Invierno de 2005/2006

Evaluación de formaciones durante la perforación

Mediciones de presión

Tecnología sísmica terrestre

Imágenes para la colocación de pozos

Oilfield Review

05_OR_004_S

Obtener ganancias hoy en lugar de invertir en tecnologías paraincrementar los ingresos de mañana, es una dicotomía que hostigapermanentemente a la industria de exploración y producción(E&P). La elección se facilita si se admite una tercera alternativa:la asociación entre las compañías operadoras y las proveedoras deservicios. Numerosos avances resultantes de las actividades deinvestigación y desarrollo llevadas a cabo en un ambiente de cola-boración, han permitido mejorar las capacidades de desarrollo decampos petroleros, la eficiencia, la seguridad y la rentabilidad.Entre estos avances, pocas tecnologías han producido un impactomás grande que las tecnologías de adquisición de registros durantela perforación (LWD, por sus siglas en inglés).

Mientras la industria de perforación concebía mejores formasde acceder a las reservas de hidrocarburos mediante la perfora-ción de pozos horizontales y de alto ángulo, se hizo necesaria lamodificación del método de operación de las herramientas utiliza-das para evaluar los yacimientos. Muchos de quienes operan en elsector industrial miraron con recelo la idea de registrar las forma-ciones durante la perforación, cuando ésta fue presentada por pri-mera vez en la década de 1980. A los petrofísicos les preocupabael hecho de que nunca podrían adquirir el tipo, calidad y cantidadde datos requeridos para evaluar correctamente el potencial delos yacimientos.

Desde el comienzo, resultó evidente que existían tremendosobstáculos técnicos por superar. Por ejemplo, los sensores debíanrobustecerse para tolerar los rigurosos ambientes de perforación.Los científicos e ingenieros tenían que minimizar los cuellos debotella impuestos por los sistemas de telemetría LWD para trans-mitir información suficiente a la superficie y hacer que las medi-ciones LWD resultaran de utilidad. La industria respondió conéstos y otros avances técnicos necesarios.

En la década de 1990, muchos campos petroleros grandes estabanexperimentando problemas de declinación de la producción. En re-giones productoras tales como el Mar del Norte, los operadores sequedaron con las áreas prospectivas más pequeñas y riesgosas, quedemandaban colocaciones de pozos más exactas y precisas y unconocimiento claro del potencial de los yacimientos, basado en losregistros. A fines de la década de 1990, Conoco, hoy ConocoPhillips,y Total formalizaron el concepto de Pozo Descubridor para adap-tarse a las nuevas demandas técnicas y económicas de la perfora-ción en áreas prospectivas pequeñas y de alto riesgo.

Este concepto se basaba en la premisa de que una compañíaoperadora podía limitar su exposición financiera al comienzo de laetapa de desarrollo del campo mediante la rápida perforación depozos exploratorios verticales, la evaluación de los intervalos pro-ductivos potenciales con técnicas LWD, y el posterior abandono deestos Pozos Descubridores, eliminando de este modo el costo deentubación. Las decisiones de desarrollo basadas en los datos limi-tados adquiridos en el Pozo Descubridor se tomaban a un costo re-lativamente bajo, permitiendo dirigir los recursos hacia el desarrollode áreas prospectivas con máximo potencial. Las herramientasLWD contribuyeron en gran medida al éxito de esta estrategia.

Hoy en día, los operadores optan por adquirir registros duranteo después de la perforación en base a los requisitos de un pozo,campo o región en particular. Las tecnologías LWD ahora sonindispensables en muchas regiones productoras y las tecnologíasde adquisición de registros con herramientas operadas con cableresultan cruciales en áreas donde se requieren procedimientos demuestreo y evaluación de formaciones globales.

Adquisición de registros durante la perforación: búsqueda de un equilibrio a través del tiempo

Las herramientas LWD han seguido evolucionando para satisfa-cer las necesidades industriales. Por ejemplo, el nuevo serviciomultifunción de adquisición de registros durante la perforaciónEcoScope* ha elevado las capacidades LWD para la evaluación deformaciones (véase “Evaluación de formaciones durante la perfo-ración,” página 4). Las nuevas mediciones, que definen con másclaridad la litología y los fluidos de yacimiento, se incluyen en uncollar de medición, lo que posibilita la ejecución de evaluacionesde formaciones globales de zonas más cercanas a la barrena. Laadquisición de datos cruciales en forma más rápida y de puntosmás cercanos a la barrena ofrece numerosas ventajas. Por ejemplo,ConocoPhillips actualmente utiliza los registros LWD y el análisisde marcadores bioestratigráficos para determinar la profundidadprecisa en la cual asentar la tubería de revestimiento intermediapor encima del yacimiento, proceso que puede insumir más de treshoras. Mediante la reducción de la distancia que media entre lossensores y la barrena en la herramienta EcoScope, se redujo tantola incertidumbre como el tiempo de equipo de perforación. Esto setradujo en un mejoramiento del proceso de toma de decisionesdurante las operaciones de geonavegación, geodetención y perfora-ción direccional.

Muchas de las ventajas logradas, tales como el uso restringidode fuentes químicas en la herramienta EcoScope, son el resultadode la comunicación de las prioridades de la industria y de losesfuerzos de colaboración. En uno de esos esfuerzos de colabora-ción, el Equipo de Liderazgo Conjunto de ConocoPhillips y Schlumberger procura identificar las tecnologías de Schlumbergerque producirán mayor impacto sobre los activos de ConocoPhillips.Por ejemplo, después de que el Equipo de Pozos de ConocoPhillips,en colaboración con especialistas de Schlumberger, recomendaraque se corriera la nueva herramienta direccional de generación deimágenes profundas durante la perforación PeriScope* en elCampo Callanish del Mar del Norte, el Equipo de Liderazgo Conjunto ayudó a difundir la tecnología entre otros equipos de trabajo. La herramienta PeriScope ya ha ayudado a contactar másareniscas prospectivas y evitar las capas de lutita de baja permea-bilidad. Iniciativas como la del Equipo de Liderazgo Conjunto ayudarán a ConocoPhillips a lograr el equilibrio justo entre la rentabilidad de hoy y la inversión para el futuro.

Kim WatsonGeólogo de planta, Unidad de Negocios del Mar del NorteConocoPhillipsAberdeen, Escocia

Kim Watson se desempeña actualmente como líder del equipo de exploraciónpara la Unidad de Operaciones del Sector Sur del Mar del Norte de ConocoPhillips. Kim ingresó en Conoco, ahora ConocoPhillips, en 1981 y trabajó en diversos lugares de Medio Oriente, Lejano Oriente, EUA y el ReinoUnido. Posee conocimientos técnicos especiales de muchos aspectos delámbito de las geociencias en geología de exploración, desarrollo y operaciones,incluyendo una breve misión interfuncional como superintendente de perforación.Kim se graduó en la Universidad de Edimburgo, Escocia, con mención honorífica en geología.

1

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de SchIumberger.

Schlumberger

Oilfield Review4 Evaluación de formaciones

durante la perforación

Una innovadora herramienta de adquisición de registros duran-te la perforación y un nuevo programa de interpretación de losregistros permiten a los petrofísicos e ingenieros evaluar elpotencial de los yacimientos inmediatamente después de lapenetración de la barrena. Este artículo describe estos desarro-llos y demuestra su utilidad en algunos casos del Golfo deMéxico, el Mar del Norte y Medio Oriente.

26 Las presiones de las operaciones de perforación y producción

Las compañías de exploración y producción deben pronosticar,medir y manejar la presión de formación durante la perforaciónde pozos y la producción de petróleo y gas. Este artículo exami-na el desarrollo de los sistemas de geopresión. Algunos casosprácticos ilustran cómo los perforadores, geólogos e ingenierosestán utilizando técnicas de avanzada para la predicción, detec-ción y manejo de la presión. Estas técnicas posibilitan que lospozos se perforen con más seguridad y se coloquen con mayorprecisión, así como también que los yacimientos se manejen demanera de optimizar la recuperación de petróleo y gas.

0.5

Profundidad, km

1.01.52.02.53.03.5

1412

10y, km x, km

86 6

810

1214

16

Calcio

Silicio

Aluminio

Azufre

Hierro

Herramienta xPETHerramienta ECS

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. Andersen

Editores consultoresGretchen M. GillisLisa Stewart

Editores seniorMark E. TeelMatt Garber

EditoresDon WilliamsonRoopa GirMatt Varhaug

ColaboradoresRana RottenbergJoan Mead

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

E-mail: mail@linced.com;http://www.linced.com

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

2

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: editorOilfieldReview@slb.com

Dirigir las consultas de distribución a:Jesús Mendoza RuizTeléfono: (52) 55 5263 3010Facsímile: (52) 55 5263 3191E-mail: jesus@mexico-city.oilfield.slb.com

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

Invierno de 2005/2006Volumen 17

Número 3

72 Colaboradores

76 Nuevas Publicaciones y Próximamente en Oilfield Review

3

48 Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre

La adquisición de datos sísmicos repetibles, confiables y de altaresolución fue el sueño de los geocientíficos e ingenieros de yaci-mientos durante varias décadas. Este artículo introduce un siste-ma de adquisición y procesamiento de datos sísmicos consistenteen un sensor unitario, que provee información detallada sobre losyacimientos imposible de obtener con la tecnología sísmica con-vencional. Este enorme salto hacia adelante es tan significativocomo el paso de la registración sísmica bidimensional a la regis-tración sísmica tridimensional de la década de 1980.

60 Hacia un mejoramiento de la producción

Las técnicas de geonavegación se utilizan para maximizar laexposición de los pozos a las zonas productivas. Se han desa-rrollado tecnologías para determinar la distancia y direcciónhacia los contrastes de resistividad durante la perforación.Una nueva capacidad para determinar la distancia y tambiénla dirección hacia la formación o los contactos de fluidosayuda a los geocientíficos a optimizar las trayectorias de lospozos. Esto está produciendo un impacto significativo sobre laproducción de los campos maduros, como lo demuestran algu-nos ejemplos del Mar del Norte.

Syed A. AliChevron Energy Technology Co.Houston, Texas, EUA

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

George KingBPHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Y.B. SinhaConsultor independienteNueva Delhi, India

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

En la portada:

El servicio LWD multifunción EcoScope*integra una serie completa de registrosútiles para la evaluación de formaciones,colocación de pozos, así como tambiénmediciones para la optimización de laperforación en un collar de 7.9 m [26pies] diseñado para incrementar la eficiencia operativa y reducir el riesgo.Este collar incluye mediciones de rayosgamma, densidad y neutrón sin fuentes,datos de espectroscopía, mediciones delparámetro sigma, y mediciones de cho-ques y vibraciones, inclinación, presiónanular y rayos gamma azimutales.

* Marca de Schlumberger

Oilfield Review es una publicación tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicosrelacionados con la búsqueda y produc-ción de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

Cuando se menciona sólo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

© 2006 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

Evaluación de formacionesdurante la perforación

Bob AdolphChris StollerPrinceton, Nueva Jersey, EUA

Mike ArcherChevronLafayette, Luisiana, EUA

Daniel CodazziTamir el-HalawaniPatrick PerciotGeoff WellerClamart, Francia

Mike EvansSugar Land, Texas, EUA

Jeff GrantHouston, Texas

Roger GriffithsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Don HartmanGerald SirkinDevon Energy CorporationHouston, Texas

Makoto IchikawaJapan Oil, Gas and Metals NationalCorporation (JOGMEC)Chiba, Japón

Graham ScottNexen Petroleum U.K. LimitedAberdeen, Escocia

Ian TribeAberdeen, Escocia

David WhiteCambridge, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Françoise Allioli, Clamart, Francia; Sonny Auld,Emma Jane Bloor y Sonny Johnston, Sugar Land, Texas;Zoila Cedeño, Ivor Gray, Bart Hughes y Russ Neuschaefer,Houston; y a Chatham Grimmer, Youngsville, Luisiana.adnVISION, APS (Sonda de Porosidad de Acelerador deNeutrones), arcVISION, DecisionXpress, DSI (herramientade generación de Imágenes Sónica Dipolar), EcoScope,EcoView, ECS (Espectroscopía de Captura Elemental),ELANPlus, GeoFrame, geoVISION, GVR (resistividadgeoVISION), Minitron, Orion, Platform Express, RAB(Resistividad frente a la Barrena), RST (herramienta deControl de Saturación del Yacimiento), SpectroLith, TDT(Tiempo de Decaimiento Termal), TeleScope y WellEye sonmarcas de Schlumberger.

La evaluación de formaciones precisa y oportuna constituye un elemento esencial del

negocio de exploración y producción. En el pasado, los operadores debían adoptar

soluciones intermedias entre las ventajas de las herramientas de adquisición de

registros durante la perforación en tiempo real y la evaluación de formaciones más

global de las técnicas aplicadas en herramientas operadas con cable. Una nueva

herramienta integrada de adquisición de registros durante la perforación, junto con

un potente programa de interpretación, establece un nuevo estándar en términos de

seguridad y eficiencia y reduce la incertidumbre asociada con la evaluación de

formaciones.

Las compañías de exploración y producción hanestado anticipando una forma más rápida, mássegura y más global de evaluar el potencial pro-ductivo de los yacimientos de petróleo y gas yposicionar correctamente los pozos productivosmediante la utilización de herramientas deadquisición de registros durante la perforación(LWD, por sus siglas en inglés). Hasta no hacemucho, las propiedades básicas de las formacio-nes, tales como la resistividad y la porosidad,además de las mediciones relacionadas con lasoperaciones de perforación, tales como la incli-nación, la vibración y la presión anular, seadquirían apilando las herramientas de medi-ción individuales en largos arreglos de fondo de

pozo (BHAs, por sus siglas en inglés). La cone-xión y desconexión de estos arreglos puedenimplicar un tiempo considerable durante los via-jes de entrada y salida de un pozo. Quizá másimportante es el hecho de que las distanciasmás largas existentes entre la barrena y los sen-sores provocan demoras con las mediciones yobligan a los ingenieros y geocientíficos a espe-rar la información que, en muchos casos, podríaincidir en forma inmediata en los procedimien-tos de perforación y en la identificación deobjetivos.

Entre las prioridades de la técnica de adqui-sición de registros durante la perforación,identificadas durante una encuesta llevada a

1. Weller G, Griffiths R, Stoller C, Allioli F, Berheide M,Evans M, Labous L, Dion D y Perciot P: “A NewIntegrated LWD Platform Brings Next-GenerationFormation Evaluation Services,” Transcripciones del 46ºSimposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo H.

Invierno de 2005/2006 5

cabo en la industria petrolera, se encuentra justa-mente la reducción de la distancia existenteentre la barrena y los sensores LWD. La reducciónde esta distancia mitiga los efectos ambientalessobre las mediciones y reduce el tiempo deespera para la adquisición e interpretación de losdatos necesarios para la toma de decisionesclave.1 Además del mejoramiento de la confiabili-dad de la herramienta y del incremento de lasvelocidades de transmisión de los datos a lasuperficie en tiempo real, los encuestados mani-festaron su deseo de eliminar las fuentesradioactivas químicas de las herramientas LWD.

El tiempo que debimos esperar para vermejoradas estas capacidades ha llegado a su fin.

Los científicos e ingenieros de Schlumberger handesarrollado una herramienta LWD integrada quesatisface estas necesidades y provee importantesmediciones de perforación y adquisición de regis-tros. Éstas incluyen mediciones ya obtenidas conlas herramientas LWD existentes, previamentesólo provistas mediante el empleo de herramien-tas operadas con cable que proporcionaninformación sobre la litología y los fluidos de lasformaciones. Un innovador diseño de herra-mienta reduce la longitud de toda la sección demedición a un solo collar de 7.9 m [26 pies] yofrece una opción de adquisición de registros sinfuentes radioactivas que mitiga el riesgo para elpersonal, el medio ambiente y el pozo.

Este artículo examina brevemente la historiade las tecnologías de adquisición de medicionesdurante la perforación (MWD, por sus siglas eninglés) y LWD, junto con sus ventajas y limitacio-nes. Además introducimos el nuevo serviciomultifunción de adquisición de registros durantela perforación EcoScope y describimos sus medi-ciones y los obstáculos superados durante sudesarrollo. Algunos ejemplos de campo demues-tran los primeros impactos de esta tecnología ydel programa de interpretación que trae aso-ciado en la explotación de yacimientos del Golfode México, el Mar del Norte y Medio Oriente.

Avances encima de la barrenaLa progresión tecnológica de la obtención demediciones durante la perforación ha sido cons-tante pero se ha visto un tanto limitada por lasdificultades que implica la transmisión de datosa la superficie en el ambiente del pozo. Normal-mente, los datos analógicos de los sensores LWDson convertidos en datos binarios en el fondo delpozo. A través de la utilización de un mecanismode restricción del flujo en la corriente de flujodel fluido de perforación, los datos son transmi-tidos mediante la generación de pulsos depresión positivos o negativos. Estos pulsos depresión que se transmiten a través de lacolumna de lodo, en el interior de la columna deperforación, son leídos en la superficie por lossensores de presión y luego son registrados yprocesados.

Otro tipo de mecanismo de transmisión dedatos utiliza válvulas rotativas con un moduladorque genera una onda de presión continua paratransmitir la información.2 Los avances recientesregistrados en esta tecnología se tradujeron envelocidades de transmisión de datos que llegan acuadruplicar el promedio de la industria y sonmucho menos susceptibles al ruido de las opera-ciones de perforación y las bombas de lodo, y a laspérdidas de velocidad de los motores de fondo.

Esta tecnología se aplica en la plataforma de tele-metría de alta velocidad Orion y en el servicio detelemetría durante la perforación, de alta veloci-dad, TeleScope (arriba).

Las primeras herramientas MWD fueron desa-rrolladas a comienzos de la década de 1970 paramedir las propiedades relacionadas con la perfo-ración, tales como la inclinación y el azimut, queson esenciales en las operaciones de perforacióndireccional.3 Importantes mediciones adicionales,tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre labarrena (WOB, por sus siglas en inglés) y la tem-peratura, permiten a los perforadores y a losingenieros de perforación vigilar rutinariamente(monitorear) los parámetros de desempeño de laperforación en el fondo del pozo, en tiempo real,en lugar de inferirlos a partir de las mediciones desuperficie. En general, las mediciones MWD obte-nidas en tiempo real son monitoreadas paraayudar a optimizar el proceso de perforación, evi-tar problemas de perforación y monitorear latrayectoria del pozo para asegurar que se alcanceel presunto objetivo.4

Estas primeras mediciones mejoraron el cono-cimiento de los procesos de perforación dinámicaque poseía la industria. Como resultado, las ope-raciones de perforación se volvieron más eficaces,menos riesgosas, y a menudo menos costosas.

Por ejemplo, ahora existen menos fallas catas-tróficas de pozos que obliguen a las compañías aperforar pozos de re-entrada o a abandonarpozos existentes. La calidad de los pozos hamejorado, reduciéndose los costos y los proble-mas asociados con la cementación. La reducciónde la rugosidad del pozo también mejora la cali-dad de la evaluación de formaciones tanto condispositivos operados con cable como con herra-mientas LWD.

Las primeras mediciones LWD fueron desa-rrolladas a comienzos de la década de 1980 paraidentificar los estratos penetrados y, en muchoscasos, para confirmar la posición de la barrenacon respecto a la formación, en lugar de basarseúnicamente en la profundidad medida. Estacapacidad facilitó la implementación de cam-bios en la trayectoria del pozo para sortearpeligros y penetrar el yacimiento objetivo.5 Latecnología LWD servía además como forma alter-nativa de adquirir datos de formaciones básicosen zonas en las que la adquisición de registroscon herramientas operadas con cable resultabadificultosa, tales como en pozos altamente des-viados y horizontales, o en pozos con agujerosproblemáticos. Otro objetivo importante de latécnica de registración del pozo durante la per-foración era medir las propiedades de los fluidosde formación antes de que el proceso de perfora-ción—particularmente la invasión de los fluidosde perforación—perturbara significativamenteel yacimiento, en la zona vecina al pozo.

Las técnicas de generación de imágenes dela pared del pozo han sido desplegadas conherramientas operadas con cable desde ladécada de 1960. Con el mejoramiento de lasvelocidades de transmisión de datos durante laperforación, que tuvo lugar durante la últimadécada, técnicas similares se han convertido enuna parte importante de las operaciones LWD.6

Por ejemplo, las imágenes en tiempo real prove-nientes de las herramientas LWD, tales como laherramienta de Resistividad frente a la BarrenaRAB y la herramienta de resistividad geoVISIONGVR, se utilizan para evaluar la estratificaciónde las formaciones, identificar fracturas, asistiren la evaluación de formaciones y dirigir las ope-raciones de geonavegación y geodetención.7 Amedida que mejoraron y aumentaron en númerolas mediciones LWD, se incrementó también suutilización para ayudar a los operadores a tomardecisiones de perforación cruciales y determinarel estado de esfuerzos alrededor del pozo.8 Ade-más, la tecnología LWD está desempeñando unrol importante tanto en el diseño de las opera-ciones de terminación como en el diseño de lostratamientos de estimulación de pozos.

6 Oilfield Review

Módulo de generación de potencia

Módulo de dispositivos electrónicos

Módulo de transmisión

> Tecnología de telemetría de ondas continuas LWD y MWD. El collar de telemetría durante la perfo-ración, de alta velocidad, TeleScope contiene una turbina que genera la potencia para la herramientamultifunción de adquisición de registros durante la perforación EcoScope y elimina la necesidad dedisponer de baterías de litio. Cuando la válvula rotativa del modulador TeleScope gira, restringe yabre alternadamente el flujo del lodo de perforación a través del collar, generando una onda depresión continua que transmite la señal telemétrica.

Invierno de 2005/2006 7

Desafíos durante la perforaciónLos cambios producidos en el ambiente de lazona vecina al pozo desde el momento en que seinicia la perforación hasta el momento de laadquisición de registros con herramientas ope-radas con cable, y las diferencias propias de losdiseños de las herramientas, deben tomarse encuenta cuando se comparan las mediciones LWDcon las de los registros adquiridos con herra-mientas operadas con cable.9 No obstante, existecomúnmente un hecho indiscutido: la regiónvecina al pozo es menos perturbada inmediata-mente después de la penetración de la barrenaque luego de transcurridos varios días o sema-nas, cuando tiene lugar la adquisición deregistros con herramientas operadas con cable.

El número de mediciones LWD continúa cre-ciendo, pero en muchas áreas aún se prefierenlos registros adquiridos con herramientas opera-das con cable, especialmente cuando los costosde los equipos de perforación son moderados, lainclinación del pozo es baja y las condiciones depozo son satisfactorias. Además, el rango y laversatilidad de las capacidades de medición ymuestreo de las herramientas operadas concable constituyen razones imperiosas para la uti-lización de tales herramientas.

Hasta hace poco, muchas mediciones queayudan a identificar los fluidos de formación—gas, petróleo y agua—no se desplegaban en lossistemas LWD. Un ejemplo lo constituye la medi-ción de la sección transversal de captura deneutrones termales que determina la probabili-dad de que un neutrón termal sea capturado porlos núcleos de la formación. La captura de neu-trones produce la emisión de rayos gamma. Lamedición del decaimiento de la señal de rayos

gamma con el tiempo se utiliza comúnmentepara determinar la sección transversal de cap-tura de neutrones termales promedio, oparámetro sigma, de la formación, lo que ayuda acaracterizar los fluidos del espacio poroso en lasproximidades del pozo.10 Las formaciones quecontienen un porcentaje considerable de aguade alta salinidad poseen valores de sigma, Σ , ele-vados porque el cloro [Cl] tiene una seccióntransversal de captura de neutrones termalesgrande, mientras que las formaciones que con-tienen petróleo, gas o agua dulce exhiben valoresde sigma más bajos. Se trata de algo similar a larespuesta de la conductividad típica, lo que per-mite a los petrofísicos utilizar el valor de sigmapara el cálculo de la saturación de agua, Sw.

Esto resulta de particular utilidad en las zonasproductivas de baja resistividad, donde los cálcu-los basados en la resistividad son a menudoengañosos y pueden hacer que se omita la zonaproductiva (arriba).

La medición del parámetro sigma es relativa-mente somera, comparada con las medicionesde resistividad profunda, de manera que la inva-sión del filtrado de lodo con frecuencia reducesu efectividad. Por lo tanto, la medición delparámetro sigma antes de que se produzca unainvasión significativa da como resultado una des-cripción más representativa de los fluidos deyacimiento y, en consecuencia, un mejor puntode referencia para el valor de sigma, informa-ción muy conveniente para los petrofísicos.

2. Los generadores de pulsos de presión con válvulasrotativas, que en forma alternada restringen y abren elflujo del fluido de perforación, hacen que se generenondas de presión variables en el fluido de perforación, auna frecuencia de onda portadora que es proporcional ala tasa de interrupción. Los datos de respuesta de lossensores de fondo son transmitidos a la superficie através de la modulación de esta frecuencia de ondaportadora acústica.

3. http://www.oilonline.com/news/features/dc/20050118.BACK_TO_.16901.asp (Se accedió el 17 de agosto de 2005).Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J,Prevedel B, Lüling M y White J: “Measurements at theBit: A New Generation of MWD Tools,” Oilfield Review 5,no. 2/3 (Abril/Julio de 1993): 44–54.

4. http://www.oilonline.com/news/features/oe/20050314.Scope_of.17389.asp asp (Se accedió el 17 de agosto de2005).

5. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T,Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registrospara la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de2001): 64–84.Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C,Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y TweedyM: “Real-Time Answers to Well Drilling and DesignQuestions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 2–15.

(Σvolumétrico − Σgrano) + Φ (Σgrano − ΣHC )

Φ (Σagua − ΣHC )Sw = .

Litología

Fluido Gas Petróleo Agua Aumento de la salinidad Dulce

Σ 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Arenisca = 4.3

Dolomía = 4.7

Calcita = 7.1

Anhidrita = 12

Arcillas

6. Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G,Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M,Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos baseaceite,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):2–27.Pike B: “Logging History Rich with Innovation,” Harts E&P 75, no. 9 (Septiembre de 2002): 52–55.

7. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Useof Real-Time and Time-Lapse Logging-While-DrillingImages for Geosteering and Formation Evaluation in theBreitbrunn Field, Bavaria, Germany,” artículo de la SPE71733, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 deseptiembre al 3 de octubre de 2001.

8. Bargach et al, referencia 5.9. Hansen P y Shray F: “Unraveling the Differences

Between LWD and Wireline Measurements,”Transcripciones del 37° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros, Nueva Orleáns, 16 al 19 de junio de 1996:T1–T12.

10. Para más información sobre la medición del parámetrosigma, consulte: Adolph B, Stoller C, Brady J, Flaum C,Melcher C, Roscoe B, Vittachi A y Schnorr D: “SaturationMonitoring With the RST Reservoir Saturation Tool,”Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de 1994): 29–39.

> Utilización de la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o parámetro sigma, para calcular la satura-ción de agua. El valor de sigma aumenta al aumentar el contenido de cloro [Cl] presente en la formación, por ejemplo en aguasde formación de alta salinidad. El parámetro sigma resulta útil para el cálculo de la saturación de agua, Sw porque ofrece uncontraste en las lecturas, entre el hidrocarburo y el agua de formación típica (extremo superior). Mientras la ecuación de Archiese obtuvo empíricamente y utiliza exponentes que deben ser estimados, la ecuación de respuesta del parámetro sigma es simple ylineal (extremo inferior). El parámetro sigma volumétrico, Σvolumétrico, se mide, y el parámetro sigma para el agua, Σagua, puede sercalculado a partir de la concentración de Cl en el agua de formación. El parámetro sigma para el hidrocarburo, ΣHC, normalmentese estima o se toma de los datos del análisis de petróleo. El parámetro sigma para los granos sólidos, Σgrano, puede determinarsesi se conocen las diversas fracciones de minerales. La porosidad, Φ, se calcula a partir de los datos de los registros. La utiliza-ción de los datos de espectroscopía de captura obtenidos de los registros provee información sobre la fracción de minerales.

Otro método de evaluación de los fluidos deformación es la medición del índice de hidró-geno (IH); el fundamento de las mediciones delregistro de porosidad neutrón. El tamaño delagujero, su temperatura y las propiedades dellodo pueden tener efectos significativos sobre laslecturas del registro de porosidad neutrón. Lastécnicas aplicadas en las herramientas operadascon cable utilizan dispositivos excéntricos paraminimizar estos efectos de pozo. No obstante, lasherramientas LWD típicamente se centran en elpozo, lo que hace que las correcciones por losefectos del pozo se vuelvan aún más importantesen lo que respecta a la determinación del valorde porosidad neutrón correcto. En ausencia dedatos precisos de calibre o de separación de laherramienta (standoff), las correcciones por eltamaño del agujero son imprecisas en el mejorde los casos, lo que hace que el valor de porosi-dad neutrón calculado sea demasiado bajo.

A partir de una fuente confiableHasta hace poco tiempo, las fuentes químicas deamericio-241 berilio [AmBe] eran la única fuentede neutrones de las herramientas LWD. A medidaque la industria de perforación alcanza velocida-des de penetración (ROP, por sus siglas en inglés)más altas, la precisión estadística de las medicio-nes nucleares LWD y las velocidades deregistración asociadas pueden ser factores limi-tantes en la explotación de los incrementospotenciales de la ROP. Además, la utilización defuentes químicas conlleva problemas relacionadoscon la salud, la seguridad y el medio ambiente.11

Las primeras fuentes radioactivas fueron utili-zadas en la adquisición de registros de pozos amediados del siglo XX para medir las propiedadesde las formaciones subterráneas y permitir el cál-culo de la porosidad.12 Durante los últimos 50años, las compañías de servicios de campos petro-leros adoptaron medidas extraordinarias paralimitar la exposición a emisiones radioactivas através del desarrollo de procedimientos detalla-dos de almacenamiento, manipuleo y utilizaciónde fuentes radioactivas.13 El almacenamiento,verificación regular y disposición futura de estasfuentes son temas intensamente regulados por lasautoridades nucleares.14

Ocasionalmente, las herramientas de adqui-sición de registros que alojan estas fuentes seatascan en los pozos debido a la presencia deproblemas o irregularidades en los mismos, talescomo la formación de canaletas (enchaveta-mientos). Cuando las fuentes radioactivas nopueden ser recuperadas y quedan en el pozo, serequiere que los operadores empleen procedi-mientos de taponamiento y monitoreo de pozosespeciales para minimizar el impacto ambiental.

La pérdida del pozo y las operaciones en sí,incluyendo la eventual perforación de un pozode observación, pueden resultar extremada-mente costosas. Se prevé que la regulaciónmundial de las fuentes de adquisición de regis-tros radioactivas se volverá más rigurosa y quese incrementarán los costos asociados con suutilización.

La utilización de fuentes de adquisición deregistros radioactivas en los collares LWD planteaotros problemas más complicados. El proceso decarga y descarga de la fuente es más lento quecon las herramientas operadas con cable, lo queincrementa el tiempo de operación. Además,habitualmente se requiere más personal paraconectar y desconectar el equipo LWD.

Los diseños de las herramientas LWD deSchlumberger incluyen un sistema de carga anu-lar que permite que las fuentes sean recuperadasa través de la columna de perforación utilizandocable, lo que elimina la necesidad de dejar lasfuentes en la herramienta cuando ésta se atascaen el fondo del pozo. Si bien este procedimientosuma tiempo a las operaciones de recuperación,también reduce el riesgo de daño de la fuente,mitigando así el riesgo para el medio ambiente.Este diseño anular permite la recuperación de un85% de las fuentes, mientras que los BHAs sólo serecuperan un 35% de las veces.15 Aún con lareducción de este riesgo, los operadores debieronoptar entre recuperar las fuentes y pasar mástiempo tratando de recuperar todo el BHA.

Aprendizaje durante la perforaciónEl avance tecnológico es básicamente un procesoevolutivo pero a veces resulta revolucionario.16

Los dispositivos operados con cable y las herra-mientas LWD mejoran con cada generación amedida que se desarrollan tecnologías habilita-doras y se captan y aplican conocimientos.

A diferencia de los dispositivos de adquisi-ción de registros con herramientas operadas concable, los sensores y dispositivos electrónicos delas herramientas LWD deben tolerar las enormes

fuerzas de choque y vibración asociadas con lasoperaciones de perforación. La confiabilidad delas herramientas ha mejorado en forma continuaa través de los años porque los sofisticados méto-dos de prueba redujeron considerablemente lasfallas de las herramientas causadas por choquesy vibraciones. Hoy en día, el monitoreo de cho-ques y vibraciones en tiempo real permite a losingenieros de perforación modificar los paráme-tros de perforación y las configuraciones de losBHAs con el fin de reducir estas fuerzas, prolon-gando así la vida útil de la barrena y evitandodaños al BHA, incluyendo el equipo LWD.17 Otraforma en que los responsables del desarrollo deherramientas reducen las fallas de los equiposLWD es a través de la reducción del número decollares LWD, lo que a su vez minimiza elnúmero de puntos débiles y las conexionesrequeridas en la sarta. Esto puede lograrse a tra-vés de diseños que integren los sensores parareducir las longitudes de las herramientas, loque posibilita la inclusión de múltiples sensoresen un solo collar.

