recursos disponibles.

• Los registros PNS fueron muy útiles,

particularmente en campos de aceite con inyección de agua dulce, donde otras técnicas como el registro PNC pueden producir resultados incorrectos.

• Los registros PNC y PNS han sido también

usados juntos para detectar y evaluar exitosamente zonas con gas.

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• Los registros PNC y PNS se usaron para

complementar la información incompleta de registros de pozo abierto, proporcionando información valiosa de litología y porosidad para obtener un análisis petrofísico más exacto o mejorar las evaluaciones existentes de la formación.

• Los resultados de las evaluaciones de Sw proporcionaron información valiosa para actualizar los modelos dinámicos del yacimiento.

• La adquisición de la herramienta PNS por

parte de Servicios a Pozos, PEMEX a una compañía líder de servicios ha generado una alianza que genera valor demostrándose en términos de reservas agregadas y una producción incrementada.

BIBLIOGRAFÍA Formation Testing and Sampling Through Casing, Oilfield Review, primavera 2002. 1 K.A. Burgess, T.D. MacDougall, R.W. Siegfried, T.G. Fields, Wireline-Conveyed Through-Casing Formation Tester That Preserves Casing Integrity, SPE 72371, SPE Eastern Regional Meeting held in Canton, Ohio, 17–19 Octubre 2001. 1 D. Benimeli et al., A New Technique For Faster Resistivity Measurements In Cased Holes, 2002 SPWLA Annual Conference, 2002. 1 Plasek, R.E., Adolph, R.A., Stoller, C., Willis, D.J.,Bordon, E.E. and Portal, M., “Improved Pulsed NeutronCapture Logging With Slim Carbon-Oxygen Tools:Methodology,” SPE 30598, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Octubre 22-25, 1995.

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Figura 1. Localización de los campos incluidos en este estudio

8

Figura 2. Perfil típico de un pozo Cinco Presidentes

Figura 3. Registros de agujero descubierto y evaluación petrofísica básica del pozo Cinco Presidentes 152

9

0

1

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

Jan-8

3

Jan-8

5

Jan-8

7

Jan-8

9

Jan-9

1

Jan-9

3

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5

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7

Jan-9

9

Jan-0

1

Jan-0

3

Jan-0

5

Jan-0

7

0

1

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

BWPDBOPDCumulative OilGOR m3/m3

Production commingled three intervals

First Workover

Second Workover

Interval opened after RST analysis

Figura 4.- Historia de producción del pozo Cinco Presidentes 152

Oil GasBOPD MMSCFD

2001 6,642 9.72

2002 16,787 33.74

2003 7,970 24.49

Totals 31,399 67.95

Tabla 1.- Producción agregada con apoyo de Registros PNC y PNS

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Figura 5.- Interpretación del registro RST (PNS) del pozo Cinco Presidentes 152

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Figura 6.- Registros de agujero descubierto del pozo Xicalango 7-B

Disparos originales

12

Figura 7.- Interpretación del registro RST (PNS) del pozo Xicalango 7-B

13

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

Jan-8

6

Jan-8

8

Jan-9

0

Jan-9

2

Jan-9

4

Jan-9

6

Jan-9

8

Jan-0

0

Jan-0

2

Jan-0

4

Jan-0

6

Gas

(MM

SCFD

)

0.00

2000.00

4000.00

6000.00

8000.00

10000.00

12000.00

Gas (MMSCFD)Cumul. Gas(MMSCF)

Workover based on RST

Figura 8.- Historia de producción del pozo Xicalango 7-B

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Figura 9.- Análisis de Registro RST y Registros de agujero abierto del pozo Comoapa 12

Posible contacto gas/aceite en formación

Posible contacto aceite/agua en el pozo

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Figura 10.- Pasadas C/O del pozo Comoapa 12

Figura 11.- Gráfico cruzado relación Cercano.Lejano C/O del pozo Comoapa 12