Los avances en materia electrónica y elmayor conocimiento de la física de las medicio-nes se tradujeron en logros importantes entérminos de eficiencia y confiabilidad, tales comoson los avances registrados con la herramientaintegrada de adquisición de registros con herra-mientas operadas con cable Platform Express.Recientemente, las tecnologías LWD tambiénevolucionaron hacia la integración de más medi-ciones en herramientas más cortas. Losresultados incluyen la confiabilidad mejorada delas herramientas, los avances en lo que respectaa eficiencia en la colocación del pozo y las medi-ciones obtenidas más cerca de la barrena.

La brecha existente en términos de tiempo ydistancia entre la barrena y los sensores LWD amenudo obliga a los petrofísicos y los geólogos aesperar horas para poder utilizar los datos detodos los sensores disponibles con el fin de efec-tuar una interpretación exhaustiva. Además, seplantean cuestiones importantes en relación con

8 Oilfield Review

11. Kurkoski PL, Holenka JM y Evans ML: “Radiation Safetyand Environment for Measurement-While-Drilling: ADifferent Approach,” artículo de la SPE 23264, presen-tado en la Conferencia sobre Salud, Seguridad y MedioAmbiente en la Exploración y Producción de Petróleo yGas de la SPE, La Haya, 11 al 14 de noviembre de 1991.

12. http://www.spe.org/spe/jsp/basic/0,,1104_1714_1003934,00.html (Se accedió el 9 de agosto de 2005).

13. Aitken JD, Adolph R, Evans M, Wijeyesekera N,McGowan R y Mackay D: “Radiation Sources in DrillingTools: Comprehensive Risk Analysis in the Design,Development and Operation of LWD Tools,” artículo de laSPE 73896, presentado en la Conferencia Internacionalsobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en laExploración y Producción de Petróleo y Gas de la SPE,Kuala Lumpur, 20 al 22 de marzo de 2002.

14. http://www.nssihouston.com/disposal.html (Se accedióel 17 de agosto de 2005).

15. Aitken et al, referencia 13.16. Zimmerman T: “The Innovator’s Choice,” Oilfield Review

14, no. 1 (Primavera de 2002): página editorial.17. Ashley DK, McNary XM y Tomlinson JC: “Extending BHA

Life with Multi-Axis Vibration Measurements,” artículode las SPE/IADC 67696, presentado en la Conferencia dePerforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febreroal 1º de marzo de 2001.

Invierno de 2005/2006 9

Porosidad, espectroscopía y parámetro sigmaLos neutrones de alta energía emitidos por elgenerador de neutrones pulsados (PNG, porsus siglas en inglés) pierden energía a travésde la difusión elástica e inelástica con losnúcleos de la formación. Si bien la difusióninelástica desempeña un rol importante en lamoderación inicial de los neutrones, lapérdida de energía subsiguiente es dominadapor la presencia de hidrógeno. Los neutronespierden rápidamente una gran fracción de suenergía en las colisiones con el hidrógeno y sereducen a niveles de energía térmica, que sonnueve órdenes de magnitud menores que susniveles de energía iniciales.

Los neutrones de baja energía dispersadosson contados por dos equipos de detectoresde neutrones, con diferentes espaciamientoscon respecto a la fuente. Estos detectoresregistran su número como una función deltiempo. El contenido de hidrógeno de laformación domina las velocidades de conteodel detector.

Un neutrón termal continúa migrando através de la formación, experimentandomúltiples colisiones con los núcleos de laformación. Finalmente, una colisiónproducirá la absorción del neutrón por unnúcleo de la formación, lo que se conocecomo captura de neutrones, y conducirá a laemisión de rayos gamma de captura.

Las energías de los rayos gamma decaptura dependen del tipo de núcleo quecapturó el neutrón. Por lo tanto, las energíasde los rayos gamma medidos por los dosdetectores de rayos gamma reflejan loselementos presentes en la formación. Losdatos de estos detectores son registradoscomo una función del tiempo y la energía. Losespectros de rayos gamma de captura,registrados por el detector de rayos gammaposicionado más cerca de la fuente, seanalizan y se obtienen así las concentracionesde los elementos de la formación.

El espectro de decaimiento de tiempo delos rayos gamma de captura del mismodetector se utiliza para determinar elparámetro sigma. A diferencia de la mayoríade las herramientas operadas con cable queutilizan un método consistente en dosdetectores para la corrección por los efectosdel pozo, el revestimiento y la cementación, elnuevo método LWD emplea un solo detector.Esto es posible porque el collar LWDbásicamente llena el pozo y desplaza el fluidode perforación, reduciendo los efectos delpozo. Además, la mayoría de las herramientasoperadas con cable de obtención de sigma secorren fundamentalmente en pozos entubadosy, en consecuencia, requieren procedimientosde corrección y compensación por lapresencia del revestimiento y la cementación.

Herramientas de rayos gamma, densidad y neutrónLa física de las mediciones de rayos gamma,densidad y neutrón (NGD, por sus siglas eninglés) es similar a la de las mediciones delos registros gamma-gamma densidad. En elcaso de las mediciones NGD, los neutrones dealta energía emitidos desde el PNG crean unafuente secundaria, o nube, de rayos gamma apartir de las reacciones inelásticasproducidas en la formación que rodea a lafuente. Esto sirve como fuente de rayosgamma para una medición convencional degamma-gamma densidad. Estos rayos gammason detectados por un detector lejano. Dosefectos dominantes, que compiten entre sí,inciden en la señal de rayos gamma observadaen el detector de rayos gamma lejano.

El primer efecto se relaciona con eltransporte de los neutrones rápidos desde la fuente hasta los puntos de generación derayos gamma en la formación. En consecuen-cia, el alcance de la fuente de rayos gammavaría como una función del tamaño de la nubede neutrones rápidos en torno a la fuente deneutrones. El tamaño de esta nube es deter-minado fundamentalmente por el contenidode hidrógeno de la formación. Por lo tanto, esnecesario corregir las velocidades de conteoobservadas en el detector de rayos gamma por

el alcance variable de la nube de neutrones.Esto se realiza midiendo el flujo de neutronesepitermales a una distancia que escomparable a la longitud de moderación delos neutrones provenientes del PNG.1 El flujoepitermal es un excelente indicador deltamaño de la nube de neutrones.

El segundo efecto se asocia con eltransporte de los rayos gamma en la formación(arriba). Una vez que los rayos gamma hansido generados en la formación, son atenuadosa medida que viajan hacia el detector lejano através del mismo mecanismo físico—difusiónCompton—que determina la respuesta en lasmediciones de los registros gamma-gammadensidad tradicionales. En consecuencia, estarespuesta es afectada fundamentalmente porla densidad de la formación.

1. La longitud de moderación es la distancia promediocon respecto a la fuente—en este caso el PNG—en la que los neutrones alcanzan niveles de energíatérmica.

Nuevas mediciones LWD obtenidas con un PNG

> Mediciones de rayos gamma, densidad yneutrón. La física de las mediciones NGD essimilar a la de las mediciones de los registrosgamma-gamma densidad tradicionales. Losneutrones rápidos provenientes del PNG creanuna fuente secundaria de rayos gamma inelás-ticos en la formación que rodea a la fuente.Esto sirve como fuente de rayos gamma paralas mediciones de los registros gamma-gammadensidad. El tamaño de la fuente secundariadepende del transporte de los neutrones rápi-dos hacia el interior de la formación. En conse-cuencia, la señal de rayos gamma observadaen el detector lejano exhibe efectos de trans-porte de neutrones que deben ser compensa-dos cuando se obtiene una medición de rayosgamma, densidad y neutrón. Esta compensa-ción se obtiene midiendo la velocidad de conteode los neutrones epitermales a una distanciacomparable con la longitud de moderacióntípica de los neutrones de alta energía.

Detector derayos gamma

Rayos gamma

Fuente deneutrones PNG

Detector de neutronesNeutrón

la evaluación de formaciones. Las grandes diferen-cias existentes entre los tiempos en que losdiversos sensores atraviesan una profundidaddada pueden conducir a discrepancias de profun-didad entre las mediciones y a ambigüedades enlas interpretaciones. Además, los efectos de lainvasión cambian durante el período en que lasdiversas mediciones escalonadas pasan un deter-minado punto del pozo. Los cambios producidosen la región vecina al pozo por la invasión de losfluidos de perforación pueden volverse significati-vos en pocos minutos, lo que torna más atractivala posibilidad de “posicionar” las mediciones. Lasmediciones adquiridas a la misma profundidad, enel mismo tiempo y bajo las mismas condiciones,posibilitan una comparación directa más válida ycon menos incertidumbre asociada con los efectosambientales. Las operaciones de geonavegación ygeodetención también mejoran cuando los senso-res se ubican más cerca de la barrena.

La geonavegación efectiva depende de la dis-ponibilidad de información oportuna, provenientede los sensores del subsuelo, para guiar las deci-siones relacionadas con la trayectoria del pozo.Por ejemplo, durante las operaciones destinadas

a mantener un pozo horizontal por encima delcontacto agua/petróleo, la perforación de variasdecenas de pies sin disponer de información cru-cial puede hacer que se perfore en el agua, loque se traduce en la producción prematura deagua. Por otra parte, cuando un pozo alcanza laprofundidad total (TD, por sus siglas en inglés),la gran distancia existente entre la barrena y lossensores superiores extremos exige la perfora-ción de pies adicionales para alojar el largo BHAde modo de poder adquirir todas las mediciones.Si bien esta práctica permite la registración deestratos importantes—a menudo roca yaci-miento—también suma tiempo, riesgo y costos alas operaciones de perforación.

Una de las principales motivaciones que lle-van a correr los dispositivos LWD es la obtenciónde información sobre el yacimiento lo más tem-prana posible. No obstante, en el pasado secarecía de programas de computación que efec-túan el control de calidad de los datos y laevaluación integral de formaciones utilizandodatos LWD en tiempo real. Igualmente impor-tante es la necesidad de utilizar los parámetrosde las formaciones—profundidad, espesor neto,

porosidad, Sw y permeabilidad—para caracteri-zar los yacimientos potenciales, incluyendo elespesor productivo neto, así como las estimacio-nes de reservas y la definición de los intervalosde terminación.

Desde el desarrollo de las primeras medicio-nes LWD, se han hecho avances sostenidos en loque respecta a encarar las limitaciones de lasherramientas. Muchos de estos problemas fue-ron superados recientemente mediante eldesarrollo de la innovadora tecnología LWD.

Mediciones nucleares LWD sin fuentesEn el año 1995, Schlumberger y Japan Oil, Gasand Metals National Corporation (JOGMEC),previamente Japan National Oil Corporation(JNOC), colaboraron para desarrollar una medi-ción de neutrones pulsados extremadamenteinnovadora para aplicaciones LWD.18 El diseñodel generador de neutrones pulsados (PNG, porsus siglas en inglés) fue robustecido a comienzosde la década de 1990. Además de la posibilidadde eliminar una fuente de adquisición de regis-tros nucleares, el PNG provee numerosasmediciones LWD importantes, muchas de lascuales fueron establecidas en la evaluación deformaciones utilizando herramientas operadascon cable (izquierda). A partir de esta colabora-ción, se posibilitó la obtención de nuevasmediciones LWD, incluyendo la medición delparámetro sigma, las mediciones de las herra-mientas de rayos gamma, densidad y neutrón(NGD, por sus siglas en inglés) y la espectrosco-pía de captura para calcular en forma precisa lasfracciones de minerales (véase “Nuevas medicio-nes LWD obtenidas con un PNG,” página 9).

Los cinco años de colaboración entreSchlumberger y JOGMEC comenzaron con elmodelado nuclear, un modelo a escala y unaherramienta operada con cable experimental,que imitaban en conjunto un sistema de neutro-nes pulsados en la geometría del collar oportabarrena. Se ejecutaron unas 12 pruebas decampo en agujero descubierto de la herramientaoperada con cable experimental para verificar eldesempeño modelado y explorar las capacidadesde la herramienta. En base al éxito del esfuerzode investigación, el equipo de colaboracióningresó en la etapa siguiente—el desarrollo deuna herramienta LWD prototipo experimental.El ambiente exigente que se genera durante laperforación requiere un desarrollo de ingenieríasignificativo, incluso para las herramientas pro-totipo experimentales. El equipo de desarrolloprodujo la herramienta de Evaluación de laPorosidad Experimental LWD (xPET) utilizandoun PNG como fuente de neutrones.

10 Oilfield Review

np+

Deuterio

Depósitode deuterio

2H1

n np+

Tritio3H1

Helio4He2

n np+ p++ + + Energía

cinétican

Neutrón1n0

Fuente de iones Columna de aceleración Objetivo

Altovoltaje

e-D+

Haz de iones

Cátodo Retícula

14 M

eV

n

> Generador de neutrones pulsados. En lugar de una fuente AmBe radio-activa, en ciertos dispositivos de adquisición de registros se utiliza un gene-rador de neutrones pulsados (PNG, por sus siglas en inglés) para generarneutrones de alta energía. Dentro del PNG, el dispositivo generador deneutrones Minitrón (extremo superior) comprende un depósito de deu-terio, una fuente de iones, una columna de aceleración y un objetivo. Elyacimiento libera gas de deuterio al ser calentado. La fuente de iones uti-liza una fuente de electrones catódicos de alta energía y una grilla pulsa-da para ionizar y disociar en forma parcial el deuterio y el tritio. El altovoltaje acelera los iones, obligándolos a colisionar con un objetivo impreg-nado con tritio. Cuando el deuterio bombardea el tritio, la reacción de fusiónresultante (extremo inferior) produce neutrones de 14-MeV. El alto voltajede aceleración, del orden de 100 kV, requiere técnicas especiales paraproteger al PNG de los arcos eléctricos destructivos y los choquesmecánicos. Para evitar la formación de arcos, el espacio que rodea al dis-positivo Minitrón en el arreglo PNG se llena con hexafluoruro de azufre.

Invierno de 2005/2006 11

El PNG xPET genera 100,000,000 de neutro-nes por segundo con energías de 14 MeV, unasalida aproximadamente cinco veces superior yenergías que llegan a triplicar a las de lasfuentes de adquisición de registros AmBe tradi-cionales. Este generador utiliza una reacción defusión para producir neutrones a través de laaceleración de los iones de tritio y deuterio paraformar un objetivo cargado de tritio. El PNG nogenera neutrones sin energía eléctrica y ha sidoeximido por la Comisión Reguladora Nuclear(NRC, por sus siglas en inglés) de la adopción deprecauciones especiales para su abandono en lospozos de EUA.

Para la caracterización de la herramientaxPET, se utilizó el modelado de Monte Carlo y seemplearon mediciones de laboratorio y pruebasde campo para generar extensivas bases dedatos. Estas bases de datos resultaron esencialesen lo que respecta al desarrollo de los algoritmospara las mediciones del IH, NGD, sigma y espec-troscopía (arriba).19

> Comparación entre los datos obtenidos con laherramienta xPET y los datos derivados de lasherramientas operadas con cable. En un pozo deprueba (arriba), las mediciones xPET se aproxi-man significativamente a las mediciones de laherramienta Platform Express y de la sonda dePorosidad de Aceleración de Neutrones APS, enlas areniscas de porosidad media y en las calizasde porosidad baja (extremo superior derecho). Enel mismo pozo de prueba, los datos de espectros-copía xPET se ajustan bastante a las salidas de laherramienta de Espectroscopía de Captura Elemental ECS (extremo inferior derecho). Laestrecha coincidencia observada entre losconjuntos de datos alentó a los científicos deSchlumberger y de JOGMEC.

Poro

sida

d ne

utró

n, %

20

0

40

Porosidad neutrón epitermal APSPorosidad neutrón epitermal xPET

Porosidad neutrón termalPlatform Express

Dens

idad

de

la

form

ació

n, g

/cm

3

2.5

3.0

2.0

Densidad Platform ExpressRayos gamma, densidad y neutrón xPET

Sigm

a, u

c (u

nida

des

de c

aptu

ra)

25

50

0540 560 580 600 620 640 660 680

Profundidad, pies

Rayo

s ga

mm

a, ºA

PI

0

100

200Rayos gamma Platform ExpressParámetro sigma APS Parámetro sigma xPET

Calcio40

200

Silicio40

200

Aluminio40

200

Azufre20

100

Hierro

0

20

10

Tipo

de

min

eral

, % e

n pe

so

Herramienta xPETHerramienta ECS

Min

eral

ogía

, % e

n pe

so s

eco 100

80

60

40

20

0300 400 500 700 800 900 1,000 1,100 1,200 1,300600

Profundidad, pies

ArcillaCuarzo + feldespato + micaCarbonato

18. Evans M, Adolph R, Vildé L, Morriss C, Fisseler P, SloanW, Grau J, Liberman A, Ziegler W, Loomis WA,Yonezawa T, Sugimura Y, Seki H, Misawa RM, HolenkaJ, Borkowski N, Dasgupta T y Borkowski D: “ASourceless Alternative to Conventional LWD NuclearLogging,” artículo de la SPE 62982, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.

19. Evans et al, referencia 18.

Evaluación de riesgosPara poder trasladar la tecnología PNG alambiente de alto riesgo del BHA LWD, las consi-deraciones de seguridad radioactiva requirieronuna evaluación extensiva y un análisis de riesgocompleto. Entre las dos fuentes de adquisiciónde registros más comunes—la fuente AmBe queemite neutrones y la fuente de cesio que emiterayos gamma [137Cs]—la fuente AmBe plante-aba un riesgo significativamente mayor durantelas operaciones (arriba).20 La vida media delamericio [241Am] es de 432 años, comparadoscon los 30.2 años del 137Cs. Además, el 241Amdecae en neptunio [Np], que continúa emitiendopartículas alfa de alta energía y posee una vidamedia de más de 2 millones de años.

En casos excepcionales, las herramientasque contienen fuentes de adquisición de regis-tros radioactivas deben abandonarse en el pozo.

La fuente, o su isótopo radioactivo, se convierte enun problema ambiental de consideración cuandosu vida media excede la resistencia a la corrosióny al daño a largo plazo de la cápsula de protecciónde la fuente y el BHA. Los neutrones emitidos porla fuente AmBe son más difíciles de proteger yresultan más perjudiciales para las células vivasque los rayos gamma y las partículas beta de bajaenergía emitidos por el 137Cs. Por estos motivos,la fuente de neutrones AmBe presenta mayoresriesgos para el medio ambiente en las operacio-nes LWD que la fuente de rayos gamma 137Cs. Porlo tanto, el reemplazo de la fuente AmBe por elPNG constituye una gran ventaja.

Si bien este reemplazo requirió el desarrollode una medición de la porosidad con la mismarespuesta que la medición de porosidad neutrónbasada en la fuente AmBe LWD estándar, tam-bién posibilitó la incorporación de mediciones

nuevas que mejoran significativamente la eva-luación de formaciones. Como quedó claramentedemostrado con el esfuerzo de colaboraciónentre Schlumberger y JOGMEC, el PNG exhibíaun buen desempeño en el ambiente LWD. Ade-más, la densidad de la formación ahora podíamedirse utilizando sólo una fuente PNG, lo queproporciona evaluaciones de formaciones nucle-ares para LWD, sin fuentes de adquisición deregistros químicas.

Adquisición de registros más segura, más rápida y más inteligenteEn enero de 2001, un equipo de Schlumbergerpuso en marcha un proyecto para incorporareste concepto de adquisición de registros LWD“sin fuentes” en un collar de medición LWD inte-grado. Esta nueva herramienta LWD ahoraprovee datos en tiempo real para lograr evalua-

12 Oilfield Review

Cs137 Ba*137 Ba137 γ (662 keV)

β_Reacción de la fuente de cesio

γ (60 keV)

γ (4.4 MeV)

Am241 Np*237 Np237

α (5.5 MeV)

Be9 C*13 C*12 C12

n (4 MeV promedio)

Reacción de la fuente de americio-berilio

> Fuentes químicas radioactivas utilizadas en la adquisición de registros de pozos. La mayoría de las herramientasde adquisición de registros de densidad utilizan una fuente química 137Cs, con una vida media de 30.2 años. En unaprimera etapa, el 137Cs decae a un estado excitado de 137Ba a través de la emisión beta de un electrón del núcleo(extremo superior). El estado excitado resultante del bario [137Ba*], con una vida media de 2.6 minutos, decae hastaalcanzar su estado estable a través de la emisión de un rayo gamma con una energía de 662 keV. La mayoría de lasherramientas de adquisición de registros de neutrón utilizan una fuente química de 241AmBe (extremo inferior). Estafuente se basa en una reacción nuclear entre las partículas alfa de alta energía—núcleos 4He—y 9Be para generarneutrones energéticos. El 241Am sirve como fuente de las partículas alfa cuando decae al estado excitado del nep-tunio [237Np*]. El núcleo 237Np* alcanza su estado fundamental mediante la emisión subsiguiente de un rayo gammade 60-keV. Una pequeña fracción de las partículas alfa emitidas por el 241Am reacciona con el 9Be que rodea al núcleode 241Am. Esta reacción conduce a la formación de un breve estado excitado de carbono 13C [13C*], que emite unneutrón y se convierte en un estado excitado de 12C [12C*]. 12C* alcanza su estado estable a través de la emisión deun rayo gamma de alta energía. La producción de neutrones en esta fuente es muy ineficaz. Una fuente típica emiteaproximadamente 4x1010 partículas alfa en un segundo y genera aproximadamente 2x107 neutrones/s.

20. Aitken et al, referencia 13.21. El PNG contiene tritio y existen pequeñas fuentes de

estabilización en algunos de los detectores. Estaspequeñas fuentes no requieren ningún tratamientoespecial mientras se encuentran en el interior de laherramienta.

22. Weller G, el-Halawani T, Tribe I, Webb K, Stoller C, GalvinS y Scott G: “A New Integrated LWD Platform Delivers

Invierno de 2005/2006 13

ciones de formaciones globales, operaciones deperforación eficientes y seguras y colocacionesprecisas de los pozos.21 El servicio multifunciónde adquisición de registros durante la perfora-ción EcoScope elimina muchas de lasdesventajas asociadas con las tecnologías LWDprevias. Este servicio permite la adquisición denuevas mediciones para petrofísicos y geólogos yproporciona un nivel de seguridad y eficienciainigualable para el personal de perforación(derecha).22 El collar LWD EcoScope mide 26pies de largo y posee un diámetro nominal de17.15 cm [63⁄4 pulgadas]. Su tasa de flujo máximaes de 3.03 m3/min [800 galones americanos/min],puede tolerar una severidad de pata de perromáxima durante la rotación de 8º/30.5 m [100pies], una severidad de pata de perro máximadurante el deslizamiento de 16º/100 pies y puedeoperar en tamaños de pozos que oscilan entre21.3 y 25.1 cm [83⁄8 a 97⁄8 pulgadas].

Los especialistas de Schlumberger compren-dieron la importancia de establecer unacompatibilidad retroactiva para lograr la acepta-ción industrial, de manera que la opción deadquirir una medición de densidad estándar fueincluida en el diseño de la herramienta.23 Laopción de medición de la densidad basada en lafuente Cs permite la medición del factor fotoe-léctrico (PEF, por sus siglas en inglés) para ladeterminación de la litología. También seadquieren un registro de calibre de densidadpara el control de la calidad de los registros y elvolumen del pozo e imágenes de densidad y PEFpara el análisis estructural. La medición derayos gamma, densidad y neutrón es una medi-ción nueva que se ajusta a las mediciones dedensidad previas.

Los riesgos asociados con la utilización defuentes químicas LWD, especialmente la fuenteAmBe, ponen de manifiesto la importancia decontar con una fuente PNG viable. La seguridaddel PNG es inherente al diseño de la herra-mienta EcoScope, ya que el PNG es alimentadoen forma directa y exclusiva por un turbo gene-rador de la herramienta TeleScope que esenergizada mediante circulación de lodo.

Los desafíos del desarrollo de este tipo dedispositivo eran considerables. En una primeraetapa, los científicos e ingenieros de Schlumberger

analizaron los riesgos y decidieron incluir unafuente 137Cs en la herramienta EcoScope paraproporcionar mediciones de densidad y PEFestándar y las imágenes de pozo asociadas. Laposición de la fuente 137Cs se modificó para facili-tar la carga rápida de la fuente y mejorar laprecisión y la exactitud de las mediciones de den-sidad. La fuente 137Cs se carga desde el costadodel collar EcoScope, procedimiento que insume,en promedio, un tercio del tiempo necesario parala carga con el método anular. Además, no existefuente AmBe alguna para cargar. La posición dela fuente 137Cs ha sido optimizada para incremen-tar las velocidades de conteo y mejorar larespuesta de la densidad a ROP elevadas.24

El PNG produce los neutrones de alta energíanecesarios para medir la porosidad neutrónicatermal (TNPH, por sus siglas en inglés), la mejorporosidad neutrónica termal (BPHI, por sus siglasen inglés) y el parámetro sigma de la formación oΣ volumétrico. Para lograr consistencia y compatibi-lidad retroactiva, la respuesta TNPH de laherramienta EcoScope es similar a la respuestaTNPH de la herramienta adnVISION (Densi-dad–Neutrón Azimutal) y estas dos medicionesmostraron buena concordancia durante las prue-bas. No obstante, dado que el PNG produce elquíntuplo de neutrones con el triple de energíade la fuente AmBe, la medición TNPH de laherramienta EcoScope es estadísticamente másprecisa, provee una lectura más profunda de laformación y resulta menos afectada por la rugosi-dad del pozo. Tanto las porosidades neutrónicasTNPH de la herramienta EcoScope como las de laherramienta adnVISION exhiben los mismosefectos de densidad de la formación. Ésta es lacausa principal de las conocidas lecturas de poro-sidad neutrónica alta de la lutita.

Debido a la mayor energía neutrónica y elincremento de la distancia del detector lejanocon respecto a la fuente neutrónica, las medicio-nes de la porosidad neutrónica de la herramientaEcoScope son más influenciadas por la densidadde la formación que las mediciones adnVISION.En el cálculo BPHI, la mayor parte de los efectosde la densidad se eliminan, lo que se traduce enuna medición del IH que posee un rango diná-mico más amplio, es más precisa ante laexistencia de altas porosidades y posee efectos

Rayos gamma,densidad y neutrón

EspectroscopíaParámetro sigmaPorosidad

Calibre ultrasónico

Densidad azimutal,factor fotoeléctricoy calibre de densidad

InclinaciónPresión anular durantela perforación

Choques y vibracionestriaxiales

Rayo gammanatural azimutal

> Collar de mediciones integrado EcoScope. Lasnuevas mediciones EcoScope incluyen medicio-nes sin fuentes radioactivas de rayos gamma,densidad y neutrón, datos de espectroscopía,mediciones del parámetro sigma, y medicionesde choques y vibraciones, inclinación, presiónanular y rayos gamma azimutales. El collarposee una longitud de 26 pies y la medición máslejana se encuentra a menos de 4.9 m [16 pies]de distancia de la base del collar.

Improved Drilling Efficiency, Well Placement andFormation Evaluation Services,” artículo de la SPE 96652,presentado en la Conferencia de Áreas Marinas deEuropa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

23. Aitken et al, referencia 13.24. Weller et al, referencia 1.

litológicos más limitados que la respuesta TNPH(arriba). La medición BPHI de la herramientaEcoScope coincide con la respuesta TNPH en laszonas limpias y muestra mayor consistencia entreun pozo y otro. Los datos de entrada requeridospara la corrección de la densidad BPHI, puedenobtenerse ya sea a partir de la densidad de lafuente Cs o a partir de las mediciones NGD. Lasmediciones de neutrones avanzadas de la nuevaherramienta LWD otorgan a los operadores másflexibilidad en lo que respecta al diseño de losprogramas de adquisición de registros LWD. ElPNG provee la opción de eliminar las fuentes deadquisición de registros radioactivas químicas detoda la operación.

La herramienta EcoScope incluye ademásuna medición de la resistividad de la propaga-ción, que posee el mismo principio de mediciónque la herramienta de resistividad LWD de pre-via generación, la herramienta de Resistividadde Arreglo Compensada arcVISION. La mediciónse obtiene en dos frecuencias diferentes—2 MHzy 400 kHz—utilizando dos receptores y cincotransmisores con espaciamientos que oscilanentre 41 y 102 cm [16 y 40 pulg]. La similitudexistente entre la medición de la resistividad de

la herramienta EcoScope y las de las herramien-tas previas, ofrece claras ventajas en lo querespecta a la evaluación de formaciones y permiteque la industria explote los avances existentes entérminos de modelado de la resistividad. En laherramienta EcoScope, las secciones de mediciónde la resistividad y las secciones de medicionesnucleares se intercalan, lo que constituye unainnovación importante en cuanto al diseño queposibilitó la implementación del collar integradomás corto.

La interpretación de los datos de resistividades mucho más compleja en los pozos altamentedesviados y horizontales que en los pozos ver-ticales. Por este motivo, se ha dedicado unenorme esfuerzo al desarrollo de técnicas deprocesamiento de avanzada para la obtención dedatos de resistividad LWD, tales como la aplica-ción de técnicas de inversión para resolver laresistividad de la formación verdadera (Rt) ymejorar el cálculo de las fracciones de volumende fluidos presentes en el yacimiento.25

La resistividad de la formación se puedecombinar con las mediciones nucleares nuevas ytradicionales de la herramienta EcoScope paragenerar una evaluación de formaciones integral

y más cuantitativa. Esto se realiza en el programade interpretación EcoView, específicamente dise-ñado para la interpretación asistida porcomputadora de los datos de la herramientaEcoScope. El programa EcoView soporta la visua-lización bidimensional (2D) y tridimensional(3D) de la geometría del pozo y los datos geológi-cos o de las imágenes de la pared del pozo.Además, el programa contiene la metodologíarobusta del sistema de evaluación petrofísicaDecisionXpress.26

La interpretación petrofísica en el programaEcoView asume que los datos de la herramientaEcoScope se obtienen inmediatamente despuésde la perforación y que la invasión es, por lotanto, insignificante. Los datos EcoScope adqui-ridos en una etapa posterior del proceso deperforación, por ejemplo, durante una pasadacon fines de ensanchamiento del pozo, puedenrequerir aplicaciones de interpretación de regis-tros más sofisticadas para validar los resultadospetrofísicos. Esto incluye la utilización delsistema de caracterización de yacimientos inte-grado GeoFrame de Schlumberger.

La integración de datos geológicos y petrofísi-cos con datos de la geometría del pozo en unaplataforma, otorga a los equipos a cargo de losactivos de las compañías operadoras informaciónmejorada para la evaluación de formaciones. Enla localización del pozo, el programa EcoViewutiliza las mediciones relacionadas con la perfo-ración obtenidas con la herramienta EcoScope,para ayudar a mejorar el proceso de toma dedecisiones destinadas a optimizar las colocacio-nes de pozos y las operaciones de perforación.

Operaciones de perforación más seguras, más rápidas y más inteligentesLa herramienta LWD EcoScope adquiere datosde choques y vibraciones triaxiales, datos depresión anular, datos de inclinación continua ydatos de calibre ultrasónico y de densidad. Estasmediciones son monitoreadas en tiempo real, loque permite la evaluación constante del desem-peño de la perforación y la calidad del pozo.

El análisis de las vibraciones y choques defondo de pozo resulta esencial para la optimiza-ción de las operaciones de perforación y para laextensión de la vida útil de los componentes delBHA, incluyendo barrenas, motores de fondo ysistemas LWD y MWD. En las herramientasMWD, los medidores de deformación miden elesfuerzo de torsión mientras que los aceleróme-tros miden el choque axial y lateral, lo que enconjunto permite el cálculo de la vibración.27 Losdatos de las vibraciones ayudan a caracterizar elmecanismo de vibración, o la combinación de

14 Oilfield Review

> Comparación de las mediciones de porosidad neutrónica termal obtenidascon la herramienta adnVISION previa y la nueva herramienta EcoScope. Laporosidad neutrónica termal de la herramienta EcoScope, TNPH, se ajusta ala medición TNPH de la herramienta adnVISION, incluso en las lutitas densas,que son simuladas por la formación de alúmina (extremo superior). La mejorporosidad neutrónica termal, BPHI, es una medición del IH que exhibe un rangodinámico más amplio que la medición TNPH previa (extremo inferior) y propor-cionará una lectura más baja en las lutitas que la medición TNPH estándar.

1.5

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3.0

Mejor porosidad neutrónica termal (BPHI)

Rela

ción

ent

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etec

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Rela

ción

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0 10 20 30 40 50 60 70Porosidad, %

Herramienta EcoScope en calizasHerramienta adnVISION en calizasHerramienta EcoScope en Al2O3

Herramienta adnVISION en Al2O3

Invierno de 2005/2006 15

mecanismos, que provocan los choques. Estosmecanismos pueden incluir el rebote de labarrena, su atascamiento/deslizamiento, el girode la barrena y el giro del BHA. Una vez identifi-cada la causa principal de la vibración, sepueden modificar los procedimientos o los pará-metros de perforación para corregir losproblemas. Por ejemplo, la modificación delpeso sobre la barrena (WOB, por sus siglas eninglés) o de la velocidad de rotación puede tenerun efecto enorme sobre las vibraciones. Lasvibraciones también pueden ser reducidas modi-ficando el BHA, por ejemplo a través de lautilización de una barrena diferente o del agre-gado de ensanchadores a rodillo, o modificandoel sistema de inyección a través del incrementode la lubricidad del lodo. Los esfuerzos por mini-mizar las vibraciones y los choques a menudomejoran la ROP y la calidad del pozo.

La medición de la presión anular con laherramienta EcoScope ayuda a los perforadoresy a los ingenieros de perforación a identificar yevitar potenciales problemas de perforación.28

En ambientes de perforación complejos, talescomo los pozos de alcance extendido y de aguasprofundas, los datos de presión anular en tiemporeal ayudan a manejar la densidad de circula-ción equivalente (ECD, por sus siglas en inglés).Manteniendo el valor de la ECD dentro de unaventana tolerable, los ingenieros de perforaciónpueden prevenir los problemas de pérdida decirculación e inestabilidad del pozo. Estos pro-blemas pueden ocasionar costos superiores a losprevistos y la pérdida potencial de un pozo. Ade-más, el monitoreo continuo de la presión anularprovee información sobre suspensión de sólidos,golpes de presión y presiones de flujo y oleadainicial, lo que fomenta la implementación deprácticas específicas para optimizar adicional-mente las operaciones de perforación.29

Las mediciones del diámetro del pozo (cali-bre) obtenidas durante la perforación ofrecenretroalimentación inmediata y crucial sobre laestabilidad del pozo y la forma del agujero. Losdatos de calibre también se utilizan para evaluarlas condiciones del agujero antes de la entuba-

ción y para los cálculos del volumen del pozoque se utilizan para estimar el volumen decemento requerido. Históricamente, ha sido difí-cil adquirir datos del tamaño del agujero a partirde una plataforma LWD porque los medidores decalibre mecánicos, como los utilizados por lasherramientas operadas con cable, no resultanprácticos en el ambiente de perforación.

La herramienta EcoScope adquiere dos con-juntos de datos de calibre independientes. Dossensores ultrasónicos obtienen una medición dela separación de la herramienta, de 16 sectores,que se utiliza para proveer el diámetro azimutaldel pozo mientras rota el BHA. Cuando la herra-mienta se encuentra en modo de deslizamiento,la medición se obtiene en direcciones opuestas,perpendiculares al eje de la herramienta. Tam-bién se genera una medición azimutal de calibre,de 16 sectores, a partir de la medición de la sepa-ración de la herramienta, basada en la densidad,que se adquiere durante la rotación de lacolumna de perforación. La medición del calibrebasada en la densidad requiere la utilización deuna fuente de 137Cs.

Además de evaluar el desempeño de la perfo-ración, el equipo de desarrollo de la herramientaEcoScope se concentró en la colocación del pozo.Las necesidades de exploración hoy en día exi-gen que los perforadores accedan a los objetivosde los yacimientos con precisión y eviten los ries-gos de perforación y producción y que lo haganen forma eficiente. Dadas estas demandas, lasmediciones MWD más importantes están relacio-nadas con la posición del pozo. Los datos deazimut e inclinación del pozo resultan crucialespara permitir que los perforadores direccionalesajusten las trayectorias de los pozos para darcabida a la información geológica nueva prove-niente de las mediciones LWD en tiempo real.30

Para un control direccional óptimo, las medi-ciones de la trayectoria del pozo debenobtenerse lo más cerca posible de la barrena. Lareducción del retraso de tiempo existente entrela adopción de acciones y la visualización de losefectos cuantitativos de esas acciones, otorgaretroalimentación inmediata a los perforadores

direccionales y mejora el control de la perfora-ción. Por este motivo, la nueva herramientaEcoScope mide la inclinación continua, a 2.1 m[7 pies] encima de la base del collar. Los datosde orientación del agujero ahora llegan másrápido y son más relevantes con respecto a laposición de la barrena, lo que se traduce en unmejor control de la perforación direccional.

Nueva tecnología LWD en el Golfo de MéxicoEl impacto positivo de las tecnologías LWD en elGolfo de México es indiscutible. Con los altoscostos de los equipos de perforación, el mejora-miento de la eficiencia logrado en todos losaspectos de las operaciones de perforación pro-duce enormes dividendos para los operadores.

La tecnología EcoScope representa un impor-tante paso adelante porque expande y mejora lasoperaciones de evaluación de formacionesdurante la perforación. Además, reduce eltiempo de equipo de perforación asociado con laconexión y desconexión del BHA, posibilita ROPsmás altas sin comprometer la calidad de losdatos e incrementa las velocidades de transmi-sión de datos en tiempo real con la herramientaTeleScope. El diseño de la herramienta EcoScopecoloca un vasto arreglo de mediciones muchomás cerca de la barrena que antes, lo que mini-miza los efectos del ambiente y la invasión sobrelos datos de los registros, y reduce el tiemporequerido para que los datos cruciales lleguen amanos de los especialistas.

En el Golfo de México, Devon Energy Corpo-ration corrió la herramienta LWD EcoScope parainvestigar su impacto operacional en pozosdireccionales del Golfo de México. Después deperforar un pozo, Devon corrió las herramientasoperadas con cable de Schlumberger para com-parar las mediciones equivalentes con los datosde la herramienta EcoScope.

Las mediciones de las herramientas operadascon cable incluyeron registros de inducción dearreglo, densidad estándar, porosidad neutrónicaepitermal, parámetro sigma y espectroscopía decaptura de neutrones. Una comparación deta-llada de los conjuntos de datos mostró una

25. Li Q, Liu CB, Maeso C, Wu P, Smits J, Prabawa H yBradfield J: “Automated Interpretation for LWDPropagation Resistivity Tools Through Integrated ModelSelection,” Transcripciones del 44º. Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Galveston,Texas, 22 al 25 de junio de 2003, artículo UU.

26. Barson D, Christensen R, Decoster E, Grau J, Herron M,Herron S, Guru UK, Jordán M, Maher TM, Rylander E yWhite J: “Spectroscopy: The Key to Rapid, ReliablePetrophysical Answers,” Oilfield Review 17, no. 2(Verano de 2005): 14–33.

27. Ashley el al, referencia 17.28. Hutchinson M y Rezmer-Cooper I: “Using Downhole

Annular Pressure Measurements to Anticipate Drilling

Problems,” artículo de la SPE 49114, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M,Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using DownholeAnnular Pressure Measurements to Improve DrillingPerformance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de1998/1999): 40–55.

29. Las mediciones de la presión anular obtenidas con laherramienta EcoScope incluyen una medición de lapresión dinámica en tiempo real mientras las bombasestán operando y una medición de la presión estáticacuando las bombas están fuera de servicio. Una bateríade reloj en tiempo real suministra la potencia para la

medición estática. Los datos estáticos son enviados a lasuperficie una vez que las bombas se vuelven a poneren funcionamiento.

30. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pareddel pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003):24–39.Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A,Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, HarroldT y Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 34–63.Bargach et al, referencia 5.

excelente concordancia en las secciones de luti-tas. La comparación de los registros en lasareniscas permeables arrojó diferencias que,según se interpretó, fueron causadas por la inva-sión del filtrado de lodo a base de aceitesintético en las areniscas acuíferas. Esta inva-sión se produjo durante el tiempo transcurridoentre la perforación y la adquisición de registroscon herramientas operadas con cable (arriba).

En otro pozo, las mediciones de la herra-mienta EcoScope se compararon con las de laherramienta adnVISION, colocada a 15 m [50pies] encima del collar EcoScope de 26 pies.Durante la perforación de este pozo, se extrajoel BHA por problemas de pérdida de circulación.La proximidad de los datos nucleares de laherramienta EcoScope con respecto a la barrenapermitió al operador correr una tubería de

revestimiento corta sin tener que efectuar lospreparativos para la ejecución de una carrera deadquisición de registros con herramientas ope-radas con cable con el fin de identificar quéhabía en las areniscas de fondo, lo que se tra-dujo en un ahorro de US$ 250,000 (próximapágina, arriba). Las herramientas nuclearesLWD previas no habrían estado suficientementecerca de la barrena como para caracterizar todoel intervalo de areniscas.

Perforaciones desviadas en el Mar del NorteEn el sector central del Mar del Norte, NexenPetroleum U.K. Limited probó la gama completade mediciones de perforación y evaluación deformaciones de la tecnología EcoScope.31 Pararecuperar los hidrocarburos atrapados en eltecho del yacimiento, Nexen diseñó una re-entrada echado (buzamiento) arriba de un pozoexistente para penetrar las areniscas pros-pectivas con un ángulo de 35° y producir loshidrocarburos sin explotar, desde un pozo de21.6 cm [81⁄2 pulgadas]. La alta calidad de laevaluación de formaciones resultó crucial paracolocar el pozo dentro del yacimiento y terminarlos intervalos más productivos. Otro de los obje-tivos de Nexen era evaluar la calidad de lasnuevas mediciones EcoScope, así como determi-nar y cuantificar cualquier ventaja observada entérminos de seguridad y eficiencia.

16 Oilfield Review

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0 200°API

Rayos gamma – EcoScope

0 200°API

Rayos gamma – Herramienta con cable

6 16Pulgadas

Calibre

6 16Pulgadas

Tamaño de la barrena

0.2 200ohm.m

Resistividad verdadera –EcoScope

0.2 200ohm.m

Resistividad verdadera –Herramienta con cable

0.2 200ohm.m

Resistividad de la zonalavada – Herramienta

con cable

1.85 2.85g/cm3

Densidad volumétrica –EcoScope

1.85 2.85g/cm3

Densidad volumétrica –Herramienta con cable

0.45 -0.15Relación de volumen

Índice de hidrógeno –EcoScope

0.45 -0.15Relación de volumen

Índice de hidrógeno –Herramienta con cable

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Parámetro sigma –EcoScope

60 0uc

Parámetro sigma –Herramienta con cable

Prof

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< Comparación entre los datos obtenidos con laherramienta EcoScope y los datos obtenidos conherramientas operadas con cable en el Golfo deMéxico. Las mediciones obtenidas con la herra-mienta EcoScope y con herramientas operadascon cable se superponen en las lutitas donde losefectos de la invasión son insignificantes. Noobstante, en las areniscas más porosas y perme-ables, los datos de la herramienta EcoScope y losdatos de las herramientas operadas con cablemuestran diferencias resultantes de la invasióndel filtrado de lodo a base de aceite. Las lecturasde resistividad verdadera, Rt, de ambos métodosde adquisición de registros son similares porqueesas mediciones trascienden el volumen afec-tado por la invasión. El efecto del filtrado de lodoa base de aceite se observa en la densidad volu-métrica obtenida con las herramientas operadascon cable y en las curvas de resistividad some-ras. Las mediciones de la porosidad neutrónicade las herramientas operadas con cable y laherramienta EcoScope exhiben una buena coin-cidencia. El Carril 1 muestra una comparaciónentre las lecturas de rayos gamma y una curva decalibre, el Carril 2 exhibe una comparación entrelos datos de Rt y la curva de resistividad de lazona lavada obtenida con herramientas operadascon cable, y el Carril 3 contiene superposicionesde mediciones del parámetro sigma, el índice dehidrógeno y la densidad, efectuadas con la herra-mienta EcoScope y con herramientas operadascon cable.

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Tiempo después de la barrena, horas0 1 2 3 4 5

HerramientaEcoScope

HerramientaadnVISION

Invierno de 2005/2006 17

Para efectuar una comparación válida entre losdatos de la herramienta EcoScope y las medicionesde la porosidad LWD previas, Nexen y Schlumbergerincluyeron una herramienta adnVISION porencima de la herramienta TeleScope, emplazadapor sobre el collar EcoScope. La herramientaEcoScope adquirió mediciones estándar de rayosgamma, resistividad en las frecuencias de 2 MHzy 400 kHz y mediciones de atenuación, medicio-nes de densidad Cs y datos de porosidad neutróny calibre, para caracterizar el yacimiento y com-parar esas mediciones con las medicionescorrespondientes obtenidas con la herramientaadnVISION. El objetivo de la operación LWD eraevaluar las mediciones LWD estándar de la herra-mienta EcoScope y estimar el valor potencial delas modernas mediciones EcoScope, tales como elparámetro sigma, los datos espectroscópicos decaptura, porosidad neutrón, y densidad neutróngenerados por el PNG.

El pozo de re-entrada penetró dos areniscasgasíferas, que fueron registradas una o dos horasdespués de la penetración de la barrena con lossensores EcoScope y nuevamente con la sarta deherramientas adnVISION, una o dos horasdespués de que el collar EcoScope pasara elintervalo (izquierda). Los datos de los registrosmostraron comparaciones favorables pero exhi-bieron diferencias debido a la rápida invasiónproducida en el yacimiento. Si bien el lapso de

31. Weller et al, referencia 22.

> Tiempo transcurrido desde la perforación hasta la adquisición de registrospara dos herramientas LWD. Los sensores EcoScope estuvieron desfasadoscon respecto a la barrena en 1 a 2 horas. La herramienta adnVISION pasólas profundidades correspondientes entre 2.5 y 4 horas después que labarrena. La diferencia de tiempo entre las dos herramientas varía debido alos cambios de la ROP.

X,000

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0 150°API

Rayos gamma

500 0pies/h

0.2 200ohm.m

Resistividad de cambiode fase 40 pulgadas

0.2 200ohm.m

Resistividad de cambiode fase 34 pulgadas

0.2 200ohm.m

Resistividad de cambiode fase 28 pulgadas

0.2 200ohm.m

Resistividad de cambiode fase 22 pulgadas

0.2 200ohm.m

Resistividad de cambiode fase 16 pulgadas

0.02 20ohm.m

Resistividad deatenuación 40 pulgadas

0.02 20ohm.m

Resistividad deatenuación 34 pulgadas

0.02 20ohm.m

Resistividad deatenuación 28 pulgadas

0.02 20ohm.m

Resistividad deatenuación 22 pulgadas

0.02 20ohm.m

Resistividad deatenuación 16 pulgadas

0 100

Factor fotoeléctrico de fondo

1.65 2.65g/cm3

Densidad volumétrica de fondo

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica termal

-0.8 0.2

Corrección por densidadde fondog/cm3

Herramienta adnVISION

100

2.65g/cm3

Densidad volumétrica de fondo

0pies3/pies3

Porosidad neutrónica termal

0.2

Corrección por densidadde fondo

g/cm3

Herramienta EcoScope

0

1.65

0.6

-0.8

5 25Pulgadas

Diámetro del pozo horizontal

5 25Pulgadas

Diámetro del pozo vertical

Herramienta EcoScope

Factor fotoeléctrico de fondo

Cruce Densidad-Neutrón Cruce Densidad-Neutrón

ROP5 pies de promedio

< Mediciones más cerca de la barrena. Un ope-rador del Golfo de México corrió las herramien-tas adnVISION y EcoScope para comparar lasmediciones de estas herramientas LWD. Los pro-blemas de pérdida de circulación obligaron alperforador a extraer el BHA antes de que la are-nisca de interés más profunda pudiera ser regis-trada con la herramienta adnVISION. Sin laherramienta EcoScope en el BHA, la tecnologíaprevia hubiera omitido la arenisca más profundasituada a X,100 pies. Dado que las medicionesEcoScope se obtuvieron cerca de la barrena,esta herramienta logró caracterizar la areniscacorrectamente y se evitó una carrera de adqui-sición de registros con herramientas operadascon cable. La herramienta EcoScope indica lapresencia de un volumen de gas significativa-mente superior (sombreado amarillo) en las are-niscas gasíferas aparentes, que la herramientaadnVISION corrida aproximadamente cuatrohoras después que la herramienta EcoScope. ElCarril 1 contiene datos de rayos gamma, calibrey velocidad de penetración (ROP). En el Carril 2se comparan las mediciones de resistividad dela herramienta EcoScope. El Carril 3 muestra lasmediciones nucleares de la herramientaadnVISION, mientras que en el Carril 4 se exhi-ben las mediciones nucleares de la herramientaEcoScope.

tiempo inherente que existe entre los collares demedición durante la perforación ayudó a caracte-rizar el proceso de invasión, 20 horas después dela perforación durante una pasada para ensan-char el pozo, se realizó otra comparación másdefinitiva. Esta pasada mostró coincidenciasentre las mediciones (arriba).

El análisis petrofísico y el análisis de produc-tividad se llevaron a cabo en la zona de interésutilizando el programa de interpretación Eco-View. Dicho programa utiliza la aplicaciónSpectroLith para el procesamiento litológico delos espectros de la herramienta de espectrosco-pía de rayos gamma inducidos por neutrones. Lainformación de rendimiento elemental prove-niente de los datos espectroscópicos EcoScopepermite la determinación de la litología, inclu-yendo el cálculo preciso de las fraccionesarcillosas.32 El conocimiento de la litología posi-

bilita el cómputo de las propiedades de lamatriz—por ejemplo los valores de densidad degranos, PEF de granos, parámetro sigma de gra-nos y neutrón de granos—que se utilizan en laevaluación petrofísica33

El análisis EcoView ayudó a identificar dosintervalos de areniscas productivas con un escasovolumen de arcilla. La arenisca superior, situadaa una profundidad de 3,158 m [10,360 pies],posee un espesor de 38 m [125 pies] y el espesorde la arenisca inferior, situada a una profundi-dad de 3,249 m [10,660 pies], es de 19 m [63pies]. Las areniscas exhiben porosidades de un15% como mínimo, permeabilidades máximascalculadas superiores a 1 Darcy y una buena pro-ductividad estimada. Luego de la terminacióndel pozo, la arenisca inferior fue disparada y pro-dujo 1,748 m3 [11,000 bbl] de condensado pordía y 1.5 millón de m3 [54 millones de pies3] de

gas por día. La arenisca superior será terminadadespués de que el intervalo inferior comience aproducir un volumen de agua excesivo.

El collar LWD EcoScope también registróimágenes de la pared del pozo para determinarel echado estructural del intervalo. Tanto lasimágenes de rayos gamma como las de densidadse computaron e interpretaron utilizando lascapacidades de picado de echados del programade visualización tridimensional de datos depozos WellEye, que se emplea para examinarimágenes de la pared del pozo y calcular losechados estructurales. Durante la perforaciónde este pozo de re-entrada, los perforadoresdebieron enfrentarse con problemas de atasca-miento/deslizamiento y vibraciones excesivas.Estos episodios fueron captados en el monitordel perforador, lo que ayudó a Nexen a correla-cionar los problemas de perforación conlitologías específicas presentes en la sección y amitigar potencialmente los problemas quepodrían surgir en pozos futuros (próxima página).

La seguridad y la eficiencia de las operacio-nes son extremadamente importantes paraNexen. La herramienta EcoScope sustenta estameta; a diferencia de otros collares LWD, norequiere personal que manipule las baterías delitio, porque el turbogenerador TeleScope, ener-gizado mediante la circulación del lodo deperforación, suministra su potencia. Además, elnuevo diseño integrado del collar unitario hapermitido eliminar la necesidad de manipularotros collares durante los viajes de entrada ysalida del pozo. La fuente unitaria puede remo-verse rápidamente porque el acceso a la mismase realiza desde un costado del collar y el collarunitario puede enderezarse cuando se extrae delpozo. La incorporación del PNG redujo la exposi-ción del personal a la radiación durante la cargay descarga de la fuente. La utilización de unasarta LWD que no contenga fuentes de adquisi-ción de registros químicas sigue siendo unaopción atractiva para Nexen en el futuro.

Si se extrapolan los ahorros de tiempo logra-dos en este pozo de re-entrada a operacionesfuturas típicas, la herramienta EcoScope permi-tirá un ahorro total de tiempo de equipo deperforación estimado en 6 horas. El principal aho-rro de tiempo identificado incluye una horadebido a que los ingenieros LWD ya no tienen quecargar y descargar la fuente radioactiva de AmBe.Además, el collar EcoScope unitario y más cortoreduce los tiempos de recuperación y desarmado,lo que posibilita un ahorro de aproximadamenteuna hora y media, y las secciones de repeticiónmás cortas, registradas a razón de 137 m/h[450 pies/h], ahorran otra hora por carrera.34

18 Oilfield Review

10,400

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Prof

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med

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Rayos gamma

°API

0 150

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Calibre

Pulgadas 16

1.95 2.95g/cm3

1.95 2.95g/cm3

1.95 2.95g/cm3

1.95 2.95g/cm3

Densidad volumétrica,adnVISION – perforación

0.45 -0.15pies3/pies3

0.45 -0.15

0.45 -0.15

0.45 -0.15

Porosidad neutrónica,EcoScope – perforación

Imagen delregistro dedensidad

Baja Alta

Densidad volumétrica,EcoScope – ensanchamiento

Densidad volumétrica,adnVISION – ensanchamiento

Densidad volumétrica,EcoScope – perforación

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

Porosidad neutrónica,adnVISION – ensanchamiento

Porosidad neutrónica,EcoScope – ensanchamiento

Porosidad neutrónica,adnVISION – perforación

> Adquisición de registros con la técnica de lapsos de tiempo (técnica de repe-tición). Comparación entre los datos de los registros EcoScope y adnVISION,obtenidos de una pasada de perforación y de una pasada de ensanchamien-to del pozo, realizada 20 horas más tarde. Mientras la diferencia entre losdos conjuntos de datos provenientes de la pasada de perforación muestraclaramente los efectos de un proceso de invasión dinámico, los datos de lapasada de ensanchamiento del pozo se superponen. Esto indica que la inva-sión del filtrado de lodo se ha estabilizado en el momento en que se realizó lapasada de ensanchamiento. Además, la diferencia de tiempo entre la pasadade la herramienta EcoScope y la pasada de la herramienta adnVISION fuesustancialmente menor durante la pasada de ensanchamiento porque el BHAse había desplazado por la zona en forma más rápida durante el proceso deensanchamiento que durante la perforación. El Carril 1 muestra los datos delregistro de rayos gamma y de calibre. Los Carriles 2 y 3 ilustran la compara-ción de las lecturas de densidad volumétrica y de porosidad neutrón, respec-tivamente. Se exhiben además los datos de registros de las pasadas deperforación y ensanchamiento del pozo. El Carril 4 contiene la imagen delregistro de densidad EcoScope.

Invierno de 2005/2006 19

Nexen considera significativas estas nuevas efi-ciencias, que totalizan más de US$ 65,000 deahorro en tiempo de equipo de perforación.

Descubrimiento de arenisca en el Golfo de MéxicoChevron ha desplegado la tecnología EcoScopepara mejorar la evaluación de formaciones y laeficiencia operativa en una estructura fallada,estratigráficamente compleja del Golfo deMéxico, en profundidades de agua de más de 122m [400 pies]. El campo se caracteriza por poseeruna falla que inclina hacia el este y un acuña-miento estratigráfico hacia el norte. Elyacimiento principal comprende lóbulos de are-niscas de edad Pleistoceno que pueden sercontinuos, estar conectados, o no. A pesar delmapeo detallado con extensivos levantamientossísmicos 3D, esta heterogeneidad lateral de granescala complica las estrategias de perforación,desarrollo y recuperación para Chevron. Se hanperforado seis pozos de producción direccionalesa partir de una sola plataforma, interceptandolas areniscas con ángulos de 30° y 60° para dre-nar la mayor cantidad de areniscas productivasposibles.

Los desafíos que plantean las operaciones deperforación y terminación son significativos eneste campo. Existen presiones anormales y zonasde pérdida de circulación porque las areniscasprospectivas son areniscas permeables y no con-solidadas. Para complicar aún más las cosas, laslutitas son proclives a la dilatación y causan exce-sivo esfuerzo de torsión y arrastre, lo quefrecuentemente produce problemas de atasca-miento de las herramientas. Chevron continúabuscando el sistema de lodo óptimo para mitigarestos problemas y ha empleado tres sistemas delodo diferentes, incluyendo tanto sistemas delodo a base de agua como sistemas de lodo a basede aceite. Además, Chevron instala terminacionescon tratamientos de fracturamiento y empaquepara el control de la producción de arena porquese trata de areniscas no consolidadas.35

En esta área, el programa de adquisición deregistros depende de una variedad de factores—incluyendo las complejidades de los yacimientoslocales, el control en base a los datos de pozos

vecinos y los problemas de pozo anticipados—ysuele ser una combinación del método LWD conel método utilizado en herramientas operadascon cable. Las mediciones LWD que se correnmás comúnmente son las mediciones de rayosgamma y resistividad, mientras que las técnicasutilizadas en herramientas operadas con cablese emplean para adquirir datos de registros deneutrón y densidad, así como para medir las pre-siones de los yacimientos, adquirir muestras defluidos de formación y recolectar núcleos latera-les. Un objetivo clave de Chevron, cuando corre

las herramientas operadas con cable, consisteen identificar los tipos de fluidos y los niveles decontacto de los mismos dentro de los diversoslóbulos de areniscas, ya que ambos varían consi-derablemente entre una arenisca y otra.

En febrero de 2005, Chevron corrió el collarEcoScope durante la perforación, además de unconjunto estándar de registros adquiridos conherramientas operadas con cable, una herra-mienta de generación de Imágenes SónicaDipolar DSI y de obtención de núcleos laterales,una vez que el pozo alcanzó la profundidad final.

500 pies/h

ROP5 pies promedio

6 Pulgadas

Calibre de densidadDiámetro promedio

6 Pulgadas

Tamaño de la barrena

0 °API

Rayos gamma

Pulgadas

Calibre de densidad,vertical

Pulgadas

Calibre de densidad,vertical

Mineralogía yforma del agujero

EcoScope

Efecto fotoeléctrico c/min

Mínima velocidad derotación instantánea

del collar

c/min

Máxima velocidad derotación instantánea

del collar

c/min

Velocidad de rotación

gn

Vibración RMS del eje S

pies-lbf

Vibración RMS detorsión (de rotación)

gn

Vibración lateral

lpc

Presión anular defondo de pozo

°F

Temperatura anularde fondo de pozo

6 Pulgadas

Calibre ultrasónico Diámetro promedio

0

16

16

150

-16 16

16 -16

0 200

0 200

0 200

0 10

0 5,000

0 10

0 1,500

0 250

10,600

10,650

10,700

10,750

10,800

10,850

16

> Abundancia de datos de pozos. La presentación de los datos de perforaciónjunto con la información litológica permite a los perforadores identificar for-maciones problemáticas y mitigar problemas futuros, si se perforan estratosequivalentes. Los datos de calibre y forma del pozo se presentan junto con lacurva de rayos gamma en el Carril 1. El carril correspondiente a la profundi-dad contiene la información litológica de los datos de espectroscopía decaptura. El Carril 2 muestra los datos de las imágenes PEF, adquiridos a partirde la sección estándar de mediciones de densidad basadas en Cs del collarEcoScope. El Carril 3 contiene información de la rotación del BHA y el Carril4 muestra los datos de los niveles de vibración de las herramientas. Es in-teresante observar que los niveles de vibración disminuyen en las areniscasy aumentan en las lutitas. El último carril exhibe los datos de temperatura ypresión anular.

32. Herron SL y Herron MM: “Quantitative Lithology: AnApplication for Open and Cased Hole Spectroscopy,”Transcripciones del 37° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 16 al 19 dejunio de 1996, artículo E.Grau JA, Schweitzer JS, Ellis DV y Hertzog RC: “AGeological Model for Gamma-Ray Spectroscopy LoggingMeasurements,” Nuclear Geophysics 3, no. 4 (1989):351–359.

33. Herron MM, Herron SL, Grau JA, Seleznev NV, Phillips J,El Sherif A, Farag S, Horkowitz JP, Neville TJ y Hsu K:

“Real-Time Petrophysical Analysis in Siliciclastics fromthe Integration of Spectroscopy and Triple-ComboLogging,” artículo de la SPE 77631, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.Herron SL y Herron MM: “Application of NuclearSpectroscopy Logs to the Derivation of Formation MatrixDensity,” Transcripciones del 41° Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 dejunio de 2000, artículo JJ.

34. La herramienta EcoScope obtiene dos puntos demedición por pie, con una ROP de 137 m/h [450 pies/h].

35. Gadiyar B, Meese C, Stimatz G, Morales H, Piedras J,Profinet J y Watson G: “Optimización de los tratamientosde fracturamiento y empaque,” Oilfield Review 16, no. 3(Invierno de 2004): 18–31

Las herramientas operadas con cable fueroncorridas 48 horas después que los sensoresEcoScope, lo que proporcionó a Chevron conoci-mientos acerca de los procesos de invasiónacaecidos en las areniscas de edad Pleistoceno(arriba).

El petrofísico de Chevron responsable de laevaluación de este campo complejo evaluó lasmediciones EcoScope. La porosidad computadaobtenida de los datos EcoScope y las respuestasdel parámetro sigma coincidieron con el análisis

de fluidos en los núcleos. Para Chevron, elparámetro sigma de una herramienta LWD repre-senta quizá el avance más importante de laherramienta EcoScope, porque la herramientaEcoScope proporciona una forma eficaz de obte-ner una medición del parámetro sigma dereferencia en lugar de tener que efectuar unacarrera con cable independiente, después decolocar la tubería de revestimiento. Esto evitaque se deba esperar varias semanas para que elfluido invasor se disipe antes de adquirir los

datos del parámetro sigma, corriendo dispositi-vos tales como la herramienta de Control deSaturación del Yacimiento RST o la herramientade Tiempo de Decaimiento Termal TDT operadacon cable en pozos entubados. A medida que seexplota el yacimiento, los registros sigma de refe-rencia originales pueden compararse con losregistros sigma subsiguientes para identificar lasreservas pasadas por alto y refinar los modelos deflujo de fluidos de yacimientos.

20 Oilfield Review

XY,800

XY,850

XY,900

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Pulgadas6 16 0.1 1,000ohm.m 1.65 2.65g/cm3 60 0cu

Parámetro sigmaDensidad volumétrica

0.6 pies3/pies3

Porosidad neutrónica

0.6

0

0pies3/pies3

Mejor porosidad neutrónica

Efecto del gas

Tamaño de la barrena

ºAPI0 150

Rayos gamma

Pulgadas6 16

Calibre ultrasónico

Derrumbe

0.1 1,000ohm.m

0.1 1,000ohm.m

0.1 1,000ohm.m

0.1 1,000ohm.m

Resistividad EcoScope 16 pulgadas

Resistividad EcoScope 34 pulgadas

Resistividad EcoScope 22 pulgadas

Resistividad EcoScope 28 pulgadas

Resistividad EcoScope 40 pulgadas

> Datos de campo EcoScope de Chevron, provenientes del Golfo de México. Los datos EcoScope fueronadquiridos inmediatamente después de que la barrena penetrara una arenisca petrolífera y gasífera, situa-da entre XY,864 pies y XY,926 pies de profundidad, y antes de que se produjera una invasión significativa.El Carril 1 contiene datos de rayos gamma y de calibre ultrasónico. El Carril 2 y el 3 muestran datos de re-sistividad y porosidad, respectivamente. El Carril 4 exhibe la medición del parámetro sigma EcoScope. Elparámetro sigma adquirido antes de la invasión coincidió con los resultados del análisis de núcleos y re-presenta un excelente registro del parámetro sigma de referencia para ser comparado con datos delparámetro sigma futuros, tales como los de la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST.La adquisición de registros sigma mediante la técnica de repetición permite a los ingenieros de yacimien-to monitorear el drenaje del yacimiento e identificar las reservas pasadas por alto.

Invierno de 2005/2006 21

Los efectos de la invasión, la rugosidad delpozo y el atascamiento de las herramientas seobservaron en los datos de evaluación de forma-ciones adquiridos con herramientas operadas

con cable. Chevron y Schlumberger compararonlos resultados procesados provenientes de losdatos EcoScope con los resultados computadosmediante la utilización de mediciones adquiri-

das con herramientas operadas con cable(arriba). Como se anticipara, hubo una diferen-cia considerable entre los análisis de fluidosdesplazados, tomados de cada conjunto de medi-

XY,850

XY,900

XZ,000

XY,950

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Rayos gammaEcoScope

150°API0

Calibre deherramienta

con cable16Pulgadas6

Calibre ultrasónicoEcoScope

16Pulgadas6

150°API0

0.01 100ohm.m

Resistividad EcoScope,16 pulgadas

0.01 100ohm.m

Resistividad EcoScope,22 pulgadas

0.01 100ohm.m

Resistividad EcoScope,28 pulgadas

0.01 100ohm.m

Resistividad EcoScope,34 pulgadas

0.01 100ohm.m

Resistividad EcoScope,40 pulgadas

0.1 1,000ohm.m

Resistividad de herramientacon cable, 90 pulgadas

0.1 1,000ohm.m

Resistividad de herramientacon cable, 30 pulgadas

0.1 1,000ohm.m

Resistividad de herramientacon cable, 20 pulgadas

0.1 1,000ohm.m

Resistividad de herramientacon cable, 60 pulgadas

0.1 1,000ohm.m

Resistividad de herramientacon cable, 10 pulgadas

0.6 0pies3/pies3

Mejor porosidadneutrónica

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica,EcoScope

1.65 2.65g/cm3

Densidad volumétricaEcoScope

1.65 2.65g/cm3

Densidad volumétrica, deherramienta con cable

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica, deherramienta con cable

01

Volúmenes ELANPlus

Ilita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Agua

Petróleo

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

Gas

Petróleo

Agua

Agua irreducible

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

00.5

Volúmenes ELANPlus

01

Volúmenes ELANPlus

00.5

Volúmenes ELANPlus

Ilita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Petróleo

Agua

Agua irreducible

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

Gas

Petróleo

Agua

Agua irreducible

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

pies3/pies3 pies3/pies3 pies3/pies3 pies3/pies3

Análisis volumétricocon herramientas

operadas con cable

Análisis de fluidoscon herramientas

operadas con cable

Análisis volumétricocon la herramienta

EcoScope

Análisis de fluidoscon la herramienta

EcoScope

Tens

ion

Rayos gammaCable

Agua irreducible

> Comparación de los datos EcoScope con mediciones similares obtenidas con herramientas operadas con cable.Una comparación de los datos obtenidos con herramientas operadas con cable con los datos EcoScope muestra elimpacto de la invasión y de las sacudidas de las herramientas. Los Carriles 1, 2 y 3 comparan los datos de la herra-mienta LWD integrada EcoScope con las mediciones obtenidas con herramientas operadas con cable. El análisis delvolumen de fluidos con herramientas operadas con cable, en los Carriles 4 y 5, muestra un porcentaje significativode hidrocarburos barridos, mientras que la herramienta EcoScope, que registró inmediatamente después de que labarrena cortara la formación, indica que la región vecina al pozo se encuentra virtualmente sin lavar (Carriles 6 y 7).Durante la carrera de adquisición de registros con herramientas operadas con cable, la sarta de herramientas sesacudió, generando datos de registros erróneos en la arenisca, a una profundidad de XY,970 pies. La evaluación deformaciones que utilizó los datos EcoScope identificó la arenisca como productiva.

ciones causadas por la invasión de los fluidos deperforación. Los datos adquiridos con herra-mientas operadas con cable estuvieron muyafectados por problemas de atascamiento de lasherramientas y no lograron identificar las poten-ciales areniscas prospectivas. Las medicionesEcoScope obtenidas inmediatamente después deque la barrena penetrara estas areniscas indica-ron que la zona inferior era productiva.

Los analistas de registros de Schlumberger,utilizando los datos de registros EcoScope y elprograma avanzado de análisis de registros mul-timinerales ELANPlus, realizaron la evaluaciónde formaciones. Las porosidades y permeabilida-des obtenidas de los registros se ajustaronestrechamente con las porosidades y permeabili-dades empíricas derivadas de las muestras denúcleos laterales. Además, los tipos de fluidos

identificados en los núcleos se correlacionaronbien con los cálculos de fluidos ELANPlus queutilizaron datos EcoScope, considerando espe-cialmente la significativa invasión que se habíaproducido entre el momento en que se obtuvie-ron las mediciones EcoScope y el momento enque se adquirieron los núcleos laterales(arriba).

22 Oilfield Review

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

XY,800

XZ,050

XY,850

XY,900

XY,950

XZ,000

Tamaño de la barrena16Pulgadas6

Rayos gamma150°API0

Calibre16Pulgadas6

Derrumbe

0.2 2,000ohm.m

Resistividad, 40 pulg

0.2 2,000ohm.m

Resistividad, 34 pulg

0.2 2,000ohm.m

Resistividad, 28 pulg

0.2 2,000ohm.m

Resistividad, 22 pulg

0.2 2,000ohm.m

Resistividad, 16 pulg

CruceDensidad-Neutrón

0.6 0pies3/pies3

Porosidad delregistro de densidad

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica

1 0

Análisis volumétrico

Arcilla estratificadamixta

Agua ligada

Cuarzo

Calcita

Gas

Petróleo

Agua

Hidrocarburo desplazado

Agua desplazada

1 0Porosidad en núcleos

pies3/pies3

0.1 10,000mD

Permeabilidad al agua

0.1 10,000mD

Permeabilidad al gas

0.1 10,000mD

Permeabilidadal petróleo

0.1 10,000mD

Permeabilidadintrínseca

1 0

Permeabilidaden los núcleos

pies3/pies3

0.1 10,000mD/cP

Movilidad del gas

0.1 10,000mD/cP

Movilidad del agua

0.1 10,000mD/cP

Movilidaddel petróleo

1 0pies3/pies3

Flujo de agua

1 0pies3/pies3

Flujo de petróleo

Gas

Petróleo

Agua

1 0pies3/pies3

Flujo de gas

Disp

aros

pies3/pies3

Agua irreducible

> Resultados de la evaluación de formaciones EcoScope versus datos del análisis de núcleos. La poro-sidad efectiva obtenida de los datos EcoScope se ajusta al análisis de núcleos laterales extraídos duranteuna carrera con cable (Carril 4). Las permeabilidades en los núcleos, obtenidas empíricamente y exhibidasen el Carril 5, se ajustan razonablemente a la permeabilidad obtenida de los registros, computada duranteel análisis avanzado de registros multiminerales ELANPlus del programa GeoFrame. Los primeros trescarriles contienen los datos de campo EcoScope. Los intervalos de terminación propuestos se muestran ala derecha del carril correspondiente a la profundidad. En el Carril 4 aparecen la litología, las porosidadesmedidas en los núcleos, la porosidad efectiva computada y las fracciones de volumen de fluidos. El Carril5 muestra las permeabilidades en los núcleos además de las permeabilidades computadas, obtenidas delos registros, y el Carril 6 contiene la movilidad calculada para cada tipo de fluido. El Carril 7 muestra elperfil de flujo basado en los registros, que predice la producción relativa de cada intervalo de terminación.

Invierno de 2005/2006 23

En base a los resultados de productividadELANPlus y los datos de entrada de Chevron,incluyendo las propiedades de los fluidos y lapresión de yacimiento, los analistas computaronun perfil de flujo basado en registros que mues-tra la contribución relativa de cada uno de losdos intervalos de areniscas. La zona inferior fueterminada en marzo de 2005 y cuatro meses des-pués estaba produciendo 477 m3 [3,000 bbl] depetróleo y 226,535 m3 [8 millones de pies3] degas por día a través de una camisa ranurada. Lacamisa deslizante permaneció cerrada en la zonasuperior debido a las limitaciones de la capaci-dad de producción de la plataforma. No obstante,de acuerdo con el análisis, se espera que la zonasuperior aporte más del triple del volumen deproducción observado en la zona inferior.

Evaluación de formaciones durante la perforación de carbonatosRecientemente, una importante compañía petro-lera nacional corrió la herramienta EcoScope

durante la perforación de un yacimiento car-bonatado de Medio Oriente. La tecnologíaEcoScope ayudó a los equipos de perforación yde yacimientos a evitar las zonas acuíferas dealta permeabilidad y contribuyó a identificar laszonas productivas de alta salinidad y baja resisti-vidad que sumaron importantes ingresos entérminos de producción.

El operador también utilizó la tecnologíaadnVISION para comparar las mediciones. Antesde perforar un pozo piloto vertical, el operadorpredijo que la distancia vertical entre la zonaproductiva potencial más profunda y el intervaloproductor de agua sería de 26 pies. Las medicio-nes de la herramienta EcoScope se encontrabansuficientemente cerca de la barrena como paraproporcionar datos críticos al perforador direc-cional y al equipo a cargo de los activos de lacompañía petrolera para geodetener el pozo conéxito justo a 0.6 m [2 pies] encima de la capa deagua. Se realizó una evaluación completa delyacimiento carbonatado a una distancia de 6.4 m

[21 pies] de la TD (arriba). Actualmente, sólo elcollar EcoScope puede obtener todas estasmediciones tan cerca de la barrena.

Este yacimiento heterogéneo contiene zonasproductivas de baja resistividad que resultannotoriamente difíciles de interpretar utilizandolos métodos basados en la resistividad estándar.Los cálculos de saturación de agua erróneos pro-vienen de zonas productivas de baja resistividadque poseen una microporosidad llena de agua yuna macroporosidad llena de petróleo. La micro-porosidad forma básicamente un trayectoconductivo, produciendo valores de resistividadque subestiman el porcentaje de hidrocarburospresentes en los espacios porosos. Este tipo deyacimiento puede evaluarse a menudo con másprecisión utilizando el parámetro sigma en lugarde la resistividad, porque el parámetro sigmaconstituye una medición volumétrica. El con-traste es considerable entre las lecturas dehidrocarburos basadas en el parámetro sigma—entre 1 y 12 unidades de captura (uc) para el

70

60

50

40

30

20

10

0

Espesor densoentre unidades

Unidad B,Zona de petróleode baja resistividad

Unidad A,Zona de petróleode baja resistividad

Espesor densoentre unidadespronosticado

Unidad C pronosticadaZona de agua

Long

itud

tota

l, pi

es

Profundidadtotal del

pozo

24 pies dedistancia hasta

la basede la Unidad B

Evaluación deformaciones completa

a una distanciade 21 pies de la

TD del pozo

HerramientaEcoScope de6¾ pulgadas

2 piesTope de la

zona de aguapronosticado

ResistividadNeutrónDensidadCalibreRayos gamma

> Posicionamiento de los sensores LWD más cerca de la barrena. La herramienta LWD EcoScopeprovee una evaluación de formaciones completa a una distancia de 21 pies de la barrena. Eldiagrama resume el caso de Medio Oriente y demuestra la importancia de contar con sensores demedición colocados lo más cerca posible de la barrena. En este ejemplo, el operador detuvo laperforación a una distancia de 2 pies encima de una capa productora de agua y sin embargo pudoevaluar la zona de petróleo de baja resistividad, la Unidad B.

gas y aproximadamente 20 uc para el petróleo—y las lecturas del agua de formación en MedioOriente, basadas en el parámetro sigma—amenudo superiores a 90 uc. Hasta ahora, no sedisponía de la medición del parámetro sigma enlas tecnologías LWD y jamás podrían haberseadquirido con herramientas operadas con cable,antes de que se produjera una extensiva inva-sión del filtrado de lodo.

Dado que la medición del parámetro sigmacon la herramienta EcoScope se obtuvo en elmomento en que la invasión se considera insig-

nificante, resultó particularmente útil para laidentificación de zonas productivas de bajaresistividad que habrían sido pasadas por alto sise hubieran evaluado con métodos basados en laresistividad. La evaluación de formaciones queutiliza la medición del parámetro sigma reveló lapresencia de un volumen de petróleo significati-vamente mayor en la zona productiva de bajaresistividad, que el indicado por el análisis deresistividad convencional. Cuando se puso enproducción el pozo, la zona produjo aproximada-mente 70% de petróleo (arriba).

En el extremo de la barrenaEl desarrollo de la herramienta LWD EcoScopeha acercado a la industria a la meta final delograr un proceso de evaluación de formacionesindependiente del modo de operación de laherramienta. Esta herramienta aumenta la efi-ciencia, mejora la seguridad y reduce laincertidumbre asociada con la evaluación de for-maciones para las compañías operadoras. Eldiseño integrado del collar unitario, el incre-mento de las ROPs admisibles y la operaciónmás rápida de carga de la fuente mejoran la efi-

24 Oilfield Review

> Descubrimiento de una zona productiva de baja resistividad utilizando el parámetro sigma. Se utili-zaron varias combinaciones diferentes del exponente de saturación, n, y del factor de cementación,m, (Carriles 1 y 2) para computar el valor de Sw a partir de la ecuación de Archie, y luego se compa-raron con la solución lineal basada en el parámetro sigma para Sw. En el Carril 3 se muestran la poro-sidad total y los volúmenes de hidrocarburos obtenidos de las soluciones que se basan tanto en laresistividad como en el parámetro sigma, mientras que la litología y los volúmenes de fluidos se pre-sentan en los Carriles 4 y 5. La respuesta basada en la resistividad (Carril 4) fue pesimista, mientrasque el valor de Sw basado en el parámetro sigma (Carril 5) predijo en forma más precisa la producciónobservada, proveniente de esa zona.

0 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1

1

1 1 1 01 0

IlitaIlita

0.4 0

0.4 0pies3/pies3

0.4 0

Agua ligadaAgua ligada

AnhidritaAnhidrita

CalcitaCalcita

DolomíaDolomía

GasGas

PetróleoPetróleo

AguaAgua

SigmaResistividad

pies3/pies3pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3 0

pies3/pies3 0

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3 pies3/pies3

Volúmenes ELANPlusVolúmenes ELANPlusVolumen de hidrocarburos

derivado del parámetro sigma

Porosidad total

Volumen de hidrocarburosderivado de la resistividad

m = 2.0, n = 2.0

A partir delparámetro sigma

A partir delparámetro sigma

m = 2.2, n = 2.0

m = 1.7, n = 2.0

m = 2.3, n = 2.0

m = 2.1, n = 2.0

m = 2.0, n = 2.0

m = 1.9, n = 2.0

m = 1.8, n = 2.0

Saturación de agua

m = 2.0, n = 1.5

m = 2.0, n = 2.5

m = 2.0, n = 1.0

m = 2.0, n = 2.0

Saturación de agua

Invierno de 2005/2006 25

ciencia. El diseño del collar unitario y la elimi-nación de la fuente de AmBe reducen losrequisitos de manipuleo de herramientas y fuen-tes, además de mitigar los riesgos en términosde seguridad y medio ambiente.

Las nuevas mediciones nucleares LWD intro-ducidas con la tecnología EcoScope emplean unPNG accionado por una turbina de lodo de fondode la herramienta MWD TeleScope. La tecnolo-gía EcoScope ahora permite que la evaluaciónde formaciones cuantitativa tenga lugar muchomás cerca de la barrena que con las herramien-tas LWD previas. Por otra parte, el programa de

computación interactivo EcoView, facilita lainterpretación inmediata e integrada de losdatos EcoScope (arriba). Debido a estas venta-jas, la herramienta EcoScope está produciendoun impacto considerable en las regiones produc-toras de petróleo a nivel mundial y ha sidocorrida más de 100 veces en todo el mundo.

Desde el comienzo, el desarrollo del collarLWD EcoScope se basó en aportes de datos de laindustria de exploración y producción. La colabo-ración entre Japan Oil, Gas and Metals NationalCorporation y Schlumberger ayudó a producir elprimer dispositivo de medición de la porosidad

basado en el PNG para aplicaciones LWD. Losingenieros y científicos de Schlumberger diseña-ron un collar de mediciones integrado quecontribuye a la ejecución de operaciones de per-foración más seguras y más eficaces. Los equiposa cargo de los activos de las compañías operado-ras ahora reciben datos de evaluación deformaciones y perforación de alta calidad, que seadquieren más cerca de la barrena que antes y losoperadores ya no tienen que esperar respuestasque, hasta no hace mucho, provenían solamentedel extremo de un cable eléctrico. —MGG

Visualización 3D dela trayectoria del pozo

Gráfica petrofísica

Análisis de gráficasde interrelación

Gráfica de respuesta de los resultados de la interpretación

Vista ampliada

> Programa de evaluación de formaciones independiente e integrado EcoView, desarrollado específicamente para la visualización y el análisis de datosEcoScope.

Evaporación

Transporte de partículasSedimentación

OcéanoLagoArrastre

superficial

Condensación

Capa freática

Estratificación

Flujo

26 Oilfield Review

Las presiones de las operaciones de perforación y producción

Yves BarriolKaren Sullivan GlaserJulian PopSugar Land, Texas, EUA

Bob BartmanDevon EnergyHouston, Texas

Ramona Corbiell Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

Kåre Otto EriksenHarald LaastadStatoilStavanger, Noruega

James LaidlawAberdeen, Escocia

Yves ManinClamart, Francia

Kerr MorrisonBP Exploration and ProductionAberdeen

Colin M. SayersHouston, Texas

Martín Terrazas RomeroPetróleos Mexicanos (PEMEX)Poza Rica, México

Yakov Volokitin Shell E&P AmericasNueva Orleáns, Luisiana

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jeff Cordera y Aaron Jacobson, Clamart,Francia; Roger Goobie, Houston, Texas; José de JesúsGutiérrez, Ciudad de México, México; Martin Isaacs,Frederik Majkut y Lorne Simmons, Sugar Land, Texas; yPaula Turner, consultora externa, Houston.adnVISION675, AIT (herramienta de generación deImágenes de Inducción de Arreglo), arcVISION675, CHDT(Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado),CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo), FloWatcher, MDT(Probador Modular de la Dinámica de la Formación),Platform Express, PowerDrive Xtra, PressureXpress,proVISION675, Sapphire, Smart Pretest, StethoScope,TeleScope, USI (herramienta de generación de ImágenesUltrasónicas), VISION y WellWatcher son marcas deSchlumberger.

La medición de la presión es esencial para optimizar la recuperación de hidrocar-

buros. Hoy podemos determinar las presiones de formación en forma precisa,

prácticamente en cualquier momento del ciclo de vida de un pozo. Ya sea durante la

perforación, cuando el pozo alcanza la profundidad final o algunos años después de

iniciada la producción, las técnicas actuales nos permiten adquirir datos de presión

precisos y económicamente efectivos. Éstos nos ayudan a reducir los riesgos y

mejorar la recuperación.

Muchos de los efectos de la presión pasan inad-vertidos en nuestra vida cotidiana. Rara vez nosplanteamos porqué fluye el agua desde un grifo ocómo vuela un avión. Y, sin lugar a dudas, cuandollenamos el tanque de combustible de nuestroautomóvil, no nos preocupa la naturaleza de lasgeopresiones que impulsan los hidrocarburoshacia la superficie. Nuestro mundo depende de lapresión de muchas maneras y la producción depetróleo y gas no escapa a esta regla.

La historia de la geopresión se remonta a loscomienzos de la Tierra. Al enfriarse el núcleoexterno de la Tierra, los movimientos tectónicosde las placas inducidos por la convección aca-ecida en el interior de la Tierra generaronesfuerzos en la corteza terrestre. El movimiento,torcedura y espiralado de estas placas de la cor-

teza terrestre sometidas a esfuerzos provocaronla formación de montañas y cuencas. Las erup-ciones volcánicas asociadas con las fuerzastectónicas de las placas arrojaron material desdeel interior de la Tierra, formando la atmósfera ylos océanos.

Conforme la actividad tectónica de las placasseguía incidiendo en las condiciones de presióndel subsuelo, se formaron los patrones cli-máticos. Los ciclos de evaporación oceánica,saturación atmosférica, condensación y precipi-tación continental alimentaron los ríos quedesembocan en los océanos, acarreando consigograndes volúmenes de rocas erosionadas y mate-rial terrígeno y orgánico marino. Al disminuir lavelocidad de transporte, estos materiales seasentaron en cuencas sedimentarias (abajo).

> El ciclo hidrológico. El agua que se evapora desde el océano forma nubes. Las nubes se acumulansobre la tierra y producen la lluvia, que fluye a lo largo de los ríos y regresa al océano transportandorocas y restos orgánicos que se depositan en las cuencas. El ciclo se repite, depositando capas dematerial macizas.

Invierno de 2005/2006 27

Datos degravimetríade aire libreen el AbanicoCongo

Grupos dechapopoteras

Curvasde nivelbatimétricas

Posteriormente, a lo largo de los ciclos continuosde enterramiento y compactación, estos materia-les fueron convertidos por la acción del calor, lapresión y la actividad orgánica en los diferentescompuestos de hidrocarburos que conocemos conel nombre de petróleo.

Así comienza la historia de la geopresión, loshidrocarburos y la producción. En este artículo,examinamos primero el desarrollo de los sistemasgeopresionados y luego analizamos los efectos dela presión de formación sobre la perforación, eva-

luación, producción y recuperación de hidrocar-buros. Algunos ejemplos del Golfo de México,México y el Mar del Norte, muestran cómo losperforadores, ingenieros y geocientíficos estánutilizando técnicas vanguardistas para pronosti-car, medir y manejar la presión, permitiendo quelos pozos sean perforados en forma más segura,que los agujeros sean colocados en forma másprecisa y que el contenido de los yacimientos seaevaluado y manejado de manera de maximizar larecuperación de petróleo y gas.

Desarrollo de los sistemas geopresionadosLa corteza terrestre externa alberga un complejosistema de esfuerzos y geopresiones que cons-tantemente procuran alcanzar un estado deequilibrio. Si bien el subsuelo comprende variosrasgos geológicos, bajo diferentes regímenes depresión y esfuerzo, una de las distribuciones depresión del subsuelo más comúnmente estudia-das es la que tiene lugar en los sedimentosrelativamente someros depositados en ambientessedimentarios deltaicos. Los ríos arrojan grandescantidades de arena, limo y arcilla en cuencasmarinas donde se acumulan y litifican a través demillones de años, y por último forman principal-mente arenisca, limolita y lutita.

Inicialmente, los sedimentos depositados enlas desembocaduras de los ríos son sedimentosno consolidados y no compactados, y poseen unaporosidad y una permeabilidad relativamentealtas que permiten que el agua de mar rema-nente, o el agua connata, presente en los porospermanezcan en total comunicación hidráulicacon el océano que la sobreyace. Con el tiempo yla compactación, conforme se deposita más sedi-mento, el agua sale con dificultad de los espaciosporosos y el contacto entre los granos soportauna carga sedimentaria cada vez más grande. Siexiste un conducto para que el agua salga, semantiene el equilibrio en los espacios porosos.

Una vez formados, el petróleo y el gas migranen dirección ascendente hacia zonas de menorpresión, alcanzando posiblemente la superficiepara formar chapopoteras (acumulación de ema-naciones) si no existe ninguna obstrucciónmecánica en el camino. Las evidencias geológicasy arqueológicas indican que existieron chapopote-ras naturales en varios lugares del mundo durantemiles de años. En ciertos casos, las presiones delsubsuelo hacen que grandes volúmenes de hidro-carburos alcancen la superficie. A lo largo de lacosta de California, cerca de Goleta Point, EUA,volúmenes comerciales de gas natural continúansaliendo de las fracturas naturales existentes enla corteza terrestre. Allí, los ingenieros diseñaronun singular sistema de recuperación de gas subte-rráneo que ha captado más de 113 millones de m3

[4,000 millones de pies3] de gas natural desde1982. Este gas natural es suficiente para satisfa-cer las necesidades anuales de más de 25,000consumidores residenciales típicos de California.1

Las chapopoteras se forman generalmentecuando la erosión produce la exposición de lasrocas con hidrocarburos en la superficie de laTierra o cuando una falla o una fractura permi-ten que los hidrocarburos, impulsados por lapresión, migren hacia la superficie. Los registroshistóricos indican que las chapopoteras superficia-

28 Oilfield Review

> Chapopotera identificada en el área marina de Angola, África Occidental.Aproximadamente un 75% de las cuencas petrolíferas del mundo contienenchapopoteras de superficie. Saber dónde emergen las chapopoteras de pe-tróleo y gas ayuda a localizar las fuentes de las acumulaciones de petróleo ygas del subsuelo. Los científicos utilizan las imágenes satelitales para ayudara identificar yacimientos de hidrocarburos potenciales. En esta imagen, losvalores de datos de gravimetría de aire libre obtenidos de los datos del Saté-lite Europeo de Teledetección (ERS) permiten la identificación de áreas dealtos valores gravimétricos que son el resultado de los sedimentos emitidosdel Río Congo, conocidos como Abanico Congo. Los datos se utilizan tambiénpara ayudar a identificar áreas con chapopoteras de hidrocarburos, que semuestran como curvas de contorno delineadas en rojo. La fuente submarinade la chapopotera se localiza típicamente utilizando técnicas de sonar o sís-mica de reflexión somera. Luego, se pueden muestrear los hidrocarburos comoayuda para identificar el tipo de petróleo y el grado de madurez del campo,así como para su correlación con otras chapopoteras submarinas. (Imagen:cortesía del Grupo NPA; contornos de bloques: cortesía de IHS Energy.)

Invierno de 2005/2006 29

les condujeron al descubrimiento de numerososyacimientos de petróleo.2 Hoy en día, las imáge-nes aéreas y satelitales ayudan a los geólogos adetectar emanaciones naturales de petróleo y gasque migran desde las grandes profundidades de losocéanos, ofreciendo la promesa de las reservas dehidrocarburos aún sin descubrir (página anterior).

Afortunadamente, la mayoría de los hidrocar-buros presentes en el subsuelo no escapan haciala superficie. A medida que el petróleo y el gasmigran en dirección ascendente, quedan entram-pados habitualmente debajo de las capas de bajapermeabilidad o los sellos. Estos sellos puedenestar constituidos por diversos tipos de rocas,incluyendo lutitas, lutitas calcáreas, areniscasbien cementadas, ceniza volcánica litificada, an-hidrita y sal.

Las trampas de hidrocarburos se agrupan fre-cuentemente de acuerdo con los procesosgeológicos que las originan, tales como los proce-sos de plegamiento y fallamiento y los cambiosestructurales causados por la actividad tectónicade las placas o la deformación plástica de lassales o las lutitas (arriba). Muchas trampas dehidrocarburos implican combinaciones de rasgosestructurales y estratigráficos pero, una vezentrampados debajo de un sello, los fluidos de

yacimiento no poseen comunicación hidráulicacon la superficie. Dado el tiempo y las circuns-tancias adecuadas, la presión aumenta en elespacio poroso de las rocas (véase “Causas de lapresión anormal,” página 30).

El primer petróleo y la incertidumbre de la presiónPoco tiempo antes del año 200 aC, los chinos uti-lizaron la geopresión para ayudar a explotar losprimeros pozos de gas.3 Otros registros indicanque ya en el año 1594, cerca de Bakú, Azerbaiján,se excavaron a mano agujeros o pozos someros dehasta 35 m [115 pies] de profundidad, lo queconvirtió a esta área en el primer campo petro-lero real.4

En EUA, la historia de las operaciones deperforación antes del siglo XIX es poco clara, sibien la utilización del petróleo de chapopoterasse destaca en varios de los primeros relatos his-tóricos. En 1821, los perforadores terminaron elprimer pozo de EUA, destinado específicamentea la producción de gas natural. Este pozo,situado en Fredonia, Nueva York, EUA, alcanzóuna profundidad de 8.2 m [27 pies] y produjosuficiente gas, por impulso de la presión natural,para encender docenas de quemadores en una

posada cercana. Posteriormente, en 1859, EdwinL. Drake perforó un pozo exploratorio cerca deTitusville, Pensilvania, EUA, para localizar el ori-gen de una chapopotera de petróleo.5 Al alcanzaruna profundidad de 21 m [69.5 pies], los perfora-dores extrajeron sus herramientas del pozo. A las24 horas, los efectos de la geopresión hicieronque el petróleo llegara a la superficie en formanatural. Afortunadamente para Drake, la presen-cia de chapopoteras de petróleo en el áreaimpidió el incremento de la presión anormal. Uti-lizando una bomba manual, los perforadoresprodujeron aproximadamente 3.9 m3/d [25 bbl/d]de petróleo. Si bien la producción pronto decayóa unos 1.5 m3/d [10 bbl/d], se dice que el pozocontinuó en producción durante un año o un pocomás de un año.6

Para comienzos de la década de 1900, losperforadores, geocientíficos e ingenieros recono-cieron la importancia de la geopresión en laproducción de petróleo y gas. El descubrimientode Spindletop, que experimentó un reventóndurante la perforación cerca de un domo salinosituado a 311 m [1,020 pies] de profundidad,produjo alrededor de 800,000 bbl [127,120 m3]de petróleo en ocho días y aportó a los científi-cos nuevos conocimientos acerca de los efectosde la geopresión anormal relacionada con la pre-sencia de domos salinos.7

Al aumentar la actividad de perforación, laexploración alcanzó territorios nuevos e inexplo-rados. Recordando los descontrolados pozossurgentes de petróleo del pasado, los perforado-res se mostraban siempre vigilantes ante elposible incremento de las geopresiones anorma-les. Los ingenieros y científicos comenzaron abuscar nuevas formas de pronosticar las presio-nes anormales durante la búsqueda de petróleo.

Gas

Petróleo

Agua salada

1. Natural Oil and Gas Seepage in the Coastal Areas ofCalifornia; Departamento del Interior de EUA, Servicio deAdministración de Minerales. http://www.mms.gov/omm/pacific/enviro/seeps1.htm (Se accedió el 8 de octubre de2005).

2. Para obtener más información sobre chapopoteras yexploración de petróleo, consulte:http://www.npagroup.co.uk/oilandmineral/offshore/oil_exploration/ (Se accedió el 8 de octubre de 2005).

3. Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-ZeghatySZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F,Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J,Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento:construcción de pozos de gas,” Oilfield Review 15, no. 3(Invierno de 2003/2004): 70–85.

4. Para obtener más información sobre la cronología de loseventos petroleros, consulte: http://www.sjgs.com/history.html#ancient_to_present (Se accedió el 8 deoctubre de 2005).

5. Para ver una cronología de la perforación de pozos depetróleo y gas en Pensilvania, consulte:http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/reclaiMPa/interestingfacts/Chronlogyofoilandgas (Se accedió el 8 de octubre de 2005).

6. Yergin D: The Prize. New York City: Simon & Schuster, 1992.7. Para obtener más información sobre la historia del campo

petrolero Spindletop, consulte:http://www.tsha.utexas.edu/handbook/online/articles/SS/dos3.html (Se accedió el 8de octubre de 2005).

(continúa en la página 32)

> Trampas estructurales. El peso de los sedimentos sobreyacentes hace que las capas de sal se deformen plásticamente, creando diapiros. Conforme evo-lucionan los diapiros, los sedimentos traslapan sus márgenes, formando trampas que habitualmente alojan hidrocarburos (izquierda). Cuando los estratosse han deformado para formar un anticlinal (centro), el petróleo (verde) y el gas (rojo) pueden quedar entrampados debajo de un sello. La presencia de fallastambién puede producir el entrampamiento de los hidrocarburos (derecha), mediante el sellado del margen echado (buzamiento) arriba de un yacimiento.

Causas de la presión anormal

Las formaciones de presión normalgeneralmente poseen una presión de poroequivalente a la presión hidrostática del aguaintersticial. En las cuencas sedimentarias, elagua intersticial normalmente posee unadensidad de 1,073 kg/m3 [8.95 lbm/galónamericano], lo que establece un gradiente depresión normal de 0.465 lpc/pie [10.5 kPa/m].La desviación significativa con respecto a estapresión hidrostática normal se conoce comopresión anormal.

En muchos yacimientos productores dehidrocarburos se observan geopresionesanormales, por encima o por debajo delgradiente normal. Si bien el origen de estaspresiones no se conoce en forma exhaustiva,el desarrollo de la presión anormal seatribuye normalmente a los efectos de lacompactación, la actividad diagenética, ladensidad diferencial y la migración de losfluidos.1 La presión anormal implica eldesarrollo tanto de acciones físicas como deacciones químicas en el interior de la Tierra.Las presiones superiores o inferiores algradiente normal pueden ser perjudicialespara el proceso de perforación.

Las presiones subnormales, es deciraquellas presiones que se encuentran pordebajo del gradiente normal, pueden producirproblemas de pérdida de circulación en lospozos perforados con lodo de perforaciónlíquido. Las condiciones de presiónsubnormales se generan frecuentementecuando la cota de superficie de un pozo esmucho más elevada que la capa freática delsubsuelo o el nivel del mar. Esto se observacuando se perforan pozos en serranías o enzonas montañosas, pero también puedeocurrir en regiones áridas donde es posibleque la capa freática tenga más de 305 m[1,000 pies] de profundidad.

Las presiones anormalmente bajas tambiénse observan con frecuencia en los yacimientosagotados. Se trata de yacimientos cuya presiónoriginal ha sido reducida como resultado de laproducción o de pérdidas. El fenómeno deagotamiento no es inusual en los yacimientosmaduros en los que se han producidovolúmenes significativos de petróleo y gas sin

la implementación de programas de inyecciónde agua o de mantenimiento de la presión.

Por el contrario, las presionesanormalmente altas son características de lamayoría de las regiones productoras depetróleo. Las sobrepresiones anormalessiempre involucran una zona particular quese sella o aísla. La magnitud de lasobrepresión depende de la estructura, el

ambiente sedimentario y los procesos y tasade sedimentación.

Uno de los mecanismos más comunes quegenera presiones anormalmente altas es elentrampamiento del agua intersticial duranteel proceso de sedimentación. Si se forma unsello antes de que se desplace el aguaintersticial, no se establece el contacto granoa grano entre los sólidos. Con el tiempo, y con

30 Oilfield Review

> Aislamiento de la presión por desplazamiento de las fallas. En áreas con fallas, laszonas presionadas (pardo) pueden desplazarse a lo largo de un plano de falla. Si seencuentra adecuadamente sellada, la zona desplazada mantiene su presión anormal.Si bien es posible definir el tope de una zona de presión anormal en un área o estruc-tura dada, la presencia de fallas puede producir cambios significativos en la profun-didad de la formación, a poca distancia. Para el perforador, esto no sólo creaconfusión sino que plantea mayores riesgos de perforación.

Pozo 1 Pozo 2

Arenisca presionada

Arenisca presionada

Pressured sand

Pozo 3 Pozo 4 Pozo 5

Arenisca presionada

Invierno de 2005/2006 31

los incrementos producidos en la compac-tación debido a la presión ejercida por losestratos de sobrecarga, el agua contenida enel espacio poroso se comprime, generandouna presión de poro anormalmente alta.

Otra de las causas de la presiónanormalmente alta es el levantamientogeológico y el desplazamiento de unaformación, que reubica físicamente unaformación de presión más alta, trasladándolade una profundidad a otra (página anterior).Cuando una zona de presión previamentenormal, situada a gran profundidad, esdesplazada por la actividad tectónica haciauna profundidad más somera permaneciendointactos los sellos, la presión resultante seráanormalmente alta.

La subcompactación producida durante lasedimentación es otro mecanismo degeneración de presión de poro alta. En elGolfo de México y en otras cuencassedimentarias, el desequilibrio de lacompactación se considera la causa másimportante de la sobrepresión. Para que elsedimento se compacte, el agua intersticialdebe ser expulsada. No obstante, si lasedimentación es rápida en comparación conel tiempo requerido para que el fluido seaexpulsado del espacio poroso, o si se formansellos que impiden la deshidratación y lacompactación durante el enterramiento, elfluido poroso se vuelve sobrepresionado ysoporta parte del peso de los sedimentossobreyacentes.

Los sistemas artesianos constituyen unafuente única de presiones anormalmentealtas. En estos sistemas, la cota de superficiedel pozo se encuentra por debajo del nivel delmar o de la capa freática, condición quepodría existir si se perforara en un valleintermontañoso (arriba).

El mismo principio rige para las situacionesestructurales en las que las formacionespermeables de gran inclinación permiten latransmisión de la presión desde una zona

profunda de presión más alta a unaprofundidad más somera. Las presionesanormales causadas por los efectosestructurales son comunes en las adyacenciasde los domos salinos, donde la sal que seeleva y migra ha levantado las formacionesadyacentes, volcando y sellando lasformaciones permeables.

También pueden producirse sobrepresionesen areniscas someras si los fluidos de presiónmás alta migran desde las formacionesinferiores como resultado de la presencia defallas o a través de un sello en una red demicrofracturas (derecha)2. Además, lasacciones creadas por el hombre puedenprovocar la carga de las areniscas superiores.Los problemas de cementación pobre de lastuberías de revestimiento y de pérdida decirculación, el fracturamiento hidráulico y losreventones subterráneos pueden hacer quezonas que de lo contrario exhibirían presiónnormal, se conviertan en zonas anormalmentepresionadas.

Otra de las causas de la sobrepresión es laactividad química. Si la sedimentación masivade material orgánico se sella con el tiempo yse expone a temperaturas más elevadas, estamateria orgánica genera metano y otroshidrocarburos que constituyen la carga de laformación. El incremento de la profundidad,la temperatura y la presión puede hacer queel yeso se convierta en anhidrita, liberandoagua que carga una formación.

Contrariamente, la anhidrita que se expone alagua puede formar yeso, lo que se traduce enun aumento de hasta el 40% del volumen,fenómeno que incrementa las presioneszonales. La presión de poro también puedeincrementarse a través de la conversión de la esmectita en ilita, al aumentar la tempe-ratura y la profundidad. Conforme el agua esexpulsada de la red cristalina de la arcilla, lapresión de poro se incrementa.

> Sistema de presión artesiano. En estos sistemas, la cota superficial del pozo se encuentra por de-bajo del nivel del mar o debajo de la capa freática. Esto se produce comúnmente cuando se perforaen un valle o en una cuenca rodeada por sierras o montañas; sitios en los que la capa freáticaconectada se carga con agua proveniente de zonas más elevadas.

Nivel del suelo

Pozo artesiano

Cota del pozo por debajo de la capa freáticaLluvia Lluvia

Sello Arenisca permeable

> Migración de las fracturas. Los planos defalla pueden permitir la transmisión de la pre-sión desde una zona de presión más alta hastauna zona más somera, de menor presión. Estose traduce en una arena de presión anormal oarena cargada. Estos efectos son comunes enlos ambientes con esfuerzos tectónicos yadyacentes a los domos salinos.

Zona demayor presión

Arenisca cargada

1. Bourgoyne AT, Millheim KK, Chenevert ME y Young FS: Applied Drilling Engineering, Primera Edición, Richardson, Texas: Sociedad de Ingenieros de Petróleo, 1986.

2. Para obtener más información sobre la presencia defallas, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R,Kaufman P, Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbrecon el análisis de fallas que actúan como sello,”Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.

Aproximadamente para la misma época enque Drake perforó su primer pozo, comenzaron adesarrollarse y utilizarse los equipos de sismolo-gía para registrar y medir los movimientos de laTierra durante los sismos. Los investigadoresdesarrollaron las tecnologías que constituyen labase de la sismología de reflexión. En la sismolo-gía de reflexión, las formaciones del subsuelo semapean mediante la medición del tiempo quetardan los impulsos acústicos transmitidos haciael interior de la Tierra en volver a la superficiedespués de ser reflejados por las formacionesgeológicas con propiedades físicas variables.8

Con el tiempo, la tecnología sísmica se trasladóal campo petrolero, proporcionando a los geofísi-cos, geólogos e ingenieros de perforación lasherramientas para evaluar los yacimientos yregímenes de presión antes de perforar un pozo.

Si bien las primeras estimaciones de la geo-presión basadas en el análisis de imágenessísmicas eran rudimentarias, los perforadoresnecesitaban contar con estimaciones de la pre-sión previas a la perforación para la selección dela densidad del lodo, el diseño la tubería derevestimiento y la estimación del costo del pozo,entre otras aplicaciones. Los ingenieros observa-

ron que las primeras estimaciones de la presióneran demasiado inciertas, especialmente en losyacimientos de petróleo y gas complejos. Paracomprender y visualizar con más facilidad elambiente de la geopresión, los geocientíficos uti-lizan ahora sofisticadas técnicas de adquisicióny procesamiento de datos sísmicos, modelosmecánicos del subsuelo y cubos de presión deporo que les permiten estudiar, evaluar y visuali-zar los ambientes de presión dentro de unacuenca o un área dada.

Los ingenieros emplean la técnica de tomo-grafía de reflexión que brinda mayor resoluciónespacial que las técnicas sísmicas convencionalespara predecir la presión de poro con precisión, apartir de los datos sísmicos. Este nivel de altaresolución también ayuda a diferenciar las va-riaciones de la presión de poro a partir de lasvariaciones en la litología y en el contenido defluidos.9

La tomografía de reflexión ofrece ventajassignificativas, en comparación con los datos sís-micos convencionales. El procesamiento de losdatos sísmicos convencionales suaviza las fluc-tuaciones de la velocidad y los picados de losintervalos de velocidad suelen ser demasiadotoscos para generar una predicción precisa de lapresión de poro. La tomografía de reflexiónreemplaza al análisis de velocidad convencionalde baja resolución por un enfoque generalbasado en el modelado de las trazas de rayos. Sibien se puede obtener una imagen interpretableutilizando un campo de velocidad sísmica con-vencional relativamente pobre pero suave, laresolución es a veces demasiado baja como parapronosticar la presión de poro en forma exacta,con fines de planeación de pozos. Contraria-mente, el modelo de velocidad refinado pormedios tomográficos conduce a una mejor com-prensión de la magnitud y distribución espacialde la presión de poro, reduciendo la incertidum-bre asociada con las predicciones de la presiónde poro (izquierda).

Reducción de la incertidumbreEn áreas en las que la geología se desconoce yen donde el número de pozos perforados esescaso o nulo, la predicción sísmica de la geo-presión quizás sea la única herramienta deplaneación de que dispone el ingeniero. Sinembargo, los datos provenientes de fuentes múl-tiples, especialmente de las operaciones deperforación, pueden utilizarse junto con la tomo-grafía sísmica para refinar los modelos y reducirel riesgo y el costo, mejorando al mismo tiempola eficiencia de la perforación.

32 Oilfield Review

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Presión de poro derivadas de velocidades apiladas

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Presión de poro derivadas de velocidades tomográficas

> Tomografía sísmica. En los métodos previos, los intérpretes apilaban lasvelocidades sísmicas para mejorar la resolución; a partir de esto, genera-ban un cubo de presión de poro que representaba las presiones de poroen un área dada (extremo superior). Ahora, las técnicas tomográficasmejoran asombrosamente la resolución de la presión de poro, reduciendola incertidumbre y aumentando la precisión en la planeación de pozos(extremo inferior).

Invierno de 2005/2006 33

Una vez perforados los pozos, los perforado-res y los ingenieros a cargo de la planeacióntienen acceso a datos adicionales, incluyendoregistros de inyección, información sobre adqui-sición de registros de inyección, muestras deformación, registros adquiridos con cable yregistros adquiridos durante la perforación, ydatos de pruebas de formaciones. Herramientastales como el Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT muestrean los fluidos deformación y proveen presiones de yacimientoprecisas.10

Las presiones en las secciones de lutita que seencuentran por encima de un yacimiento puedenestimarse en base a los valores de densidad dellodo de los pozos vecinos. Los informes de perfo-ración diarios de problemas tales como golpes depresión, pérdida de circulación, atascamientodiferencial y otros problemas de perforación tam-bién pueden indicar la presencia de presionesanormales. Los ingenieros a cargo de la planea-ción generalmente utilizan los datos de pozosvecinos con precaución. La utilización de las den-sidades del lodo para estimar la presión de laformación puede dar lugar a confusiones, particu-larmente cuando los datos provienen de pozosmás viejos.

La mayoría de los pozos se perforan en con-diciones de sobrebalance, con densidades delodo de 1,200 kg/m3 [10 lbm/gal americano] osuperiores a la presión de formación real. Losperforadores con frecuencia incrementan lasdensidades del lodo para controlar las lutitasproblemáticas o las lutitas desmoronables.

Se puede obtener una evaluación más deta-llada de la geopresión mediante la combinaciónde los datos de perforación con datos de regis-tros eléctricos, acústicos y de densidad de pozosvecinos. Para predecir la presión de poro enbase a registros adquiridos con herramientasoperadas con cable o registros adquiridosdurante la perforación, los analistas a menudocorrelacionan los cambios observados en laporosidad de las lutitas con la existencia poten-cial de presión anormal. Esto es posible porquelas lutitas generalmente se compactan en formauniforme con el incremento de la profundidad.Debido a esta compactación, la porosidad y la

conductividad eléctrica se reducen a un ritmouniforme al aumentar la profundidad y la pre-sión de los estratos de sobrecarga. No obstante,si hay un sello presente, pueden existir nivelesde agua connata conductiva superiores a los nor-males, lo que incrementa la conductividad eindica la existencia de presión anormal (arriba).Si bien la conductividad es un buen indicador,numerosas variables tales como la salinidad delagua connata, la mineralogía, la temperatura yel filtrado del lodo de perforación también pue-den afectar la respuesta del registro eléctrico.

La velocidad acústica obtenida de los regis-tros sónicos provee otra herramienta para ladeterminación de la presión de poro, que esmenos afectada por las condiciones del pozo.Las herramientas acústicas miden el tiempo que

tarda el sonido en recorrer una distancia especí-fica. A medida que cambian las característicasde la formación, también lo hacen la velocidad yel tiempo de tránsito de intervalo.

Las lutitas con porosidades casi nulas puedentransmitir el sonido a velocidades del orden de4.88 km/s [16,000 pies/s] y con tiempos de trán-sito de 205 µs/m [62.5 µs/pie].11 Las lutitas conporosidades más altas poseen más espacio porososaturado de agua de formación, hidrocarburos oambos elementos. Con una porosidad del 30%, lavelocidad se reduce a 3.87 km/s [12,700 pies/s],y el tiempo de tránsito de intervalo se incrementahasta alcanzar aproximadamente 338 µs/m[103 µs/pie]. Las lutitas de presión normal exhi-ben tiempos de tránsito de intervalo que sereducen con la profundidad. No obstante, si se

8. Para obtener más información sobre la evolución de latecnología sísmica, consulte: http://www.spe.org/spe/jsp/basic/0,1104_1714_1004089,00.html (Se accedió el 8de octubre de 2005).

9. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “SeismicPore-Pressure Prediction Using Reflection Tomographyand 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2(Febrero de 2002): 188–192.

Tope de la zona de presión anormal

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Resistividad

Línea de tendencia de presión normal

> Análisis de registros eléctricos para reducir la incertidumbre de las predicciones de la presión deporo basadas en la sísmica. En los sedimentos con compactación normal, la conductividad eléctricase reducirá con la profundidad al ser expulsada el agua de los espacios porosos. Una deflexión de lacurva de conductividad con respecto a la tendencia normal (círculo de guiones, izquierda y centro)puede indicar un cambio en la concentración del agua intersticial y, en consecuencia, el potencialpara el desarrollo de presión anormal. Mediante la utilización de datos sísmicos y datos de registroseléctricos, el procesamiento computacional refina los datos y genera modelos predictivos tridimen-sionales que ayudan a los ingenieros y perforadores a visualizar las tendencias de la presión de poro(derecha).

10. Para obtener más información sobre la herramienta MDT,consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R,Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations inWireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoñode 1998): 26–41.

11. La unidad µs significa un microsegundo o una millonésima de segundo.

observa un incremento de la presión de poro latendencia se invertirá (arriba).

Las herramientas de adquisición de registrosde densidad también ayudan a los ingenieros apredecir las geopresiones. La herramienta irradiaen la formación con rayos gamma que interac-túan con los electrones que rodean al pozo. Laintensidad de los rayos gamma retrodispersadosvaría con la densidad volumétrica. Dado que ladensidad volumétrica de la lutita de presión anor-mal es menor que la densidad de la lutita depresión normal, los ingenieros pueden combinarlas predicciones obtenidas con las mediciones dedensidad, eléctricas y acústicas con los datos sís-micos de superficie para refinar mejor losmodelos y perfiles de presión de yacimiento.

Mejoramiento de las predicciones de la presión de poro en la Cuenca de VeracruzLas imprecisiones de la predicción de las presio-nes de poro pueden ocasionar problemas decontrol de pozos, exponiendo a los operadores ariesgos indebidos y a costos excesivos. Los proble-mas de perforación existentes en la Cuenca deVeracruz, situada en México, condujeron a Petró-leos Mexicanos (PEMEX), a reevaluar laspredicciones de la presión de poro.12 Los ingenie-ros de PEMEX y Schlumberger observaron que lasdensidades del lodo pronosticadas en el CampoCocuite eran superiores a las requeridas, lo que

ocasionaba problemas de pérdida de circulación ycostos superiores a los previstos. Para mejorar laeficiencia de la perforación y reducir el riesgo, losingenieros y geocientíficos utilizaron los datossísmicos de superficie tridimensionales (3D)adquiridos previamente, junto con los registrossónicos, las densidades del lodo, los levantamien-tos con tiros de pruebas de velocidad y laspruebas de presión de pozos vecinos para mejorarlas predicciones de la presión de poro.13

Para estimar la presión de poro a partir delas velocidades sísmicas, se debe obtener unconocimiento local del esfuerzo vertical total.En el área cubierta por el levantamiento sísmico3D del Campo Cocuite, el único registro de den-sidad disponible correspondía al Pozo Cocuite402, que cubría un rango de profundidad osci-lante entre 196 y 2,344 m [643 y 7,690 pies].Para estimar el esfuerzo de sobrecarga hasta laprofundidad requerida de más de 3,962 m[13,000 pies], los datos de densidad del registrode densidad del Pozo Cocuite 402 se combinaroncon otra información de densidad de la Cuencade Veracruz en un registro de densidad com-puesto. Esta información se utilizó luego paracalcular un gradiente de esfuerzo de sobrecargageneral para el área. Las velocidades de forma-ción calculadas se verificaron mediante sucomparación con los registros sónicos, reescala-dos con respecto a las longitudes de ondas

sísmicas, y con las velocidades sísmicas de inter-valo obtenidas mediante la inversión de lospares de tiempo de tránsito-profundidad deriva-dos de los tiros de prueba de velocidad.

Si bien se notó una concordancia razonable alo largo de los intervalos para los cuales se dispo-nía de registros sónicos e información de tiros deprueba de velocidad, se observaron variacionesdel campo de velocidad entre una localización yotra (próxima página). También se notaron varia-ciones similares para los otros pozos del área deestudio. Con el fin de mitigar estas variaciones depequeña escala, los geocientíficos suavizaronlateralmente las velocidades antes de convertirlas velocidades sísmicas de intervalo en presiónde poro. Esta técnica se traduce en modelos 3Dcon gran densidad de datos, que son menosinciertos que los modelos adquiridos con las téc-nicas convencionales.

Mediante la utilización de las velocidadessísmicas del levantamiento 3D del CampoCocuite y una transformada de velocidad a pre-sión de poro, los ingenieros optimizaron lasoperaciones de perforación a través del ajustede las densidades del lodo. Los ingenieros consi-deran que es posible una refinación ulterior deesta predicción de la presión de poro mediantela utilización de la técnica de tomografía dereflexión para mejorar la resolución lateral delas velocidades sísmicas.14

34 Oilfield Review

16

lbm

/gal

am

eric

ano

0.5

Profundidad, km15

14

13

12

11

10

9

8

1.01.52.02.5

3.5

1412

10y (km)

50 70200 400 600 1,000 2,000

Línea de tendencia de presión normal

Tope de la zonade presión anormal

Cambio del tiempo de tránsitode intervalo, µs/pie

1000

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

12

13

14

15

200 300

x (km)8

6 68

1012

1416

Conductividad, mS

Prof

undi

dad,

1,0

00 p

ies

10 3.0

> Registros acústicos para la predicción de la presión de poro. Las ondas acústicas reducen la velo-cidad cuando encuentran rocas con concentraciones de agua intersticial más elevadas. El tope deuna zona de presión anormal se puede predecir en base al cambio en el tiempo de tránsito de inter-valo (círculo de guiones, a la derecha) y correlacionarse con los cambios producidos en la conducti-vidad (izquierda). Ambas mediciones pueden utilizarse para reducir la incertidumbre del cubo sísmicode presión de poro (centro).

Invierno de 2005/2006 35

Ajuste de las predicciones de la presión de poro durante la perforaciónLa progresión de las técnicas sísmicas conven-cionales de predicción de la presión de poro alas técnicas tomográficas de reflexión redujo sig-nificativamente la incertidumbre y mejoró laprecisión de las estimaciones de la presión deporo. No obstante, las operaciones de perfora-ción en las profundidades de la Tierra siguieroncargadas de incertidumbre.

Durante las operaciones de construcción depozos, los perforadores se esfuerzan por ba-lancear la densidad del lodo y la presión deformación, a menudo basados exclusivamente enmediciones o indicadores indirectos. Los pará-metros de perforación en tiempo real sonmonitoreados (vigilados rutinariamente) atenta-mente para detectar cambios en la velocidad depenetración, rastros de gas y la existencia derecortes que retornan a la superficie, además delas señales transmitidas por las herramientas de

mediciones durante la perforación y registrosdurante la perforación (MWD y LWD, por sussiglas en inglés respectivamente).

Los geofísicos de Schlumberger desarrollaronuna técnica para actualizar las incertidumbresasociadas con las velocidades pronosticadas y lamedición de la presión de poro durante la perfo-

ración.15 Esta técnica evalúa las incertidumbresde las presiones de poro pronosticadas, sobre labase de las mediciones de sísmica de pozo, laadquisición de registros de pozos y las medicio-nes de presión adquiridas durante la perforación.La técnica fue evaluada en dos pozos del Golfo deMéxico, EUA.

M É X I C O

E U A

G o l f o d e M é x i c o

Campo Cocuite

4.0

3.5

Velo

cida

d, k

m/s

3.0

2.5

2.0

1Cuatas N° 1

10215

12

4 1013

10402

403405

13 6

50

1

2

3

415

1510y, km x, km

105 5

0 0

Prof

undi

dad,

km

Velocidad, km/s1 2 3 4 5

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

1

2

3

4

600600

400Número de líneas sísmicas

paralelas a la dirección de

adquisición (in-lines)Pr

ofun

dida

d, k

m

Número de líneas sísmicas

perpendicular a la dirección

de adquisición (cross-lines)

400200 200

2.0

1.8

1.6

1.4

1.2 Grad

ient

e de

pre

sión

de

poro

, g/c

m3

Prof

undi

dad,

km

> Comparación de las velocidades de intervalo de ondas P. Los datos (extremo superior derecho) obtenidos mediante el reescalado del registro sónico(curva verde) y la inversión de los pares de tiempo de tránsito-profundidad tomados de las pruebas de tiros de prueba de velocidad (curva roja) del PozoCocuite 101 se comparan con las velocidades sísmicas de intervalo (puntos azules) para todas las localizaciones registradas en el estudio del CampoCocuite. A partir de esta información, los ingenieros generaron un cubo sísmico 3D de velocidades de intervalo (izquierda) y un cubo de gradientes depresión de poro (extremo inferior derecho) que muestran una zona de transición de aproximadamente 3 km [9,843 pies]. Este cubo ayudó a definir loslímites inferior y superior de la presión de formación.

12. Sayers CM, Hooyman PJ, Smirnov N, Fiume G, Prince A,de Leon Mojarro JC, Romero MT y Gonzales OM: “PorePressure Prediction for the Cocuite Field, VeracruzBasin,” artículo de la SPE 77360, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

13. Los perforadores a menudo obtienen mediciones sísmi-cas de fondo de pozo con el fin de proporcionar datospara la correlación de los datos sísmicos de superficiecon las condiciones de fondo de pozo reales. Un tiro deprueba de velocidad mide el tiempo de tránsito sísmicodesde la superficie hasta una profundidad conocida enel pozo. La velocidad de las ondas compresionales, uondas P, de las formaciones, observada en un pozo,puede medirse directamente bajando un geófono encada formación de interés, enviando una fuente de ener-gía desde la superficie terrestre y registrando la señalresultante. Los datos se correlacionan luego con los

datos sísmicos de superficie previos a la perforación delpozo, mediante la corrección del registro sónico y lageneración de un sismograma sintético para confirmar omodificar las interpretaciones sísmicas. Luego, se pue-den actualizar los modelos mecánicos del subsuelo y laspredicciones de la presión de poro.

14. Sayers et al, referencia 12. 15. Malinverno A, Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC:

“Integrating Diverse Measurements to Predict Pore Pressures with Uncertainties While Drilling,” artículo dela SPE 90001, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembrede 2004.Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de2002/2003): 2–17.

El proceso consistió en establecer las incerti-dumbres básicas asociadas con los coeficientesde la relación velocidad/presión de poro, a partirde la velocidad de las ondas compresionales y ladensidad. Cuando comenzó la perforación, lasincertidumbres fueron definidas completamentecon los valores básicos (arriba).

Conforme avanzaba la perforación en el pri-mer pozo de evaluación, un levantamiento detiros de prueba de velocidad proporcionó losdatos para la calibración de la estructura de velo-cidad, permitiendo que los geofísicos refinaran

las proyecciones básicas y redujeran la incerti-dumbre asociada con las predicciones develocidad y de presión de poro. Se produjo unareducción relativamente pequeña de la incerti-dumbre asociada con la velocidad, debido altamaño reducido del conjunto de datos de tirosde prueba de velocidad, que consistió en medicio-nes del tiempo de tránsito adquiridas a intervalosvariables de 50 a 200 m [164 a 656 pies].

Después de la adquisición inicial de registros,los ingenieros incorporaron los datos de registrossónicos para refinar aún más el perfil de presión.

Esta información adicional redujo notablementela incertidumbre asociada con la velocidad y setradujo en una predicción de la presión de porocorrespondientemente más detallada. La pre-dicción mejorada de la presión de poro seguíateniendo un nivel de incertidumbre que sólopodía reducirse mediante la incorporación de losdatos de presión de poro medidos. Ante la ausen-cia de mediciones de presión de poro directas, seutilizó la densidad del lodo para representar loslímites de dicha presión.

36 Oilfield Review

500

1,000

1,500

1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

lbm/gal americano

3,000

2,000

2,500

3,000

Prof

undi

dad,

m1

500

1,000

1,500

1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

lbm/gal americano

3,000

2,000

2,500

3,000

Prof

undi

dad,

m

Sónico

Densidades del lodo

3

500

1,000

1,500

1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

lbm/gal americano

3,000

2,000

2,500

3,000

Prof

undi

dad,

m

Sónico

2

500

1,000

1,500

1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

lbm/gal americano

3,000

2,000

2,500

3,000

Prof

undi

dad,

m

Sónico

Densidades del lodo

Datosde presión

de poro

4

> Reducción de la incertidumbre. El grado de incertidumbre asociado con un gradiente de presión de poro se ejemplifica con el ancho y la baja resolución delas curvas de velocidad de ondas compresionales (Vp) y de gradiente de presión de poro (1). Los datos Vp del sónico, provenientes de los tiros de prueba develocidad, se agregan al modelo, reduciendo de alguna manera la incertidumbre asociada con la presión de poro (2). El agregado de las densidades del lododerivadas de los informes de perforación (3) y de las mediciones físicas de la presión de poro (4) refina las estimaciones y mejora sorprendentemente laresolución de la presión de poro.

Invierno de 2005/2006 37

En el segundo pozo de prueba, se infirieronvelocidades relativamente bajas a partir de losdatos sísmicos de superficie, por debajo de 1,500a 2,000 m [4,921 a 6,562 pies], correspondientes ala sobrepresión pronosticada. Los geofísicosincorporaron los datos de los registros sónicospara reducir la incertidumbre. Si bien las pre-dicciones de la presión de poro mejoraron, lainclusión de las densidades del lodo y de lasmediciones directas de la presión de poro ayudó acalibrar los coeficientes de la relación veloci-dad/presión de poro e imponer un límite superiorsobre las presiones de poro pronosticadas.

Inicialmente, el gradiente de presión de poroentre 1,500 y 2,000 m se estimó superior a1,560 kg/m3 [13 lbm/galón americano], utili-zando las predicciones de la presión de porobasadas exclusivamente en los datos sísmicos desuperficie, los valores de los tiros de prueba develocidad y los registros sónicos. Con la inclu-sión de las mediciones de la presión de poroMDT, la predicción calibrada de la presión deporo restringió la presión de poro equivalente amenos de 13 lbm/gal americano. La incertidum-bre se redujo, permitiendo a los perforadorescontrolar las densidades del lodo, definir las pro-fundidades de entubación en forma optimizada ymejorar la eficiencia general de la perforación.

Medición de las presiones de yacimientosDespués de la perforación, las preocupacionesexistentes en torno a la presión normalmente setrasladan a las operaciones de manejo de yaci-mientos y producción. La comprensión de laspresiones presentes en el yacimiento incide enúltima instancia en la producción y la recupera-ción de la inversión y, hoy en día, puede inclusoproporcionar directrices para colocar pozos adi-cionales con miras a optimizar la producción.Las demandas operacionales dictaminan cómo ycuándo se obtienen las mediciones de presión,disponiéndose de numerosos métodos y herra-mientas para medir y monitorear (vigilar) laspresiones de yacimiento prácticamente en cual-quier momento durante el ciclo de vida de unpozo. Como se describió precedentemente, lacomprensión de la presión comienza con lasestimaciones previas a la perforación basadas endatos sísmicos y en pozos vecinos y se refina adi-cionalmente durante la perforación. Losingenieros de yacimientos y producción obtie-nen mediciones adicionales mediante lautilización de herramientas de adquisición deregistros o sensores permanentes en el pozo o enla superficie.

Entre los diversos fines con que los ingenie-ros de yacimientos utilizan las mediciones depresión precisas se encuentran la identificacióny tipificación de objetivos, la definición de loscontactos de fluidos y la evaluación de la conti-nuidad de los yacimientos. La obtención de laprecisión requerida en las mediciones implica lautilización de servicios tales como los de laherramienta MDT, el servicio de medición de lapresión de yacimiento durante la adquisición deregistros PressureXpress o las herramientas demedición de la presión de formación durante laperforación. En estos servicios, se obtienendatos de alta calidad durante las pruebas cono-cidas como pre-ensayos, si se espera suficientetiempo para la estabilización de la presión antesde la medición, de manera que la presión exis-tente en el interior de la herramienta seequilibre con la presión de la formación. Ade-más, mediante la ejecución de un gran númerode pre-ensayos es posible establecer los gradien-tes de fluidos.

Más adelante, en los ambientes de yacimien-tos maduros en los que la producción ha sidosustancial, las mediciones de la presión de forma-ción se utilizan para cuantificar el agotamiento,evaluar el soporte de la presión o analizar enmayor detalle la continuidad del yacimiento. Sibien los requisitos de precisión de las medicio-nes de presión quizá no sean tan estrictos en losyacimientos maduros, la capacidad de medir laspresiones a lo largo de una amplia gama de per-meabilidades de formación puede resultarcrucial para el incremento de la recuperación dehidrocarburos.

Medición de la presión durante la perforación en NoruegaSi bien las técnicas de sísmica de pozo han acer-cado al perforador a la posibilidad de comprendery pronosticar las presiones de poro en tiemporeal, los científicos e ingenieros continúan desa-rrollando herramientas para la obtención demediciones de presión directas durante la perfo-ración. A medida que avanzaba la tecnologíaLWD, los ingenieros adaptaron el Sensor de Cris-tal de Cuarzo CQG y las tecnologías de lossensores de deformación, utilizadas en otrasherramientas de medición de la presión talescomo el sistema MDT, a las herramientas demedición de la presión durante la perforación, entiempo real (véase “Sensores de presión decuarzo,” página 41).

Los ingenieros de Statoil y Schlumbergerprobaron el nuevo servicio StethoScope de medi-ción de la presión de formación durante laperforación en el año 2004, en varios camposubicados en el área marina de Noruega.16 Elobjetivo de las pruebas de campo era establecersi una medición de la presión de formacióndurante la perforación podía ser de calidad com-parable con las mediciones del probador MDToperado con cable, dado el rango de permeabili-dades, condiciones de pozo y propiedades dellodo observado en estos campos.

Todos los probadores de formaciones midenla presión de poro en la interfase existente entreel revoque de filtración externo y la pared delpozo, o la formación. Si la presión en la forma-ción es una buena estimación de la presión deformación de campo lejano verdadera o no lo es,no sólo depende de las propiedades del lodo, delrevoque de filtración y de la formación sino tam-bién de la historia del régimen de circulacióndel fluido de perforación.

Si el revoque de filtración es totalmente ine-ficaz en lo que respecta a la provisión del selloentre la formación y la probeta de prueba, semedirá la presión del pozo; si el revoque de fil-tración provee un sello perfecto, dado suficientetiempo, el probador debería medir la presión deformación verdadera.

En la mayoría de las situaciones de perfora-ción, los revoques de filtración no son perfectosni uniformes en lo que respecta a composición.Durante el curso normal de las operaciones deperforación, el revoque de filtración es ero-sionado por la circulación del lodo, raspadodurante los viajes, y luego reconstruido en lapared del pozo. Los experimentos de laboratoriorealizados con lodos a base de agua y a base deaceite indican que las condiciones dinámicas delpozo inciden en la velocidad de filtración dellodo en la formación y, en consecuencia, en lapresión medida en la formación. Un revoque defiltración con pérdidas suele ser un problema ypuede generar diferencias significativas entrelas presiones de formación medidas y las pre-siones de formación verdaderas. Cuando ladiferencia entre la presión de formación mediday la presión de formación verdadera es significa-tiva, se dice que la formación está sobrecargada.

16. Pop J, Laastad H, Eriksen KO, O’Keefe M, Follini J-M yDahle T: “Operational Aspects of Formation PressureMeasurements While Drilling,” artículo de las SPE/IADC92494, presentado en la Conferencia de Perforación delas SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

Esta situación puede producirse tanto en elmétodo de medición durante la perforacióncomo en el método de medición con herramien-tas operadas con cable convencional, pero puedeser más común en un método de obtención demediciones durante la perforación debido alcarácter dinámico del ambiente.

Para aumentar la confiabilidad en las medi-ciones de presión, la herramienta StethoScopefue diseñada con una probeta de medición de lapresión encastrada en una aleta del estabilizador,rodeada por un elemento de sello de elastómero oun empacador (izquierda). El diseño del estabili-zador maximiza el área de flujo en la seccióntransversal de la probeta, desvía el flujo fuera dela interfase existente entre la probeta y la for-mación y minimiza la velocidad del lodo en lasproximidades de la probeta, ayudando de estemodo a reducir la erosión del revoque de filtra-ción y la pérdida de filtrado en el interior de laformación durante la prueba. Se emplea un pis-tón de ajuste perforable para empujar elestabilizador que contiene la probeta contra lapared del pozo.

La herramienta recibe potencia de una tur-bina de fondo MWD. La potencia adicional esprovista por una batería, con capacidad para ope-rar la herramienta de medición de la presión deformación durante la perforación completa-mente; por ejemplo durante las pruebas, en quelas bombas están fuera de servicio. Las presionesde formación son medidas con dos manómetrosde presión aptos para operaciones de perfo-ración: un sensor de presión CQG reforzadopatentado y un sensor de deformación. Unsegundo sensor de deformación, instalado cercade la probeta, mide la presión de pozo en formacontinua. Todos los datos adquiridos durante laspruebas de formación son almacenados en lamemoria de la herramienta, incluyendo las pre-siones, temperaturas, volúmenes reales de lospre-ensayos y las velocidades de caída de pre-sión, así como la información sobre estado yoperación relacionada con la herramienta. Lasherramientas poseen memoria suficiente comopara almacenar más de 80 pruebas de presión decinco minutos.

A la hora de adquirir presiones de formación ymovilidades de fluidos, los ingenieros puedenoptar entre dos modos diferentes de operación delos pre-ensayos: una secuencia de pre-ensayosoptimizada o una secuencia de pre-ensayos demodo fijo.17 Un pre-ensayo optimizado o de tiempolimitado consiste en un pequeño pre-ensayo ini-cial durante el cual se prueba la formación paradeterminar sus propiedades dinámicas, seguidode uno o más pre-ensayos optimizados, preferen-temente de mayor volumen. Los pre-ensayos

38 Oilfield Review

> Datos de presión en tiempo real. En este ejemplo de prueba de campo, losdatos de presión, presentados como triángulos abiertos, se muestran en tiemporeal, en la superficie, durante un pre-ensayo limitado a un tiempo de 5 minu-tos, realizado con las bombas de lodo en funcionamiento, circulando a unavelocidad de aproximadamente 2,271 L/min [600 galones americanos/min]. Lavelocidad de transmisión del sistema de telemetría para esta prueba fue de 6bits/s. Los círculos coloreados representan los marcadores de eventos prin-cipales identificados a medida que se adquieren los datos. El primer marcador(1) identifica la presión de pozo antes de la prueba, el segundo marcador (2)indica el inicio del incremento de presión para la etapa de investigación; eltercer marcador (3) muestra la estimación de la presión de formación de laetapa de investigación; el cuarto marcador (4) identifica el inicio del incremen-to de presión para la etapa de medición; y el quinto marcador (5) representa lapresión de formación, determinada durante la etapa de medición. Se determinóque la movilidad del fluido de formación era de aproximadamente 1.4 mD/cP.

2,000

1,000

00 100 200 300

Tiempo, s400 500

Pres

ión,

lpc

Pre-ensayocorrespondiente

a la fase deinvestigación

Datosde presión

1

2

3

4

5

Pre-ensayocorrespondiente

a la fasede medición

Primera estimación dela presión de formación

Estimación final dela presión de formación

> La herramienta StethoScope 675. La herramienta tiene una longitud de 9.1 m [31 pies]; posee un collarde 6.75 pulgadas con un estabilizador de 8.25 pulgadas o un estabilizador opcional de 9.25 pulgadas. Elestabilizador está compuesto por una sección en espiral de cuatro aletas en el extremo inferior y dosaletas rectas en el extremo superior. El empacador y la probeta están instalados en la aleta del estabi-lizador (negro). La aleta del estabilizador descansa, o se presiona, contra la formación por acción de lafuerza de gravedad o por la fuerza aplicada por el pistón de ajuste perforable (que no se muestra en lagráfica), eliminando la necesidad de orientación del estabilizador de 8.25 pulgadas en agujeros de hasta10.5 pulgadas. La probeta puede extenderse fuera de la aleta 3⁄4 de pulgada, pero normalmente sólo sedesnivela con respecto a la superficie de la aleta y se comprime contra la formación para formar el sello.Luego la probeta se abre a la formación para obtener una medición de presión. El aro de retención (unapieza en forma de Q situada alrededor del empacador negro) minimiza la deformación del empacadordurante una prueba, ayudando a mantener un sello efectivo (inserto).

Invierno de 2005/2006 39

optimizados son diseñados en el fondo del pozopor los sistemas lógicos de la herramienta queutilizan la información obtenida de pruebas pre-vias, de modo que al cabo de un tiempo de pruebaprescripto se hayan alcanzado múltiples presio-nes de formación estabilizadas. Se realizarántantas pruebas como sean necesarias para al-canzar presiones estabilizadas en el tiempoprescripto; para las formaciones con bajas movili-dades, esto puede resultar en un solo período deflujo (caída de presión).

En la etapa correspondiente a las pruebas decampo, en el área marina de Noruega, se emplea-ron pre-ensayos de modo fijo. En la herramientaStethoScope, se dispone de cuatro secuencias depre-ensayos de modo fijo que utilizan diferentesparámetros de pruebas pre-establecidos (dere-cha). Cada secuencia de pre-ensayos de modofijo comprende dos pares de caída e incrementode presión diseñados para proveer dos presionesde formación estabilizadas, dentro de un períodoespecificado, que en general es de 5 minutos. Sison consistentes, estas dos mediciones de pre-sión independientes por localización, o estación,de prueba junto con una estimación de la mo-vilidad del fluido de formación, generanconfiabilidad en el resultado final de la presión.La comparación de las dos presiones obtenidas,junto con la movilidad computada, permite reve-lar los efectos de un ambiente de presiónestático o dinámico. Una estimación de la movi-lidad del fluido de formación, de un orden demagnitud, ayuda a decidir qué secuencia demodo fijo particular utilizar en cualquier situa-ción dada; sin embargo, existe suficientesuperposición en sus rangos de aplicación, demodo que esta decisión no es crítica.

La comunicación hacia y desde la herra-mienta se realiza por medio del servicio detelemetría de alta velocidad durante la perfora-ción TeleScope, diseñado específicamente paraproporcionar un incremento de la velocidad detransmisión de datos y del ancho de banda parala entrega de datos. Un protocolo de telemetríaespecial para ser utilizado con el sistema de tele-metría Telescope permite que un dispositivounitario, tal como la herramienta StethoScope,monopolice la transmisión de datos cuando poseeun gran volumen de datos para transmitir a lolargo de un intervalo de tiempo corto. La combi-nación del sistema TeleScope con la transmisión

de datos en función de la demanda permite visua-lizar los datos StethoScope en la superficie, entiempo real (página anterior, abajo).

Durante la ejecución de las pruebas decampo, se evaluó el desempeño de la herra-mienta tanto en formaciones de baja movilidad(menos de 0.2 mD/cP) como en formaciones dealta movilidad (más de 350 mD/cP), comparán-dose la mayoría de los datos adquiridos con datosde presión y núcleos obtenidos con la herra-mienta MDT operada con cable. Las pruebas sellevaron a cabo en un pozo vertical, en pozosaltamente desviados (con ángulos de hasta 75°) yen un pozo horizontal, con velocidades de circu-lación que oscilaron entre la puesta fuera deservicio de las bombas y 2,300 L/min [600 galo-nes americanos/min]. Para evaluar los efectosdel tiempo transcurrido desde la perforación, las

mediciones de presión se obtuvieron entre una y43 horas después de que la barrena penetrara laprofundidad de la prueba. Las presiones medidasdurante la perforación se compararon con lasobtenidas con un probador MDT hasta 24 díasdespués de obtenidas las mediciones durante laperforación.

Las pruebas de campo llevadas a cabo enNoruega establecieron que las mediciones de pre-sión en tiempo real obtenidas con la herramientaStethoScope son comparables con las adquiridascon los probadores MDT operados con cable, bajocondiciones similares de permeabilidad, tipo delodo y pozo. En general, las mediciones de pre-sión más precisas se obtuvieron en lasformaciones con valores de movilidad más eleva-dos, con las bombas fuera de servicio, o cuando seutilizó una velocidad de circulación lo más baja y

17. Pop J, Follini J-M y Chang Y: “Optimized Test Sequencesfor Formation Tester Operations,” artículo de la SPE97283, presentado en la Reunión de 2005 del Área Marinade Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

Pre-ensayo 1

Tasa de flujo,cm3/s

Volumen,cm3

Tiempo deincremento

de presión, s

Tasade flujo,cm3/s

Volumen,cm3

Tiempototal, s

0.2

0.3

0.5

1.0

2

5

10

10

450

100

100

60

0.2

0.3

1.0

2.0

0.5

6.0

15.0

15.0

900

300

300

180

Pre-ensayo 2

Movilidad K/µ, (mD/cP)

A:

B:

C:

D:

≥ 0.1

≥ 1≥ 10

≥ 100

1,800

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

Pres

ión,

lpc

Tiempo transcurrido, s100 200 300 400 500 600 700 800

Presión de pozo

Bombas fuera de servicio

Pre-ensayo 1 Pre-ensayo 2

Bombas en funcionamiento

> Pre-ensayos de modo fijo, A a D, con dos pares de períodos de caída e in-cremento de la presión. Los parámetros se eligen de modo de cubrir un ampliorango de movilidad de los fluidos de formación (extremo superior). Los pará-metros especifican los volúmenes empleados y la duración de los períodos deincremento de presión para el Pre-ensayo 1 (el pre-ensayo correspondiente ala “investigación”) y el Pre-ensayo 2 (el pre-ensayo correspondiente a la “me-dición”). La gráfica (extremo inferior) demuestra la respuesta de la herramien-ta StethoScope durante la prueba de una formación de caliza de 1.5 mD/cPutilizando una secuencia de pre-ensayos similar a la de modo fijo, Tipo B.Durante esta prueba, se extendió el segundo período de incremento de pre-sión, lo que permitió a los ingenieros observar el tiempo de estabilización de lapresión mediante una secuencia de prueba más larga que la normal. Existe unavariación en la medición de la presión de formación cuando se obtienen lasmediciones con las bombas en funcionamiento (rojo), a una velocidad de 1,363L/min [360 galones americanos/min], y con las bombas fuera de servicio (azul).

5004003002001000200

250

300

350

400

450450

500

550

600

Pres

ión,

bar

es

Tiempo, s

Herramienta demedición durantela perforaciónPrueba 7: Sin circulación

Herramienta de medición durante la perforaciónPrueba 6: 1,850 a 2,250 L/min

Herramienta demedición durante la perforaciónPrueba 5: 2,262 L/min

Prueba MDT: 20 cm3 a 20 cm3/min

Comienzo del cambioen la circulación

401

402

403

404

405

406

407

Pres

ión,

bar

es

Tiempo, s

450150 200 250 300 350 400

Herramienta de medición durante la perforaciónPrueba 6: 1,850 a 2,250 L/min

Comienzo delcambio en la

circulación

Herramienta de medición durante la perforaciónPrueba 5: 2,262 L/min

Herramienta de medicióndurante la perforaciónPrueba 7: Sin circulación

Prueba MDT

constante posible, y durante los viajes de salidadel pozo (abajo). Las mediciones obtenidasdurante el proceso de perforación deberían reite-rarse en las estaciones seleccionadas durante losviajes de salida del pozo para confirmar los valo-res de presión obtenidos, especialmente si sesospecha la existencia de sobrecarga.

Los ingenieros determinaron que para las for-maciones con movilidades de fluido por debajode 5 mD/cP, existe una clara ventaja con respecto

a la adquisición de las presiones de formacióncon las bombas fuera de servicio. El grado desobrecarga como una función de la velocidad decirculación depende directamente del tiempotranscurrido desde la perturbación mecánica delrevoque de filtración. Las velocidades de circula-ción elevadas pueden favorecer la erosión de unrevoque de filtración establecido, lo que se tra-duce en sobrepresiones de formación aún cuandotranscurra un período prolongado entre la perfo-

ración y la prueba de presión. No siempre esseguro asumir que el efecto de sobrecarga sereduce con el tiempo después de la perforación.Los datos obtenidos con la técnica de repetición(o técnica de lapsos de tiempo) son importantespara la identificación de procesos de sobrecargadinámicos en formaciones con bajas movilidades.

La prueba de campo realizada por Statoil ySchlumberger en el Mar del Norte arrojó resulta-dos positivos. La herramienta StethoScopedemostró su capacidad para medir con precisiónlas presiones de formación en tiempo real, sinnecesidad de orientar la herramienta o incurriren un tiempo improductivo excesivo. En lasformaciones en las que la movilidad es suficien-temente alta, 5 mD/cP o un valor superior, lasmediciones de la herramienta StethoScope sonde igual calidad que las adquiridas con la herra-mienta MDT. Hoy en día, ambas herramientasestán ayudando a los ingenieros, geólogos y per-foradores a tomar decisiones rápidas, reducir laincertidumbre asociada con la perforación ygenerar ahorros de tiempo y dinero.

Mediciones de presión de formación durante la perforación en el Golfo de MéxicoEn los ambientes de perforación y producción deaguas profundas, los operadores se esfuerzan porreducir el riesgo, la incertidumbre y el costo. Unejemplo lo constituye la Unidad de ProducciónRam Powell, operada por Shell Offshore.Cubriendo ocho bloques del área Viosca Knoll, enel sector oriental del Golfo de México, EUA, lospozos se localizan en profundidades de agua queoscilan entre 609 y 1,219 m [2,000 y 4,000 pies], aunos 200 km [125 millas] al este-sudeste deNueva Orleáns. La producción comenzó en sep-tiembre de 1997, convirtiéndolo en uno de loscampos de petróleo más maduros del área deaguas profundas del Golfo de México.18

Cinco areniscas comerciales situadas a unaprofundidad vertical verdadera (TVD, por sussiglas en inglés) que oscila entre 1,676 y 4,114 m[5,500 y 13,500 pies] bajo el nivel del mar son lasque aportan la mayor parte de la producción deRam Powell. Los geólogos e ingenieros reevalua-ron el campo entre 2001 y 2003, incluyendolevantamientos sísmicos repetidos que identifi-caron oportunidades para la perforación depozos de relleno potencialmente sin drenar.

En enero de 2004, Shell puso en marcha acti-vidades de re-desarrollo. Los ingenierosobservaron un alto grado de riesgo e incertidum-bre en los nuevos proyectos de perforación. Losnuevos objetivos requerían la perforación depozos direccionales complicados. Como conse-cuencia de la producción, se habían agotado

40 Oilfield Review

> Medición de la presión en una formación de baja movilidad. Se realizaron tres secuencias de pruebasStethoScope (extremo superior), a la misma profundidad pero bajo diferentes velocidades de circula-ción de lodo en una formación de 3 mD/cP: una velocidad de 2,262 L/min [597 galones americanos/min](Prueba 5); una velocidad que cambió de 1,850 a 2,250 L/min [489 a 594 galones americanos/min](Prueba 6); y una prueba con las bombas fuera de servicio (Prueba 7). Todas las pruebas realizadasdurante la perforación corresponden al pre-ensayo Tipo C. Con fines comparativos, se muestran losdatos de un probador MDT para un pre-ensayo realizado unos 24 días después de las pruebasStethoScope. La gráfica (extremo inferior) muestra los detalles del incremento de presión final. Aquí,los efectos dinámicos del pozo pueden observarse claramente mediante la comparación de las prue-bas durante la perforación, con las bombas en funcionamiento y las bombas fuera de servicio, con laprueba de la herramienta MDT, en la que el revoque de filtración debería haber alcanzado una resis-tencia máxima.

Invierno de 2005/2006 41

además numerosas areniscas productivas, lo quelas hacía inestables y difíciles de perforar. Sibien estas circunstancias dificultaban aún másla evaluación de formaciones, la incertidumbreadicional aumentaba la necesidad de disponerde evaluaciones de formaciones durante la per-foración.

Para reducir el costo y mejorar la eficiencia,los ingenieros de Shell y Schlumberger planifica-ron utilizar las tecnologías LWD y MWD paraevaluar el yacimiento y el ambiente de perfora-ción en tiempo real, en el Pozo 2 de la campañade re-desarrollo. Los ingenieros seleccionaronun arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglasen inglés) compuesto por un sistema rotativodireccional PowerDrive Xtra, una serie de herra-mientas de Evaluación de Formaciones y degeneración de Imágenes durante la PerforaciónVISION de 6.75 pulgadas y los componentes de laherramienta StethoScope; todos posicionadosdebajo de un agujereador. La serie VISION inclu-yó una herramienta de resistividad con un collar(portamecha) de 63⁄4 pulgadas arcVISION675,una herramienta de Densidad-Neutrón Azimutalde 6.75 pulgadas adnVISION675 y una herra-mienta de resonancia magnética nuclear (RMN)de 6.75 pulgadas proVISION675. El servicio detelemetría TeleScope proporcionó la transmisióny el control de datos en tiempo real.

Los ingenieros planearon utilizar los datosde presión adquiridos con la herramientaStethoScope para el diseño de la terminación depozos y la verificación de los modelos de yaci-miento dinámicos. La obtención de medicionesde presión de formación durante la perforaciónredujo tanto el costo del equipo de perforacióncomo los tiempos de exposición del pozo, y per-mitió que los ingenieros de yacimiento y losgeólogos tomaran decisiones de colocación depozos oportunas.

Después de que el perforador asentara la tube-ría de revestimiento de 113⁄4 pulgadas a 3,192 m[10,474 pies] de profundidad medida (MD, porsus siglas en inglés), se perforó la sección inicialdel pozo de 105⁄8 pulgadas, con una inclinación deaproximadamente 45° entre 3,205 y 4,782 m[10,514 y 15,688 pies] MD. El petrofísico de Shellseleccionó los puntos de medición de la presiónde formación utilizando los datos de la herra-mienta de densidad-neutrón para determinar laubicación de las areniscas objetivo. Una vez en la

18. Volokitin Y, Stachowiak J y Bourgeois T: “Value ofSpecialized While Drilling Measurements: RecentExperience in Ram/Powell, GOM,” Transcripciones del46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,artículo C.

El cuarzo es uno de los diversos mineralesque posee propiedades piezoeléctricas.Cuando se aplica presión a un cristal decuarzo, se crea una carga eléctrica positivaen uno de los extremos del cristal y unacarga negativa en el otro. Los cristales decuarzo también son intensamentefotoeléctricos; los cambios de temperaturaproducen el desarrollo de cargas positivas ynegativas dentro del cristal.

Un cristal de cuarzo correctamentecortado posee una frecuencia resonante devibración, similar a un diapasón. Cuando elcuarzo vibra, se produce una variaciónsinusoidal detectable en la carga eléctricasobre su superficie. El esfuerzo inducido porla presión, aplicado al cristal, hace que lafrecuencia de la onda senoidal varíe enforma predecible y precisa. Estas propieda-des convierten al cuarzo en un elementovalioso para muchas aplicaciones relaciona-das con dispositivos electrónicos y aplicacio-nes de detección, incluyendo los sensores depresión utilizados en los campos petroleros.

Los investigadores del Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger enRidgefield, Connecticut, EUA, comenzaron atrabajar en un manómetro de presiónaltamente sensible basado en laspropiedades singulares de los cristales decuarzo en el año 1980 y propusieron elconcepto de oscilación de modo dual queresultó esencial para el desarrollo del Sensorde Cristal de Cuarzo CQG (arriba, a laderecha).1 El proyecto fue transferido aSchlumberger-Flopetrol, Melun, Francia, en1982. El equipo de desarrollo contó con elsoporte de los investigadores de la ÉcoleNationale Supérieure de Mécanique et desMicrotechniques de Besançon, Francia.

Los sensores de presión son sensibles a lasvariaciones de temperatura y presión y

deben ser corregidos por las fluctuacionesde temperatura. El sensor CQG mejoró conrespecto a los transductores de presión decristal previos, ya que provee mediciones detemperatura y presión simultáneas a partirde un solo elemento sensible, lo que eliminalos problemas asociados con el retardo ter-mal existente entre los sensores de presión ytemperatura separados. Este sensor produceun error pico pequeño, inducido por condi-ciones transitorias. Los errores transitoriosse minimizan ulteriormente a través de laaplicación de un algoritmo de compensaciónde temperatura dinámico, basado en unmodelo simple del sensor. Los sensores CQGoperan en forma eficaz a presiones que os-cilan entre 14.5 y 15,000 lpc [0.1 y 103.4MPa] y en un rango de temperatura quefluctúa entre 25 y 150°C [77 y 300°F].

En 1989, el sensor CQG fue optimizadopara su fabricación comercial y se utilizó ennumerosas aplicaciones de detección de lapresión en campos petroleros, incluyendo laherramienta MDT. Más recientemente, elsensor CQG fue robustecido para aplicacio-nes LWD y MWD y, hoy en día, constituye elsensor de presión por excelencia tanto en elprobador StethoScope como en laherramienta PressureXpress.

Sensores de presión de cuarzo

1. Los dispositivos electrónicos de la placa deresonancia del sensor CGQ excitan y mantienen dosmodos de oscilación mecánica. Uno es más sensiblea los esfuerzos laterales causados por la presiónaplicada en el sensor, el otro es más sensible a lasvariaciones de temperatura. Estas dos frecuenciasde resonancia proveen información simultáneasobre presión y temperatura y permiten el cómputode una medición de presión corregida por latemperatura.

> Sensor para obtener mediciones de presióncompensadas por la temperatura. El sensorCQG de aletas, de cristal (dorado), es unresonador de modo dual en el que un mododepende de la presión aplicada y el otromodo, de la temperatura aplicada. Lasmediciones de presión y temperatura seobtienen exactamente al mismo tiempo.

estación, la herramienta StethoScope inició auto-máticamente una secuencia de flujo (caída depresión)–espera (incremento de presión)–retrac-ción. Después de cada medición de presión, laprobeta se replegaba y la herramienta se despla-zaba hacia la siguiente estación. El tiempopromedio transcurrido en cada estación fue deunos 10 minutos o menos por medición.

Las mediciones de la presión de formación entiempo real mostraron un buen soporte de la pre-sión dentro del yacimiento y confirmaron que lazona de baja resistividad en la base de la areniscaobjetivo correspondía a petróleo barrido, lo queindicaba un contacto agua/petróleo más elevadoque lo esperado. Mediante la utilización de estosdatos en tiempo real, los ingenieros de Shell deci-dieron desviar la trayectoria del pozo. El pozonuevo se colocó en una posición estructural másalta del yacimiento, perforando echado (buza-miento) arriba entre 3,506 y 5,167 m [11,501 y16,952 pies] MD, con una inclinación de 58°. Lasmediciones de presión confirmaron la existenciade buena conectividad dentro del yacimiento, demodo que el pozo se entubó hasta la profundidadfinal.

Los datos de RMN proVISION675 ayudaron alos ingenieros a calibrar los cálculos de las arenis-cas netas y mejorar la evaluación petrofísica de lasareniscas laminadas. La combinación de los datosRMN obtenidos durante la perforación con losdatos de otras herramientas LWD proporcionóinformación importante sobre la textura de lasrocas, permeabilidad, tamaño de grano y areniscaneta. Los datos de propiedades de fluidos RMN seutilizaron en conjunto con la presión de formacióny las movilidades de los fluidos para estimar lapermeabilidad de la formación.

En total, se obtuvieron 26 mediciones de pre-sión; 13 durante la perforación de la seccióninicial y las otras 13 durante la perforación delpozo de re-entrada. Las mediciones de presiónproporcionaron información crítica para la tomade decisiones de perforación de pozos de re-entrada y el diseño de las terminaciones. Laspresiones se obtuvieron con éxito tanto en lasareniscas masivas como en las areniscas lamina-das (derecha).

Los avances registrados en las tecnologíasMWD ahora proveen mediciones de presión ymovilidad de fluidos de las que previamente sólose disponía con los registros adquiridos conherramientas operadas con cable. Los ingenie-ros pueden realizar evaluaciones complejas enbase a los datos MWD únicamente, lo que reducesignificativamente el riesgo, el costo y la incerti-dumbre asociados con la perforación de pozos dedesarrollo en aguas profundas.

42 Oilfield Review

Porosidad neutrónica

% 00.6

Porosidad neutrónica

% 00.6

Rayos gamma

°API 1500

Rayos gamma

°API 1500

Factor fotoeléctrico

b/e 200

Factor fotoeléctrico

b/e 200

Densidad del cuadranteinferior adnVISION

g/cm3 2.651.65

Densidad del cuadranteinferior adnVISION

g/cm3 2.651.65

100

Resistividad de atenuacióncombinada de 40 pulgadas

Resistividad de atenuacióncombinada de 40 pulgadas

Pozo de re-entrada Pozo original

100

XX,800

Prof.Presión de formación200 lpc por división

Presiónhidrostática

30 lpc por división

XX,900

Pozo de re-entradaPozo original

4 43 35 56 67 78 8

9 911 12 11 111012

13

1 1

2 2

5 56 6

7 7

9 9 8

13 13

11 11

10 10

13

XY,000

> Utilización de los datos adnVISION para ayudar a seleccionar las estaciones de medición de la pre-sión. Los datos de densidad de la herramienta de adquisición de registros adnVISION675 (Carriles 3 y4 - rojo) ayudaron a seleccionar las estaciones a ser probadas con la herramienta de medición de pre-sión StethoScope. Los Carriles 1 y 2 muestran la presión de formación y la presión hidrostática, respec-tivamente, del agujero original (círculos rojos) y del pozo de re-entrada (círculos verdes). Las zonascon menor densidad poseen mayor porosidad y movilidad de fluidos.

Invierno de 2005/2006 43

Los ingenieros estiman que la obtención demediciones de presión de formación durante laperforación y sus mediciones asociadas posibili-taron un ahorro de más de US$ 1 millón (dólaresestadounidenses), mediante la eliminación dedos carreras de mediciones de presión conherramientas operadas con la columna de perfo-ración. Además, los datos RMN obtenidosdurante la perforación proporcionaron informa-ción importante sobre la viscosidad del fluido yla textura de las rocas para el cálculo de las are-niscas netas, además de estimaciones de lapermeabilidad y del tamaño de grano, que se uti-lizaron en el diseño de la terminación de pozos.Shell tiene previsto continuar utilizando las tec-nologías de medición de presión durante laperforación y otras tecnologías de medición entiempo real para mejorar la eficacia y reducir elriesgo, particularmente en los proyectos deaguas profundas que plantean serios desafíos.

Presiones de yacimiento precisas y obtenidas rápidamenteLas pruebas de formaciones efectuadas conherramientas operadas con cable han sido reco-nocidas durante mucho tiempo como claves parala recolección de información esencial queayuda a identificar los fluidos en sitio, la distri-bución de la presión y las propiedades dinámicasde un yacimiento. Si bien medían las presiones

de formación con precisión, las técnicas previasrequerían que una herramienta operada concable permaneciera fija por períodos relativa-mente largos, mientras se probaba la formación.Esto resulta particularmente cierto en zonas debaja movilidad en las que los tiempos de evalua-ción más prolongados incrementan el costo yriesgo de atascamiento de las herramientas.19

Ahora, los ingenieros de yacimiento poseenopciones que proveen mediciones de presiónaltamente precisas y obtenidas rápidamente conherramientas tales como las proporcionadas porel servicio PressureXpress.

Los ingenieros del Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia,integraron versiones avanzadas del sensor CQG ydel manómetro de presión Sapphire en la herra-mienta PressureXpress. Estos sensores depresión proveen mediciones de presión de altaresolución, compensadas dinámicamente por latemperatura (arriba).

Las herramientas para pruebas de formacio-nes utilizadas previamente dependían desistemas de pre-ensayos de accionamientohidráulico que se monitoreaban y controlabandesde la superficie. El tiempo de retardo exis-tente entre los comandos de superficie y loscambios introducidos en el accionador de mues-treo hidráulico de fondo limitaba el control delvolumen del pre-ensayo. El sistema fue redise-

ñado, reemplazándose el componente hidráulicopor un motor electromecánico acoplado a unmecanismo planetario de tornillos de rodillo y auna caja de engranajes de alta reducción, lo quemejoró significativamente la estabilidad y preci-sión tanto de la velocidad como del volumen delpre-ensayo. La transferencia de los controles ylos comandos desde la superficie hasta el cartu-cho electrónico de fondo de pozo mejoró eltiempo de respuesta, posibilitando volúmenes depre-ensayo de tan sólo 0.1 cm3 [0.006 pulg.3].

Los probadores de formaciones han sidocorridos tradicionalmente solos o en la parteinferior de una sarta de herramientas operadascon cable, debido a su incapacidad para transmi-tir la telemetría de otras herramientas operadassimilarmente. La implementación del nuevohardware cableado y de un sistema de teleme-tría de software nuevo ahora permite realizarcombinaciones con todas las demás herramien-tas operadas con cable, que pueden ser corridasen cualquier lugar, por encima o por debajo de lanueva herramienta.

19. Manin Y, Jacobson A y Cordera J: “A New Generation of Wireline Formation Tester,” Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo M.

> Herramienta de medición de presión operada con cable. El diámetro y el perfil de la herramienta PressureXpressestán diseñados para reducir el riesgo de atascamiento. Aquí se muestra el sistema de sello de muestreo (negro) y lospistones de anclaje de seguridad (imagen superior – lado inferior) utilizados para empujar y mantener la herramientaen su posición frente a la formación.

A lo largo del año 2004, el servicio PressureXpress fue probado en el campo en untotal de 57 operaciones y se realizaron más de1,300 pre-ensayos en una amplia gama de ambien-

tes, incluyendo areniscas y formaciones carbona-tadas (arriba). Estas formaciones estabancompuestas por fluidos que oscilaban entre gas ypetróleo pesado, bajo proyectos de recuperación

por inyección de vapor. Las temperaturas defondo de pozo fluctuaban entre aproximadamente38 y 154°C [100 y 310°F], a presiones hidrostáti-cas de 0 a 13,000 lpc [0 a 90 MPa].

Los ingenieros incorporaron el sistema depruebas de presión inteligente, controlado diná-micamente, para hallar en forma automática lamejor solución de compromiso posible entre elvolumen producido por la formación y el tiempode incremento de la presión. En formaciones conmovilidades de fluidos superiores a aproximada-mente 1 mD/cP, la nueva herramienta puederealizar una prueba de presión y movilidad enmenos de un minuto: esto representa una mejorade unos cuatro a cinco minutos con respecto aotros probadores. En formaciones compactas, elsistema de pre-ensayo puede seleccionar volúme-nes de fluido de tan sólo 0.1 cm3, posibilitandotiempos de prueba mínimos (próxima página,arriba).

En ciertas áreas de Texas, los yacimientos deareniscas gasíferas compactas pueden exhibirpermeabilidades que oscilan entre algunosmicrodarcies y decenas de milidarcies. En estoscampos, la producción de gas depende de tra-tamientos de fracturamiento hidráulico paraproveer el conducto para el flujo de los fluidos deyacimiento. En muchos casos se trata de áreasmaduras y parcialmente agotadas, lo que se tra-duce en grandes diferencias de presión entre losestratos del yacimiento. La determinación exactade estas presiones es clave para la optimizaciónde los programas de fracturamiento hidráulico.

Los intentos fallidos de medición de laspresiones con herramientas convencionales con-dujeron al fracturamiento de todo el espesorprospectivo, incluyendo las zonas agotadas, loque se tradujo en costos de terminación innece-sarios y pérdidas de producción. Para un pozo,los ingenieros de Schlumberger utilizaron el ser-vicio PressureXpress; hubo 58 intentos depre-ensayos y se midieron 56 presiones de forma-ción en menos de siete horas. Los datos obtenidosdel programa de pruebas permitieron identificarzonas en la sección prospectiva intermedia agota-das con presiones de 4,000 lpc [27.6 MPa],mientras que los últimos 152 m [500 pies] dezona productiva aún se encontraban a una pre-sión relativamente alta (próxima página, abajo).Los ingenieros diseñaron un procedimiento deestimulación por fracturamiento hidráulico decuatro etapas. Si bien se bombearon seis etapasmenos que en los pozos previos, la producción seincrementó en más del 50%. Esto representó unahorro de más de US$ 400,000 en costos de frac-turamiento para el operador.

44 Oilfield Review

Saturaciónde aguaAIT H

Micro inversacomputadaRayos gamma

°API 1500

Calibre

Pulgadas 200

ohm.m 100

Micro normalcomputada

Permeabilidad

No se recomienda prueba

Pre-ensayo lento

Efecto del gas entre DPHZ y TNPH

Compacto

Pre-ensayo normal

Pre-ensayo rápido

ohm.m 100

Volumen de arcilla

— 10

Investigación de 90 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

Investigación de 20 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2Porosidad Densidad con

Resolución Estándar (DPHZ)

% 00.6

Porosidad Neutrón Termal conCorrección por Efectos Ambientales (TNPH)

% 00.6

Investigación de 10 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

Investigación de 60 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

Investigación de 30 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

20. Para obtener más información sobre monitoreo sísmicocon la técnica de repetición, consulte: Alsos T, Eide A,Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, MallickS, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M,Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, SoldoJC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de lavida productiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 54–71; y Aronsen HA, Osdal B, Dahl T,

Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P:“El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datossísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoñode 2004): 6–17.

21. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougallT, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero Ry Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos a través del revestimiento,” OilfieldReview 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.

> Localización de las estaciones de pruebas de presión durante la adquisición de registros. Durante labajada de la herramienta integrada de adquisición de registros con cable PlatformExpress, combinadacon la herramienta PressureXpress, se obtiene como salida una estimación en tiempo real de lamovilidad de los fluidos de formación utilizando la correlación k-lambda; un estimador de la permea-bilidad para formaciones siliciclásticas. Los ingenieros utilizan esta información con el fin de ayudar aseleccionar zonas para la ejecución de pruebas de presión (Carril 5). Los datos de salida también ayu-dan a seleccionar una tasa de flujo y un volumen de pre-ensayos apropiados que minimizan el tiempotranscurrido en la estación durante las operaciones de pruebas de presión de formación subsiguientes.

9,000

8,500

10,000

Prof

undi

dad,

pie

s

0 2,000Presión, lpc

Gradiente del lodo, 0.493 lpc/pie

4,000 6,000

9,500

11,000

10,500

Invierno de 2005/2006 45

Manejo de las presiones de yacimientoLas geopresiones llevan el petróleo desde un yaci-miento hasta un pozo productor. Cuandocomienza la producción, una caída de presiónproducida en la formación que rodea al pozo haceque el petróleo fluya a través de las redes deporos presentes en el yacimiento hacia el puntode extracción. Con la extracción del petróleo y lasubsiguiente caída de presión que se produce enel yacimiento, el petróleo, el agua y la roca seexpanden. Los cambios de presión, la expansión yel movimiento de todos estos materiales incidenen la producción de petróleo.

Una vez que un yacimiento se encuentra enproducción, los ingenieros y geofísicos utilizandiversas técnicas para monitorear el movimientode los fluidos y los cambios de presión. Los avan-ces registrados recientemente en las imágenessísmicas permiten la adquisición de levanta-mientos 3D con el tiempo, que se conocen comolevantamientos sísmicos de repetición o levanta-mientos sísmicos de cuatro dimensiones (4D).20

La comprensión del movimiento de los fluidos yde los cambios producidos en las presiones delyacimiento permite a los ingenieros modelarmejor el comportamiento del yacimiento y mejo-rar la eficiencia de la recuperación.

Desde un punto de vista puramente mecá-nico, los datos de geopresión son relativamentefáciles de obtener durante o inmediatamentedespués de la operación de perforación. Como seanalizó previamente, las herramientas de medi-ción de la presión durante la perforación, entiempo real, tales como el sistema StethoScope,están proporcionando a los ingenieros valiososdatos de geonavegación y yacimientos para eldiseño de terminaciones de pozos, mientras quelas herramientas operadas con cable, tales comoel servicio PressureXpress, proveen datos depresión y movilidad precisos inmediatamentedespués de perforado el pozo. Pero se plantea unproblema: una vez que se entuba el pozo, estasherramientas no pueden acceder a la formacióndonde no existe ningún disparo. En consecuen-cia, con el tiempo, las presiones conocidas pasana ser desconocidas y las decisiones de produc-ción se vuelven más inciertas.

Mediante la utilización de sensores similaresa los instalados en las herramientas de mediciónde la presión durante la perforación y de medi-ción de la presión mediante herramientasoperadas con cable, los ingenieros de Schlumber-ger diseñaron el Probador de la Dinámica deFormación de Pozo Entubado CHDT, que es capazde medir la presión y extraer muestras de fluidosdesde la parte posterior de un pozo entubado.21

Pres

ión,

lpc

3,2000 100 200 300 400

Tiempo, s500 600 700 800

3,400

3,600

3,800

4,000

4,200

4,400

4,600

Presión de lodo antes de la prueba, lpc:Presión de lodo después de la prueba, lpc:Último incremento de presión, lpc:Movilidad durante la caída de presión, mD/cP:

4,436.224,428.863,809.330.01

> Identificación de zonas agotadas. La comparación entre las presiones de for-mación (rojo) y el gradiente dado por el lodo (verde) permite identificar zonasagotadas en 4,000 lpc [27.5 MPa], en la porción intermedia del yacimiento,mientras que los últimos 500 pies de zona productiva aún se encuentran auna presión relativamente alta.

> Sistema de pre-ensayo electromecánico para reducir el tiempo transcurrido en la estación. En el tiem-po 0 s, la herramienta PressureXpress se encuentra en la estación y como aún no está fijada, la presiónen la línea de flujo lee la presión de lodo del pozo; es decir, aproximadamente 4,430 lpc [30.5 MPa] (cua-drado negro, a la izquierda). La herramienta se coloca luego hidráulicamente, lo que corresponde a unincremento de la velocidad de bombeo hidráulico (verde). La curva de presión (negro) mide una caídade presión de pre-ensayo en una formación de 0.01-mD/cP a aproximadamente 45 s, seguida de unincremento de presión gradual. Después de unos 200 s, la herramienta inició una segunda caída depresión (triángulos rojos), extrayendo un volumen de 0.1 cm3 de fluido de la formación. Entre 280 s y680 s, la presión de yacimiento se estabilizó, luego la herramienta se retiró hidráulicamente de la for-mación (curva verde) y la presión en la línea de flujo aumentó hasta alcanzar la presión de lodo del pozo.Mediante la utilización de un motor electromecánico, la herramienta de prueba de presión controla conprecisión el volumen y gasto (tasa de flujo) de los pre-ensayos para mantenerlos bajos (0.1 cm3), redu-ciendo en forma efectiva la duración del incremento de presión y el tiempo transcurrido en la estación.

La herramienta CHDT puede perforar a travésde la tubería de revestimiento y el cemento yluego penetrar en la formación, obtener medicio-nes de presión múltiples, recuperar muestras defluido y taponar los agujeros practicados en latubería de revestimiento, todo en un solo des-censo (arriba). La capacidad de volver a sellar losagujeros perforados hace que el probador resultesingularmente adecuado para varias aplicacionesde yacimiento y producción: por ejemplo, la loca-lización de hidrocarburos pasados por alto, laevaluación de zonas productivas desconocidas, laproducción o inyección a través de algunos aguje-ros y la determinación de los parámetros deevaluación de formaciones cuando no se disponede registros adquiridos a agujero descubierto.Luego, los ingenieros pueden optimizar los planesde reterminación de pozos, mejorar datos deregistros viejos o incompletos, evaluar zonas pro-ductivas desconocidas y evaluar los pozos paraconocer su potencial económico. Esta herra-mienta reduce el costo del equipo de perforaciónmediante la eliminación de los costos de las ope-raciones de colocación de tapones e inyecciónforzada de cemento convencionales.

Un operador del sur de Texas solicitó unaevaluación de un pozo perforado en 1941. Lasherramientas de adquisición de registros enpozo entubado identificaron zonas múltiples conhidrocarburos potenciales. Los ingenieros utili-

zaron un dispositivo de generación de ImágenesUltrasónico USI para evaluar el estado de latubería de revestimiento y la calidad delcemento y luego la herramienta CHDT paramedir la presión de yacimiento y confirmar eltipo de fluido.

Durante la prueba, se obtuvieron siete presio-nes de formación. Cuatro muestras confirmaronla presencia de hidrocarburos. La herramientaCHDT taponó con éxito todos los agujeros. Enbase a los datos de la prueba, el operador pudoplanificar un programa de recuperación para loshidrocarburos pasados por alto.

Si bien los ingenieros pueden evaluar las pre-siones de yacimiento detrás de la tubería derevestimiento mucho después de haber comen-zado la producción, correr las herramientas enel pozo constituye un procedimiento costoso einvasivo. Los problemas asociados con el pozo seencaran en forma más eficaz cuando se actúacon rapidez. Los desarrollos registrados en lossistemas de telemetría de fondo de pozo, los sen-sores de presión y los sistemas de terminaciónde pozos de avanzada ofrecen al ingeniero deyacimiento la flexibilidad para tomar decisionesde producción en tiempo real.

Los sensores de presión de fondo de pozopermanentes y las herramientas de monitoreo,tales como el sistema de monitoreo e inspecciónde la producción en tiempo real WellWatcher,

proveen una fuente continua de medición de lapresión de fondo a lo largo de toda la vida produc-tiva del pozo.22 Con mucha frecuencia colocadosen el pozo junto con el equipo de terminación, lossensores instalados en forma permanente monito-rean constantemente las presiones de producción(próxima página). Cuando estos sensores se utili-zan con otros equipos de monitoreo en tiemporeal, tales como los sensores de temperatura defibra óptica, los ingenieros pueden actualizarconstantemente los modelos de yacimiento yoptimizar todo el sistema de yacimiento en suconjunto.

Antes de la introducción de estos sistemas,los datos adquiridos mediante las operaciones deintervención de pozos proporcionaban sólo unaimagen instantánea del desempeño del pozo enel momento en que se medían los parámetros.Ahora, los sistemas de monitoreo de fondo depozo altamente confiables resultan sustentablesen la mayoría de los ambientes de fondo de pozo.

El sistema WellWatcher ha estado operandoen 15 activos que posee BP en el Mar del Norte,durante más de ocho años.23 Entre 1995 y 2003,BP instaló 75 sistemas de monitoreo en proyec-tos de plataformas y proyectos submarinos,basados en su totalidad en sensores de presiónpermanentes. BP informa que durante este perí-odo, sólo fallaron cuatro de los sistemas, lo queimplica un índice de éxito del 95%.24

46 Oilfield Review

> Herramienta de muestreo en pozo entubado. Los ingenieros utilizan la herramienta CHDT para obtener mediciones de presión múltiples y recolectar mues-tras de fluido desde la parte posterior de un pozo entubado. Alimentados por un cable de acero, los patines de contrapresión (lado inferior de la herramienta)empujan la herramienta para colocarla en una posición excéntrica (la herramienta se muestra excentrada contra la estructura azul de la tubería derevestimiento), la probeta (que se muestra en el lado superior de la herramienta) se sella contra la tubería de revestimiento y luego perfora un agujero ymide la presión, muestrea los fluidos y tapona el agujero. A medida que la barrena (mecha) penetra el objetivo, el paquete integrado de instrumentos de abordo monitorea la presión, la resistividad del fluido y los parámetros de perforación.

Invierno de 2005/2006 47

En el Campo Madoes de BP, un campo satélitedel proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP)implementado en el sector central del Mar delNorte, tres pozos productores se empalman a lolargo de 20 km [12.5 millas] a la plataforma prin-cipal. Durante las operaciones de terminación,los especialistas de campo instalaron un sistemaintegrado de monitoreo permanente de la produc-ción FloWatcher en cada uno de los pozos, paramonitorear la presión, la temperatura, la tasa deflujo absoluta y la densidad del fluido en los flujosde agua-petróleo. Los datos obtenidos en tiemporeal con el sistema de monitoreo permitieron alos ingenieros de producción de BP reaccionar enforma rápida, disminuyendo la velocidad de pro-ducción de agua mediante la reducción delrégimen de producción. Si se hubieran basado enlas mediciones de superficie solamente, el pro-blema habría sido mucho más complejo.

Los ingenieros involucrados en el desarrollosubmarino de aguas profundas del Campo Foina-ven, situado al oeste de las Islas Shetlands, en elMar del Norte, están utilizando sensores de pre-sión en tiempo real para comprender mejor ladinámica de flujo del yacimiento, ajustar los regí-menes de levantamiento artificial por gas ymaximizar la producción. Antes del adveni-miento de las mediciones de presión de fondo depozo en tiempo real, los ingenieros dependían delos programas de modelado para ayudar a optimi-

zar los regímenes de levantamiento artificial porgas y, en consecuencia, el régimen de producciónglobal. Estos modelos requerían de datos provis-tos por costosos y lentos procedimientos depruebas de pozos y, en general, proporcionabanresultados de precisión limitada. Los sistemas demonitoreo de presión de fondo de pozo en tiemporeal ahora permiten a los ingenieros de BP ajus-tar los regímenes de levantamiento artificial porgas para lograr una presión de flujo de fondo depozo mínima y de este modo maximizar los regí-menes de producción.

La capacidad de rastrear el desempeño delpozo en base al establecimiento de parámetrosbásicos en las primeras etapas de la vida produc-tiva del pozo y luego obtener, con la técnica derepetición, mediciones periódicas de índices depermeabilidad y factores de daño mecánicomediante el análisis de los incrementos de presio-nes transitorias, agrega un valor adicional. Estacapacidad ha permitido la identificación tem-prana de problemas de desempeño de pozos, laejecución de evaluaciones más detalladas y laoptimización de los métodos de intervención depozos, con los ahorros de tiempo y costo que todoesto conlleva.

El equipo del Campo Foinaven también hautilizado los datos de los sensores de fondo depozo permanentes para mejorar significativa-mente la comprensión de la conectividad del

yacimiento y luego optimizar las diversas estrate-gias de inyección de agua y de reemplazo delagotamiento asociadas. Los ingenieros involucra-dos en el proyecto estiman que durante unperíodo de tres años, que comenzó en el año 2000,el beneficio combinado de estos sistemas demonitoreo dio cuenta de un porcentaje de pro-ducción incremental que osciló entre el 1 y el 3%.

Los datos de los sensores continuos en tiemporeal proveen a los ingenieros la información nece-saria para optimizar el desempeño del yacimientoy la recuperación mediante la detección tempranade problemas y la definición de soluciones demanejo de yacimientos oportunas y preventivas.

Manejo del sistema de presiónEl mantenimiento de la presión de yacimiento yla optimización de la recuperación de petróleo ygas han pasado a formar parte de un desafío glo-bal. La medición de la presión a lo largo del ciclode vida de un yacimiento es clave para el manejodel mismo. La medición precisa y eficaz de la pre-sión ayuda a los ingenieros y geofísicos a manejarla subsidencia, aumentar la eficiencia de barridoen las operaciones de recuperación secundaria ymejorar el desempeño de los activos.

Algunos casos prácticos demuestran que losingenieros pueden refinar los modelos sísmicosde presión de poro, previos a la perforación, uti-lizando datos de fondo de pozo y luego ajustaresos modelos con datos obtenidos en tiemporeal, permitiendo operaciones de perforación depozos más rápidas y menos costosas, colocacio-nes de pozos optimizadas y un mejor manejo delos yacimientos. Conforme se siguen realizandoesfuerzos para definir la próxima revoluciónenergética, los ingenieros de yacimientos, losgeólogos y los geofísicos están combinando losdesarrollos actuales de las herramientas demedición de la presión con los avances registra-dos en las técnicas de interpretación y modeladosísmicos para optimizar la recuperación y pro-longar la vida productiva de las reservas dehidrocarburos conocidas. — DW

Centralizadores y electrodos Empaque de grava

Cedazos (filtros) de arena Cable de resistividad Línea hidráulica al ECP

Cedazos de arena

Agua

Petróleo

Empacadorde producción

Zona 1 Zona 2 Zona 3

ECPECP

Válvula cubierta(WRFC-E)

Línea eléctricaa las válvulas

Empacador externopara tubería

de revestimiento (ECP)

22. Para obtener más información sobre sensores de fondode pozo permanentes, consulte: Bates R, Cosad C,Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y ShanmugamV: “Examinando los pozos productores: Supervisión delos sistemas ESP,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de2004): 18–29.

23. “Keeping Watch on Production, Deepwater,” Unsuplemento de Hart’s E&P, Hart Energy Publishing,agosto de 2004.

24. Para obtener más información sobre manómetros depresión y sistemas de monitoreo de fondo de pozo, consulte: Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R,Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T yVeneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,”Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20–33.

> Instalación de sensores y control de alta complejidad. Conforme evoluciona la tecnología de los sis-temas de control de fondo de pozo, la complejidad de los componentes de terminación de pozos, moni-toreo y control continúa aumentando. Los sistemas de terminación de horizontes múltiples que constande empacadores, filtros (cedazos) de control de la producción de arena, válvulas de control de flujo(WRFC-E) y paquetes de sensores para medición de temperatura, presión, resistividad y otros paráme-tros no son inusuales.

48 Oilfield Review

Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre

Malik Ait-MessaoudMohamed-Zerrouk Boulegroun Aziza Gribi Rachid KasmiMahieddine TouamiSonatrachArgel, Argelia

Boff AndersonPeter Van Baaren WesternGecoDubai, Emiratos Árabes Unidos

Adel El-EmamGhassan RachedKuwait Oil CompanyKuwait

Andreas LaakeStephen PickeringWesternGecoGatwick, Inglaterra

Nick MoldoveanuWesternGecoHouston, Texas, EUA

Ali ÖzbekCambridge, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Mark Daly, Jean-Michel Pascal Gehenn, WillGrace, Dominic Lowden y Tony McGlue, Gatwick, Inglaterra; Mark Egan y Norm Pedersen, Houston, Texas;Zied Ben Hamad, Lagos, Nigeria; Mahmoud Korba, Argel,Argelia; y Andrew Smart, Kuwait.DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), Q-Borehole y VSI (herramienta de generación deImágenes Sísmica Versátil) son marcas de Schlumberger.Omega2, Q-Land, Q-Marine, VIVID y Well-Driven Seismicson marcas de WesternGeco.

La moderna tecnología de adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos

ha llegado a tierra firme. Ahora se dispone de un sistema integrado de sensores uni-

tarios, de alta resolución y alta fidelidad, que puede ser utilizado en tierra firme. Esta

tecnología marca un significativo paso adelante en lo que respecta a exploración,

desarrollo y producción de campos petroleros.

La tecnología sísmica ha logrado hazañas asom-brosas en las actividades de exploración yproducción de las últimas décadas. El avancehacia la adquisición sísmica y la representacióndel subsuelo en tres dimensiones (3D), introdu-cido en la década de 1980, constituyó quizás elpaso más importante.1 Otro paso, fue el desarro-llo de los datos sísmicos de cuatro dimensiones(4D), o datos sísmicos de repetición, utilizadospara vigilar rutinariamente (monitorear) cómocambian las propiedades de los yacimientos,tales como distribución de fluidos, temperaturay presión durante la vida productiva de uncampo petrolero.2 La introducción de la técnicade adquisición de datos sísmicos de componen-tes múltiples con el registro de las señales deondas de corte, además de los datos de ondascompresionales, proporcionó una herramientapara la caracterización de rocas y la identifica-ción de los tipos de fluidos alojados en los poros.3

Con el crecimiento continuo de la demandamundial de petróleo y gas, el énfasis de la indus-tria del petróleo y el gas se ha trasladado haciala exploración de yacimientos más complejos ymás profundos y el mejoramiento de la produc-ción de los activos existentes. La vida productivade un campo puede prolongarse mediante ladelineación de las zonas de petróleo y gas pasa-das por alto y a través de la colocación óptimade los pozos de producción e inyección. El moni-toreo proactivo del comportamiento de losfluidos de yacimiento—saturación y presión—con el tiempo, permite la implementación deacciones correctivas antes de que se vea afec-tada la producción.

Para todas estas aplicaciones, el geofísico, elgeólogo y el ingeniero de yacimientos requierendatos confiables y repetibles de resoluciónexcepcional, que puedan ajustarse con respectoa un objetivo de yacimiento específico. Contarcon una resolución de datos excepcional signi-fica disponer de datos con mayor contenido defrecuencia y un bajo nivel de ruido coherente yno coherente, preservando al mismo tiempo lafidelidad de la señal.4

Durante varias décadas, la batalla entre laseñal y el ruido condujo a la industria sísmica abuscar alternativas para suprimir el ruido ymejorar la señal. La señal es una representaciónverdadera de la reflexión real que corresponde acambios producidos en las características de lasrocas, tales como litología, porosidad y estruc-tura del subsuelo. Tanto el ruido, que puede sercoherente o no coherente, como la absorción delas frecuencias más altas en la Tierra oscurecenla verdadera naturaleza de la señal.

Este artículo examina un nuevo sistema inte-grado de adquisición y procesamiento de la señalcon sensores unitarios, que provee medicionespreviamente imposibles de obtener con el sis-tema convencional de registración de datossísmicos. Algunos ejemplos de activos productivosde Kuwait y Argelia ilustran la calidad superior deestos datos en términos de fidelidad de la señal ycontenido de frecuencia, en comparación con losdatos adquiridos con métodos convencionales.

Invierno de 2005/2006 49

Desafíos que plantea la adquisición terrestre convencionalLa técnica de registración sísmica con sensoresunitarios ha estado disponible desde los prime-ros días de la exploración sísmica. El principioque la subyace es simple. Una fuente de impul-sos, tal como la dinamita, o una fuente defrecuencia controlada, tal como una placa vibra-toria en un camión, envía energía acústica haciael interior de la Tierra.5 Esta energía se propagaen varias direcciones diferentes. La energía queviaja hacia abajo se refleja y se refracta cuando

encuentra el límite entre dos materiales conpropiedades acústicas diferentes. Los sensores olos geófonos colocados en la superficie miden laenergía acústica reflejada, convirtiéndola en unaseñal eléctrica que se muestra como una trazasísmica.6

Una de las complicaciones que presenta laadquisición sísmica terrestre es que, a diferen-cia de los datos marinos, una línea sísmicararamente se registra en línea recta debido a lapresencia de obstrucciones naturales y artificia-les tales como lagos, edificios y caminos. Aún

más importante es el hecho de que la variaciónde la cota topográfica hace que las ondas sono-ras lleguen a los geófonos de registración condiferentes tiempos de tránsito. La capa su-perficial de la Tierra también puede variarconsiderablemente en lo que respecta a su com-posición, pasando de sedimentos aluvialesblandos a rocas duras. Esto significa que la velo-cidad de las ondas sonoras transmitidas a travésde esta capa de superficie puede ser altamentevariable. Habitualmente, se utilizan correccio-nes estáticas—un corrimiento aparente en el

1. Beckett C, Brooks T, Parker G, Bjoroy R, Pajot D, Taylor P,Deitz D, Flaten T, Jaarvik J, Jack I, Nunn K, Strudley A yWalker R: “Reducing 3D Seismic Turnaround,” OilfieldReview 7, no. 1 (Enero de 1995): 23–37.

2. Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R,Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “Time Will Tell:“El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datossísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoñode 2004): 6–17.

3. Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R,Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Lasdiversas facetas de los datos sísmicos de componentesmúltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

4. El ruido coherente es la energía sísmica indeseada quemuestra una fase consistente entre una traza sísmica yotra. Esta energía puede consistir en ondas que viajan através del aire a velocidades muy bajas, tales como lasondas aéreas o el chorro de aire, y la onda superficialground-roll que viaja a través del tope de la capasuperficial, también denominada capa meteorizada. Laenergía confinada en una capa, también conocida como

Disco rígido/procesamiento

Formación degrupos digitales

Sistema deadquisición

de campo

Sensorunitario

Datos convencionales Datos Q-Land

Cinta decampo

Sistema deadquisición

de campo

Suma deanálogos

Sarta degeófonos

está situado verticalmente debajo del punto mediocomún. La selección de las trazas a través de larecolección de aquellas que poseen el mismo puntomedio en el subsuelo se denomina colección de trazasde punto medio común (CMP, por sus siglas en inglés). Elnúmero de trazas sumadas o apiladas se denominaapilamiento nominal. Por ejemplo, en los datos deapilamiento nominal de 24, cada traza apilada representael promedio de 24 trazas. En el caso de las capasinclinadas, no existe ningún punto común de reflexióncompartido por fuentes y receptores múltiples demanera que es necesario proceder al procesamientoDMO (delta-t debido al echado (dip-moveout) parareducir la dispersión o la mezcla desordenada de datos.Para más información sobre registros sísmicos, consulte:Farmer P, Gray S, Whitmore D, Hodgkiss G, Pieprzak A,Ratcliff D y Whitcombe D: “Structural Imaging: Toward aSharper Subsurface View,” Oilfield Review 5, no. 1(Enero de 1993): 28–41.Ashton CP, Bacon B, Mann A, Moldoveanu N, DéplantéC, Ireson D, Sinclair T y Redekop G: “3D Seismic SurveyDesign,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 19–32.

múltiples, es otra forma de energía coherente. Laenergía no coherente corresponde típicamente a ruidogenerado por fuentes no sísmicas, tales como el ruidodel viento, el ruido producido por el movimiento devehículos, la interferencia de las líneas eléctricas aéreaso de las líneas de alta tensión, las antorchas de gas y lasplantas de inyección de agua.

5. Una fuente de vibración envía un barrido de frecuenciacontrolada hacia el interior de la Tierra. Los datosregistrados son convolucionados posteriormente con elbarrido original para producir una señal útil.

6. Cada traza consiste de un registro que corresponde a unsolo par fuente-receptor. En la práctica, las trazasprovenientes de una fuente son registradassimultáneamente en varios receptores. Luego, lasfuentes y receptores se desplazan a lo largo de la líneadel levantamiento y se realiza otra serie de registros.Cuando una onda sísmica viaja desde una fuente hastaun reflector y de vuelta al receptor, el tiempotranscurrido es el tiempo de tránsito doble (ida y vuelta).El punto común de reflexión (CDP, por sus siglas eninglés) es el punto ubicado en el medio de la trayectoria;

∆tIntervalo demuestreo

Señal sísmica muestreada en forma insuficienteSeñal sísmica muestreada correctamente

Longitud del arreglo de receptores: 45.76 m

7 m

2.08 m 4.16 m

Fuentesísmica Arreglo de receptores

Geófono

tiempo, aplicado a una traza sísmica—en elprocesamiento sísmico para compensar estasdiferencias en las elevaciones de las fuentes ylos receptores y las variaciones de la velocidadde superficie.7

Otro problema importante en la adquisiciónde datos terrestres es que las fuentes terrestrestípicamente generan energía que viaja horizontal-mente cerca de la superficie, lo que también seconoce como ondas aéreas y ruido de superficie.

Los arreglos de sensores convencionales, consis-tentes en sartas (ristras) de geófonos, se basanen el supuesto de que la energía que viaja en sen-tido ascendente, o la onda reflejada, arriba alarreglo esencialmente en forma vertical y simul-tánea, mientras que el ruido superficial arribaprincipalmente en forma horizontal y secuencial.Para cancelar este ruido generado por la fuente,se suman los grupos de receptores—arreglos—distribuidos en forma espacial.8 En condicionesideales, este proceso produce una atenuación delruido y un mejoramiento de la señal.

No obstante, los arreglos convencionales pre-sentan sus propios inconvenientes. En la realidad,el arreglo de sensores a menudo no está ubicadoen un terreno llano y homogéneo, de manera quelos cambios locales en la elevación y la geologíade superficie producen fluctuaciones en el tiempode arribo de la señal (izquierda). Estas fluc-tuaciones se conocen como perturbacionesintra-arreglo. El arreglo de sensores cableadossuma instantáneamente todas las trazas y, en elcaso de las perturbaciones intra-arreglo, esto con-duciría a una cancelación parcial de la señal. Latraza de salida resultante se encontraría a unafrecuencia más baja que cada una de las señalesde entrada y la amplitud sería menor que la sumade las amplitudes individuales, fenómeno que seconoce como efecto del arreglo.

El fenómeno de desdoblamiento del espectro(aliasing) constituye un problema muy conocidoque surge cuando el intervalo de muestreo deuna señal es inadecuado para captar las frecuen-cias más altas de la señal.9 No sólo se pierde lainformación contenida en las frecuencias másaltas, sino que además es representada incorrec-tamente (izquierda). El fenómeno de aliasingconstituye una consideración para el muestreoespacial también, no sólo para el muestreotemporal. La onda superficial ground-roll típica-mente contiene varias longitudes de ondadiferentes—relacionadas con la distancia exis-tente entre los picos sucesivos de una forma deonda—que son más cortas que el intervalo entregrupos típico o la distancia que existe entre loscentros de gravedad del arreglo de receptores enun levantamiento convencional. Debido almuestreo insuficiente de la energía de la ondasuperficial ground-roll, esta energía es muestre-ada en forma deficiente y se la inserta dentrodel ancho de banda de la señal, produciendoambigüedad entre la señal y el ruido.

Las pruebas de longitudes de arreglos varia-bles han demostrado la degradación de lacalidad de la señal, causada por el incrementodel tamaño del arreglo (próxima página). Paralos arreglos de receptores con desplazamientosmás largos, el tiempo de arribo de la señal puede

50 Oilfield Review

> Adquisición convencional en tierra firme. La energía sísmica registrada enlos receptores arriba a diferentes tiempos debido a las diferencias de eleva-ción y a las variaciones de la velocidad de superficie (extremo superior). Enlos procesos de adquisición convencionales, varias sartas de geófonos ca-bleadas entre sí promedian las mediciones de los sensores individuales yproporcionan una traza de salida, cuya posición es denotada por el centro degravedad del arreglo, indicado con el punto rojo (extremo inferior). La trazade salida resultante posee una frecuencia generalmente más baja que cadauna de las señales de entrada y la amplitud es más pequeña que la suma delas amplitudes individuales, fenómeno que se conoce como efecto del arreglo.

> Efecto de desdoblamiento del espectro (aliasing). El muestreo a una frecuen-cia inferior a la frecuencia más alta presente en la señal (curva roja) se tradu-ce en muestras insuficientes para captar todos los picos y valles presentesen los datos. El muestreo inadecuado no sólo hará que se pierda la informa-ción de las frecuencias más altas, sino que también la señal será definidaincorrectamente (curva azul).

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

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3.5

4.0

Tiem

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Sensores puntuales conun espaciamiento de 2 m

200Desplazamiento, m

0 400

Arreglo de 16 m

200Desplazamiento, m

0 400

Arreglo de 32 m

200Desplazamiento, m

0 400

Primer arregloSegundo arreglo

Tercer arreglo

Canal 3Canal 2Canal 1

Intervalo entre grupos

Ondas reflejadas

Onda aérea

Primer quiebre

Onda superficial ground-roll

Invierno de 2005/2006 51

variar significativamente en cualquiera de losdos extremos del arreglo, reduciendo las fre-cuencias más altas cuando se suman dentro delgrupo. En consecuencia, así como es necesarioel muestreo temporal adecuado de la traza regis-trada para registrar con éxito una frecuenciadada, también se requiere un intervalo entregrupos suficientemente pequeño para registraruna frecuencia espacial en particular.

Un problema común a todo el proceso deadquisición sísmica es la energía confinada entrelas capas del subsuelo, que se conoce como múlti-ples internas y que son causadas por la existenciade un fuerte contraste de velocidad de transmi-sión del sonido entre las capas. Esto tiene lugarcuando la energía proveniente de la fuente serefleja más de una vez en su trayectoria. Las múl-tiples internas se asemejan a una pelota querebota y queda atrapada entre dos capas, quecontinúa rebotando hasta que pierde su energía.Los datos sísmicos de pozos que se adquierencuando las fuentes están emplazadas en la super-ficie y los receptores están anclados en un pozo,ayudan a identificar las interfaces que generanestas múltiples internas. Los desarrollos que hantenido lugar recientemente en los métodos guia-dos por datos y el empleo de datos de perfilessísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)para guiar el proceso de atenuación de múltiplessísmicas de superficie, tales como el método dePredicción de Múltiples Internas (IMP, por sussiglas en inglés), se muestran promisorios.10

La calidad del conjunto de datos sísmicos sinprocesar es fundamental para el logro de unaresolución de frecuencia superior y una altarelación señal-ruido. La preservación de laamplitud y la fase de las señales de entrada es

crucial en todas las facetas de la interpretaciónestratigráfica, incluyendo la inversión sísmicaantes de apilar, la variación de la amplitud conel desplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés)y la interpretación de la variación de la amplitudcon el ángulo de incidencia (AVA, por sus siglas

en inglés). Un análisis de la variación de lasamplitudes de las reflexiones con la distanciafuente-geófono, o desplazamiento, proporcionaciertos conocimientos valiosos de las propieda-des de los yacimientos, tales como litología,porosidad y fluidos alojados en los poros.11

> Degradación de la señal con un incremento del tamaño del arreglo. Se llevó a cabo una prueba defuentes puntuales y receptores puntuales con sensores unitarios, con un espaciamiento de 2 m [6.6 pies]entre sí y una fuente de vibración unitaria. Se formó un arreglo de 16 m [53 pies] mediante la suma degrupos de nueve geófonos consecutivos y la asignación de la señal sumada a un canal ubicado en elcentro de gravedad del arreglo (extremo inferior). El intervalo entre grupos es la distancia existente entrecanales consecutivos. De un modo similar, se formó un arreglo de 32 m [105 pies] sumando grupos de17 geófonos consecutivos. Mediante el empleo de un espaciamiento de 2 m entre los sensores, los tiposde ondas se registraron sin que se produjera aliasing (extremo superior izquierdo). Cuando los senso-res se agruparon en arreglos de longitud creciente de 16 m (extremo superior central) y 32 m (extremosuperior derecho), primero la onda aérea, luego la onda superficial ground-roll y finalmente los primerosquiebres se desdoblaron hacia las frecuencias más bajas, lo que se puso de manifiesto como áreasde señales de bandas cruzadas en el dominio de los puntos de tiro. El fenómeno de aliasing también semanifiesta como un repliegue de la energía acústica en el dominio del número de onda de frecuencia,que no se muestra en esta gráfica. (Cortesía de Shell).

7. Ongkiehong L y Askin HJ: “Towards the UniversalSeismic Acquisition Technique,” First Break 6, no. 2(1988): 46–63.

8. Newman P y Mahoney JT: “Patterns—With a Pinch ofSalt,” Geophysical Prospecting 21, no. 2 (1973): 197–219.

9. El fenómeno de desdoblamiento del espectro (aliasing)es la ambigüedad que surge como resultado de un mues-treo insuficiente. Este fenómeno tiene lugar cuando laseñal es muestreada a un intervalo de muestreo menorque el doble del ciclo. La frecuencia más alta definidapor un intervalo de muestreo se denomina frecuencia deNyquist y es igual a la inversa de 2∆t, donde ∆t es elintervalo de muestreo. Las frecuencias más altas que lafrecuencia de Nyquist se “replegarán” o se “cerrarán.”Esta situación se puede observar en los videos o en laspelículas cinematográficas: las ruedas de rayos de lascarretas tiradas por caballos a veces parecen estarretrocediendo en lugar de ir hacia adelante. El fenóme-no de aliasing puede evitarse a través de un muestreoespacial más fino, que sea como mínimo el doble de lafrecuencia de Nyquist de la forma de onda.

10. El-Emam A, Moore I y Shabrawi A: “Interbed MultiplePrediction and Attenuation: Case History from Kuwait,”presentado en la Exposición Internacional y 75ª ReuniónAnual de la SEG 2005, Houston, (6 al 11 de noviembre de2005).

11. Roden R y Latimer R: “An Introduction—RockGeophysics/AVO,” The Leading Edge 22, no. 10 (Octubre de 2003): 987.

DistorsiónTolerancia de ganancia

Sincronización

0 -10 -20 -30 -40 -50Error de señal en dB

Error de señal, %, intervalo de confidencia, 95%

Perturbación-60 -70 -80 -90

100 31.6 10 3.16 1 0.32 0.1 0.03 0.01 0.003

-100

Distorsión de harmónicasAmplitud

FasePosición de la fuente

Estáticas de receptoresEstáticas de fuentes

Distorsión de harmónicasSensibilidad del geófono

Frecuencia naturalTemperatura

AcoplamientoInclinación

Posición del sensor

Sist

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Rece

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Fuen

teEs

tátic

asDado que los datos terrestres a menudo

exhiben relaciones señal-ruido pobres, comoresultado de la existencia de geometrías irregula-res y la contaminación por ruido, era necesarioun cambio fundamental en los métodos de adqui-sición y procesamiento de datos sísmicos.

Un cambio en la filosofía de adquisiciónA comienzos de la década de 1990, WesternGecopuso en marcha un extensivo proyecto de investi-gación de la sensibilidad de las ondascompresionales (Ondas P), que produjo un cam-bio fundamental en la filosofía de adquisición.Los experimentos llevados a cabo sobre las seña-les sintéticas revelaron los efectos de lascorrecciones estáticas de fuentes y receptores,de las especificaciones de los dispositivos elec-trónicos de registración, de la distorsión de fasede la fuente y de la sensibilidad de los receptoressobre las ondas P (abajo).

Excluyendo el ruido coherente generado porla fuente, el ruido ambiente y el barrido de fre-cuencia de la fuente, los efectos predominantessobre la relación señal-ruido se deben a la pre-sencia de perturbaciones que no pudieroncorregirse dentro de un arreglo analógico. Facto-res tales como las correcciones estáticas defuentes y receptores, el acoplamiento del geófonoal terreno, la posición e inclinación de los geó-fonos, el posicionamiento de la fuente y la

distorsión de amplitud y fase en las fuentes fue-ron más importantes que los cambios dehardware realizados en el geófono o en el sis-tema de registración en sí. Un error pequeño de1 ms en las correcciones estáticas de los recep-tores se traduce en la introducción de -29 dB deruido respecto de la señal. Dichos errores estáti-cos se observan comúnmente en un grupo dereceptores analógicos convencionales.

El conocimiento adquirido a partir de estosexperimentos se utilizó con el fin de diseñar yconstruir el sistema sísmico terrestre de sensoresunitarios Q-Land para reducir los efectos de estasperturbaciones, encarando al mismo tiempo eltema de la eliminación del ruido coherente, talcomo el ruido de superficie. Un espaciamientoentre receptores equivalente a la mitad (o menosde la mitad) de la longitud de onda de la ondasuperficial ground-roll resultaría adecuado paramuestrear el ruido de superficie sin que seproduzca aliasing. Así como el fenómeno de alia-sing temporal surge del muestreo insuficiente enel dominio del tiempo, un intervalo grande entrereceptores conduce a un fenómeno de aliasingespacial.

El nuevo sistema Q-Land digitaliza cada unode los sensores en la ubicación de registración(próxima página, extremo superior). Para lograreste muestreo espacial fino, el sistema de regis-tración requiere un incremento masivo del

número de canales activos. Un canal activo signi-fica que los receptores están conectados pararegistrar en forma simultánea. Comparado con unsistema convencional típico con un alto númerode canales, que puede constar de 4,000 a 5,000canales que registran en vivo, el nuevo sistema deadquisición con receptores puntuales posee20,000 o más canales activos. El sistema Q-Landes el primero en implementar una metodologíaintegrada de adquisición y procesamiento de laseñal con receptores puntuales.

El mismo concepto es aplicable a las fuentessísmicas. El arreglo de fuentes puede ser reem-plazado por fuentes puntuales. Además, paraevitar el fenómeno de aliasing en el dominio depunto medio común, el intervalo entre fuentesdebería ser pequeño y, como ideal, igual al inter-valo entre receptores. La nueva técnica deregistración con fuentes puntuales y receptorespuntuales reemplaza al método convencionalque emplea arreglos de sensores y fuentes, paraatenuar el ruido y mejorar la relación señal-ruido.12 El registro de datos sísmicos a través dereceptores puntuales en lugar de arreglos dereceptores analógicos posee diversas ventajaspotenciales, incluyendo mejores soluciones está-ticas, estimación de la velocidad, preservaciónde la amplitud, retención del ancho de banda yatenuación del ruido.

Esta metodología de fuentes puntuales yreceptores puntuales incrementa el volumen dedatos en más de un orden de magnitud. Los avan-ces en términos de transmisión de datos y podercomputacional han posibilitado el desarrollo ydespliegue de este sistema de registración queposee un alto número de canales y resulta eficazdesde el punto de vista de sus costos.

Un nuevo sistema de adquisición y procesamiento integradoEl nuevo sistema Q-Land corresponde a una tec-nología de adquisición y procesamiento sísmicoscon 20,000 canales activos. El intervalo de mues-treo típico para el sistema es de 2 ms. Noobstante, el sistema Q-Land puede registrar con30,000 canales activos si el intervalo de muestreose cambia a 4 ms. El registro digital del campo deondas entrante, en las posiciones de los recepto-res densamente espaciados, asegura que la señaly el ruido registrados sean muestreados correcta-mente y por lo tanto no se desdoblen hacia lasbajas frecuencias.

En la geometría de adquisición del sistemaQ-Land, una línea fuente y una línea receptoraque son ortogonales entre sí forman un tendidocruzado. Luego, estas líneas se repiten espacial-

52 Oilfield Review

> Tabla de sensibilidad de las ondas P para la adquisición terrestre. Se realizaron experimentos enseñales sintéticas para comprender el efecto de las perturbaciones tales como las correccionesestáticas de las fuentes y los receptores, los dispositivos electrónicos de registración, la distorsiónde fase de la fuente y la sensibilidad de los receptores. La tabla indica que los cambios de hardwarerealizados en el receptor o en el sistema de registración poseen un error de señal bajo, en compara-ción con otros factores que producen un error de señal significativamente mayor. La capacidad deefectuar correcciones por estas perturbaciones de orden superior permite la preservación de lafidelidad de la señal y del ancho de banda en los datos sísmicos. 12. Ongkiehong y Askin, referencia 7.

Línea receptoraLínea fuente

Tiem

po

Líne

a fu

ente

Línea receptora

Área decoberturade punto

medio común

Invierno de 2005/2006 53

mente dentro del área de adquisición. Cada parde fuente-receptor genera una traza que corres-ponde a un punto medio del subsuelo. Si lospuntos medios que corresponden a todos lospares de fuentes-receptores se representan enceldas (bins), siendo el tamaño de una celdaigual a la mitad del intervalo entre receptores porla mitad del intervalo entre fuentes, cada celdaserá un punto medio correspondiente a unacobertura de apilamiento nominal simple (apila-miento o número de reflexiones en el mismopunto = 1). De este modo, los tendidos cruzadosproveen subconjuntos de apilamiento nominalsimple del campo de ondas continuo, muestreadoen forma suficientemente fina como para preve-nir el fenómeno de aliasing del ruido coherente,a través del cual se genera un volumen de tendidocruzado (abajo).

> Una visualización tridimensional (3D) del volumen del tendido cruzado. Una configuración de tendido cruzado se obtiene mediante el despliegue de losreceptores a lo largo de una línea orientada en una dirección y la colocación de las fuentes a lo largo de una línea ortogonal (derecha). Cada par fuente-receptor genera información desde un punto del subsuelo que, para una superficie plana, se encuentra ubicado en el punto medio entre la fuente y elreceptor (área gris). En este ejemplo de configuración de tendido cruzado, en el que el receptor muestrea a 5 m [16 pies] y la fuente a 20 m [66 pies], lacobertura del subsuelo es de apilamiento nominal simple. Una vista tridimensional del volumen del tendido cruzado muestra que el ruido de superficieestá confinado dentro de un volumen de forma cónica, lo que hace que su remoción o atenuación mediante filtros 3D en el dominio del número de ondade frecuencia resulte más efectiva (izquierda).

> Sistema de adquisición y procesamiento Q-Land.Una línea de receptores se tiende en forma per-pendicular a una línea de fuentes y cada puntofuente es registrado por cada punto receptor. Elejemplo muestra 10 líneas receptoras con unaseparación de 200 m [656 pies], con 1,824 recepto-res puntuales por línea receptora, lo que resultaen 18,240 receptores activos (extremo superior).En la técnica de formación de grupos digitales queutiliza el sistema de procesamiento del programaOmega2, las trazas sísmicas de los geófonos indi-viduales poseen correcciones por perturbacionesefectuadas en cada geófono (extremo inferior).Luego se aplican filtros adaptivos en varias trazaspara suprimir el ruido coherente. A continuación,puede producirse una traza de salida desde variossensores con el intervalo de muestreo espacialque se desee.

Líne

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ente

Línea receptoraLíne

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Fuentes

1,824 receptores por línea

Sensores

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Formación degrupos digitales

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0-10-20-30-40-50

Número de onda ky, 1/m

Número

de on

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, 1/m

Número

de on

da kx

, 1/m

Luego se aplican algoritmos sofisticados enuna técnica de procesamiento que se denominaformación de grupos digitales (DGF, por sussiglas en inglés). La técnica DGF comprendetres pasos principales. El primero es la correc-ción de cada geófono por las perturbacionesintra-arreglo, tales como diferencias de ampli-tud y elevación y variaciones de la velocidad desuperficie. Después de agrupar las salidas de losgeófonos, el resultado es una señal con un con-tenido de frecuencia similar al de las trazasindividuales y una amplitud casi idéntica a lasuma de las amplitudes individuales. Este pasoes similar al aplicado en el sistema de sísmicamarina con sensores unitarios Q-Marine.13

El segundo paso aplica filtros adaptivos parala supresión del ruido. La atenuación del ruidopuede incluir, sin que implique limitación, ate-nuación del ruido coherente y ambiente,cancelación de la interferencia producida por laslíneas eléctricas de alto voltaje y atenuación de

las ondas aéreas y del ruido inducido por lasantorchas. Existen distintas maneras de atenuarel ruido mediante el empleo de técnicas de fil-trado digital. No obstante, el diseño de filtrosdigitales 3D óptimos es importante para explotarel potencial del registro con receptores puntuales.

Un filtro ideal pasaría todas las frecuenciasdeseadas del filtro pasa banda sin ninguna distor-sión y rechazaría completamente todas lasfrecuencias que se encuentran fuera del rango deinterés, lo que se denomina banda de frecuenciassuprimidas. La respuesta ideal del filtro espacialantialias también sería azimutalmente isotró-pica; es decir, que la respuesta del arreglo seríaigual para la energía que arriba desde todos losángulos. Existen dos problemas asociados con eldesempeño del filtro antialias para la adqui-sición de datos convencionales: el rechazoimperfecto de los niveles de ruido azimutalmentevariables en la banda de frecuencias suprimidas yuna respuesta plana imperfecta en el filtro pasa

banda (abajo). La técnica Q-Land consistente enconvertir una geometría de adquisición ortogonalen tendidos cruzados, se adecua particularmentea la aplicación de filtros antialias tridimensiona-les. Una técnica de filtrado basada en el métodoAPOCS—método de proyecciones alternas sobreconjuntos convexos—constituye un enfoque efec-tivo que resulta óptimo en la geometría detendidos cruzados.14

El último paso es el muestreo espacial reite-rado de los datos de salida, de acuerdo con elintervalo entre grupos deseado. Los arreglosanalógicos, una vez tendidos en el campo, care-cen prácticamente de flexibilidad para ajustar elintervalo de muestreo de salida, mientras quecon la técnica de formación de grupos digitales,es posible cualquier muestreo de salida hasta lagranularidad de los sensores individuales.

Mientras que los datos de los arreglos conven-cionales pueden proveer resultados razonablespara la interpretación estructural, el análisis de

54 Oilfield Review

13. Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, StrudleyA, Davis R y Svendsen M: “Raising the Standards ofSeismic Data Quality,” Oilfield Review 13, no. 2 (Veranode 2001): 16–31.

14. Una conocida técnica matemática, denominada APOCS,es una técnica iterativa que obtiene parámetros de filtropara eliminar el ruido coherente. El algoritmo, que operaen el espacio 3D, cambia constantemente entre eldominio del muestreo—con el tiempo en un eje, y lasdirecciones x e y en los otros dos ejes—y el dominio dela transformada de frecuencia—con la frecuencia en uneje y el número de onda en las direcciones x e y, kx y ky,en los otros dos. El número de onda es la inversa de lalongitud de onda y representa la frecuencia de la onda

16. El sistema Q-Borehole optimiza todos los aspectos delos servicios de sísmica de pozo, desde la planeación delas operaciones hasta la adquisición, procesamiento einterpretación de los datos. Los datos de registros depozos, datos VSP y datos sísmicos de superficie secombinan para construir un modelo de propiedades delas velocidades verticales, los factores de atenuación defrecuencia, la anisotropía relacionada con las variacio-nes verticales de las velocidades de intervalo y elcampo de ondas de múltiples. El modelo se utiliza luegopara lograr un mejoramiento del procesamiento y lacalibración de los datos sísmicos de superficie en elproceso Well-Driven Seismic.

en el espacio. Para más información sobre la técnicaAPOCS, consulte: Özbek A, Hoteit L y Dumitru G: “3-DFilter Design on a Hexagonal Grid for Point-ReceiverLand Acquisition,” Taller de Investigación de la EAGE,Avances en la Tecnología de Adquisición Sísmica,Rodas, Grecia, 20 al 23 de septiembre de 2004.Quigley J: “An Integrated 3D Acquisition and ProcessingTechnique Using Point Sources and Point Receivers,”Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional y 74aReunión Anual de la SEG 2004, Denver, (10 al 15 deoctubre de 2004): 17–20.

15. Shabrawi A, Smart A, Anderson B, Rached G y El-Emam A: “How Single-Sensor Seismic ImprovedImage of Kuwait’s Minagish Field,” First Break 23, no. 2(Febrero de 2005): 63–69.

> Respuesta tridimensional del filtro espacial antialias. Se ilustra el problema del ruido indeseado que contamina el área del ancho de banda de la señal.La respuesta del filtro espacial antialias muestra la amplitud en el eje vertical y los números de onda a lo largo de los dos ejes horizontales, kx y ky, en lasdirecciones x e y. El color representa la magnitud en dB. Un filtro eficiente pasaría la señal que se encuentra alrededor de k=0, y suprimiría o rechazaríacualquier ruido para todas las demás direcciones para k � 0. En lo que respecta a un arreglo de receptores de 16 m convencional, el ruido se filtra en laseñal desde casi todos los azimuts (izquierda). Contrariamente, para los datos de receptores puntuales, el filtro antialias que utiliza la técnica de diseñode filtros APOCS muestra la efectividad del filtro en cuanto al rechazo del ruido (derecha).

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Sensores puntuales conun espaciamiento de 2 m

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Arreglo de 16 m

Invierno de 2005/2006 55

yacimientos detallado que utiliza técnicas deinversión sísmica o técnicas AVO, se limita a unabanda de frecuencia estrecha debido al replieguedel ruido desdoblado hacia las bajas frecuenciasen el rango de frecuencia de interés (abajo, a laderecha). Con un ancho de banda tan reducido,es poco probable que las técnicas de inversión olas técnicas AVO produzcan resultados válidos.Los receptores puntuales densamente espaciadosempleados por la metodología Q-Land proveendatos libres de desdoblamiento hacia las bajasfrecuencias y, por ende, un ancho de banda máscompleto para la interpretación AVO.

En ambientes geológicos complejos en losque los datos de arreglos convencionales no pue-den producir los resultados requeridos, los datosde sensores unitarios proveen mejoras significa-tivas en lo que respecta a la fidelidad de la señaly el contenido de frecuencia. Este mejoramientoposibilita la interpretación de rasgos estratigrá-ficos sutiles y un incremento de la resoluciónvertical y lateral de la respuesta sísmica, comolo demuestran los dos ejemplos de Kuwait yArgelia que se presentan a continuación.

Promoción de nuevas tecnologías en KuwaitEl Campo Minagish, situado en el sudoeste deKuwait, fue seleccionado en el año 2004 para laejecución de un estudio piloto con tecnología Q-Land, con el fin de encarar diversos objetivos deexploración y desarrollo. Una de las metas eraproporcionar una imagen detallada de múltiplesintervalos prospectivos dentro del Cretácicopara el monitoreo del frente de fluido.

Descubierto en 1959, el Campo Minagish esuno de los principales productores del país y suproducción proviene fundamentalmente de lasrocas carbonatadas, incluyendo las oolitas Mina-gish. Como resultado de la implementación deun programa de inyección de agua, el influjo deagua preponderó sobre el de petróleo en lascapas de alta permeabilidad.

Un levantamiento sísmico 3D previo, reali-zado en 1996 utilizando arreglos de fuentes yreceptores con espaciamientos de 50 m [165pies], proporcionó representaciones pobres delas áreas prospectivas más profundas y limitó laresolución vertical y lateral en las zonas pros-pectivas principales. La caracterización de ladensidad y orientación de las fracturas, necesa-ria para el emplazamiento óptimo de los pozoshorizontales y la maximización de la producción,también resultó problemática. El ruido prove-niente de las antorchas de gas y de las plantasde inyección de agua, sumado al ruido generadopor la sísmica, tal como chorros de aire, ruidosuperficial y múltiples, provocaba distorsionesextremas en los datos sísmicos.

Además, el Campo Minagish planteaba unriesgo operacional inusual. El área se encon-traba salpicada de bombas de dispersión y minassin explotar, que habían quedado como resul-tado de las actividades militares llevadas a cabopreviamente.

Un conocimiento detallado de la estructurainterna del yacimiento era esencial para quefuncionara un esquema de inyección de aguaplanificado. El modelado sísmico directo reali-zado mediante la utilización de propiedades derocas obtenidas de muestras de núcleos y regis-tros de pozos demostró que una modificación del5 al 95% en la saturación de agua podía tradu-cirse en una diferencia del 5% en la impedanciaacústica—un producto de la velocidad de trans-misión del sonido por la densidad de la roca. Noobstante, un estudio 4D previo realizado en1998, puso de manifiesto la incapacidad dedetectar estos cambios pequeños debido al nivelde ruido de fondo presente en los datos sísmicosconvencionales. Entre los factores limitantes seencontraban la resolución de frecuencia, la ate-nuación de ruido inferior y una baja relaciónseñal-ruido. Para permitir el monitoreo de loscambios mínimos producidos en el comporta-

miento del yacimiento, era obvio que se necesi-taba un cambio escalonado en la metodología deadquisición para reducir la señal no coherente yel ruido coherente.

Cuatro vibradores agrupados estrechamentepara formar un rectángulo de 12.5 m [41 pies]por 5 m [16.4 pies] vibraban en forma sincró-nica, a un 60% de su capacidad de potenciamáxima de 80,000 lbf [356 kN]. El hecho de ope-rar con una potencia inferior a la potencia depico proporcionaba una baja distorsión en lafuente sísmica. Los vibradores se instalaron lomás cerca posible entre sí para simular unafuente puntual, maximizando al mismo tiempo laentrada de energía en la Tierra. El sistema Q-Land registró 14,904 canales, con un intervalode muestreo de 2 ms.15 Antes de la suma en elproceso DGF, se efectuaron correcciones porperturbaciones en cada uno de los receptores yen cada una de las fuentes.

Además, se planificó un estudio integrado desísmica de pozo Q-Borehole, al comienzo delprograma piloto Q-Land.16 Un VSP sin des-plazamiento de la fuente y dos VSPs condesplazamiento sucesivo de la fuente registraronlos datos en torno a la porción central del área

> Impacto del fenómeno de aliasing sobre el contenido de frecuencia. Una prueba realizada con unarreglo de receptores de 16 m muestra el desdoblamiento del espectro de la onda superficial ground rolly de la onda aérea debido al efecto de repliegue observado en el dominio del número de onda de fre-cuencia (fk) (izquierda). La onda aérea (línea negra sólida) se encuentra completamente desdobladahacia las bajas frecuencias. Sin embargo, el ruido de superficie (línea negra de guiones) está replegadoen la banda de frecuencia de la señal por encima de la frecuencia donde se intersectan las líneas deguiones. La señal, respecto de la cual se espera que domine el área central de la gráfica fk conformek se aproxima a cero, se contamina. Esto significa que el filtrado espacial adaptativo ya no puede eli-minar el ruido coherente sin dañar la señal. El contenido de frecuencia utilizable para el procesamientoAVO, por ejemplo, se reduce sustancialmente para los datos de arreglos convencionales porque el fe-nómeno de aliasing distorsiona las altas frecuencias tanto en amplitud como en fase. Contrariamente,los datos de los receptores puntuales muestran claramente una respuesta sin desdoblamiento hacialas bajas frecuencias que permite el procesamiento de todo el rango de frecuencia útil sin que seproduzca contaminación por ruido coherente (derecha). (Cortesía de Shell).

del levantamiento.17 La integración de datos sís-micos de superficie y datos geofísicos de pozosresultó vital para garantizar que todos los pasosde la secuencia de procesamiento, desde la for-mación de grupos digitales hasta el apiladomigrado final, fueran calibrados en formaóptima utilizando algunos de los desarrollos másrecientes del proceso Well-Driven Seismic.18 Larestitución de la amplitud verdadera y la fase, lasupresión efectiva de múltiples y la compensa-ción por la absorción de frecuencias con laprofundidad proporcionaron un nivel superior derepresentación y resolución (arriba).

Los VSPs sin desplazamiento de la fuente endos pozos de control, un inyector y un productor,resolvieron siete zonas intra-yacimiento. Losdatos sísmicos convencionales, con un contenidode frecuencia de 10 a 45 Hz, mostraron sólo tresde estos eventos, lo que condujo a una interpre-tación imperfecta conforme a la cual no existíaninguna obstrucción entre los dos pozos y losfluidos inyectados podían fluir libremente entreambos. El volumen Q-Land representó las mis-mas siete zonas intra-yacimiento, vistas en losVSPs. La mejor resolución de los datos Q-Land,con un contenido de frecuencia de 6 a 70 Hz,permitió que los intérpretes sísmicos mapearanlos rasgos estratigráficos. También se identifica-ron acumulaciones delgadas de brea en el pozo

inyector, que actúan como deflectores e inhibenel movimiento de los fluidos. Además, en estaoportunidad pudieron detectarse fallas secunda-rias y objetivos de gas más profundos, oscurecidospor la energía de las múltiples internas.19

Incentivado por los resultados de este estu-dio piloto Q-Land, el operador está planificandoun levantamiento del campo completo utilizandoel sistema Q-Land. También se están conside-rando algunos planes para reevaluar la presiónde poro y la caracterización de fracturas incor-porando los nuevos datos Q-Land.

El desafío sísmico en ArgeliaUn campo petrolero de Argelia, conocido por seruno de los campos más desafiantes del mundodesde el punto de vista sísmico, fue seleccionadopara la ejecución de un estudio Q-Land. Desde eldescubrimiento de este campo en la década de1950, se han perforado numerosos pozos. Laproducción de petróleo y gas proviene funda-mentalmente de los yacimientos clásticosfluviomarinos de edad Cambro-Ordovícico. Apesar del gran número de pozos perforados, loscambios abruptos producidos en la litología y lacompartimentalización por fallas han dificultadola caracterización de yacimientos de todo elcampo mediante la utilización de datos de pozossolamente. En el pasado, se intentaron pocos

levantamientos sísmicos debido a la obtenciónde una pobre respuesta sísmica y la imposibili-dad de detectar zonas prospectivas. Comoresultado, las zonas prospectivas se identifica-ron a partir de datos petrofísicos y datos depresión. Por otra parte, la débil correlación exis-tente entre la permeabilidad derivada de losregistros de pozos y la obtenida en los núcleosindicó que las fracturas podían incidir significa-tivamente en la permeabilidad.

Los desafíos geofísicos y geológicos existen-tes son varios. El principal yacimientoproductivo, un sistema fluvial de canalesentrelazados (anastomosados), posee una distri-bución altamente heterogénea de areniscas ylutitas. Además, el campo petrolero ha sido afec-tado por episodios de deformación y reactivaciónde fallas múltiples, que se tradujeron en distri-buciones de fallas y fracturas difíciles dedetectar. Sumado a estos problemas, un pequeñocontraste de velocidad y densidad en el tope delyacimiento y dentro de las unidades prospecti-vas dificulta la detección de éstas últimas. Porotra parte, la influencia de las fuertes múltiplesinternas oscurece la señal y la presencia de unacapa de evaporitas de gran espesor por encimadel yacimiento produce una atenuación severade las frecuencias más altas, lo que se traduceen una pobre relación señal-ruido. Todos estos

56 Oilfield Review

17. Un VSP sin desplazamiento de la fuente se adquierecuando una fuente sísmica se emplaza en la superficie,cerca de la boca de pozo, y los receptores se colocan adistintas profundidades en el pozo. En un VSP condesplazamiento sucesivo de la fuente, un arreglo dereceptores recolecta datos para posiciones de la fuentemúltiples ubicadas a lo largo de una línea que se extien-de desde la boca de pozo. Para más información sobreVSP y VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente,consulte: Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S,

1,400

1,500

1,600

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Datos 3D convencionales Datos Q-Land

1,700

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> Comparación de los datos sísmicos 3D convencionales con los datos Q-Land en el Campo Minagish, situado en Kuwait. Los datos Q-Land (derecha)muestran una resolución lateral y vertical mucho más alta que los datos sísmicos convencionales (izquierda). El yacimiento objetivo del Campo Minagishaparece a aproximadamente 1,500 ms.

Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR,Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentesdatos sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1(Verano de 2003): 2–23.

18. El proceso Well-Driven Seismic utiliza los datos desísmica de pozo para la recuperación de la amplitudverdadera y la fase, el análisis de velocidad, laatenuación de múltiples, la migración anisotrópica y elborrado (muting) basado en los ángulos de incidencia.

Para más información sobre la técnica Well-DrivenSeismic, consulte: Morice SP, Anderson J, BoulegrounM y Decombes O: “Integrated Borehole and SurfaceSeismic: New Technologies for Acquisition, Processingand Reservoir Characterization; Hassi Messaoud Field,”presentado en la 13a Exposición y Conferencia dePetróleo y Gas de Medio Oriente (MEOS), Bahrain, 9 al12 de junio de 2003.

19. El-Emam et al, referencia 10.

VSP

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Frecuencia, Hz

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, dB

80 100 120

-35-30

Señal

Invierno de 2005/2006 57

problemas conducen a un ajuste deficiente conlos pozos, lo que hace extremadamente difícil elmapeo de la región entre pozos.

Típicamente, la máxima frecuencia utilizableobtenida a partir del yacimiento objetivo haoscilado entre 35 y 40 Hz. Esto se traduce en unaresolución vertical máxima de 40 m [131 pies].No obstante, para mapear las unidades pros-pectivas con cierto grado de certidumbre serequiere una resolución vertical de menos de 20m y niveles de ruido mucho más bajos.

Para encarar estos desafíos geofísicos y geo-lógicos, se realizó un levantamiento piloto con elsistema Q-Land. La integración de los datos desísmica de pozo y de sísmica de superficie se pla-nificó al comienzo del proyecto y los parámetrosde adquisición fueron optimizados a través de laplaneación y ejecución de pruebas previas allevantamiento.

Los datos sísmicos Q-Land fueron adquiridossobre un área de 44 km2 [17 mi2] de extensióncon una cuadrícula de sensores densa equiva-lente a una densidad de 20,000 sensores porkm2. Los datos geofísicos de pozo incluyeronmediciones de VSP sin desplazamiento de lafuente, un VSP bidimensional (2D) con despla-zamiento sucesivo de la fuente utilizando laherramienta de generación de Imágenes SísmicaVersátil VSI con 154 posiciones de geófonos en el

pozo y mediciones sónicas obtenidas mediantela utilización de la herramienta de generaciónde Imágenes Sónica Dipolar DSI. El sistema sís-mico Q-Borehole ayudó en el procesamientoWell-Driven Seismic.

Los resultados del procesamiento sísmico desuperficie fueron comparados con los datos depozos en las fases clave de la secuencia de proce-samiento, de manera que los parámetros deprocesamiento se optimizaron para ajustar los

datos sísmicos finales con los pozos. El ancho debanda, o contenido de frecuencia, obtenido osci-ló entre 6 Hz y 80 Hz; aproximadamente el dobleque los resultados sísmicos 2D de alta resoluciónregistrados previamente. Por primera vez, laresolución de frecuencia obtenida a partir de losdatos sísmicos de superficie se equiparó con laobtenida con un VSP, lo que proporcionó un exce-lente ajuste con los pozos (abajo).

> Ejemplo Q-Land de Argelia. Se obtuvo un nivel de resolución excepcional con el levantamiento Q-Land (extremo superior derecho), en el que el contenidode frecuencia prácticamente se ha duplicado en comparación con un levantamiento 2D de alta resolución (extremo superior izquierdo). Además, el excelenteajuste existente entre los datos del perfil sísmico vertical (VSP, por sus siglas en inglés) (mostrado en el recuadro rojo, extremo inferior) y los datos Q-Landpermitirá la ejecución de estudios de caracterización de yacimientos de avanzada. (Cortesía de Sonatrach).

Datos 2D de alta resolución Datos Q-Land

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

ms

X,500

X,600

X,700

X,800

X,900

Y,000

Y,100

Distancia Distancia

La amplitud sísmica se invirtió para computarel volumen de impedancia acústica (IA) absoluta(arriba). Un valor de IA bajo se correlaciona razo-nablemente bien con las areniscas de altaporosidad. A una frecuencia de 80 Hz, para unavelocidad de intervalo de aproximadamente 4,500m/s [14,765 pies/s], esta zona que posee un valorde IA bajo equivale a una resolución de espesor deaproximadamente 14 m [46 pies]. Este grado deresolución nunca antes se había alcanzado en esteambiente geológico.

Para evaluar la relación existente entre per-meabilidad y proximidad de las fallas, quegeneralmente se asocia con una mayor densidadde fracturas, se computaron diversos atributossísmicos.

La extracción de las fracturas y las fallas delos datos sísmicos implicó una serie de pasos. Secomputaron varios cubos de atributos sísmicosque realzan las discontinuidades en los datos,también conocidos como atributos que realzanlos bordes. Los volúmenes sísmicos de detecciónde bordes incluyen la varianza, el echado (buza-

miento) y la desviación. Luego se aplicó el algo-ritmo Ant Tracking (algoritmo de seguimiento dela huella de hormigas) al cubo de detección debordes para resaltar las discontinuidades exis-tentes en los datos sísmicos y mapear las fallas yfracturas.20 A continuación se generaron atribu-tos de distancia hasta la falla (DTF, por sus siglasen inglés), a partir de los conjuntos de fallas fil-trados del cubo de seguimiento de la huella dehormigas y se mapearon en la cuadrícula geoce-lular 3D (próxima página).

El atributo DTF ayuda a identificar zonasintensamente fracturadas. Una gráfica de inte-rrelación entre la permeabilidad y el atributoDTF confirma la tendencia: la permeabilidadderivada de los registros de pozos es más altacerca de las fallas. Se observó una fuerte rela-ción inversa entre la permeabilidad derivada delos núcleos y el atributo DTF en aproximada-mente un 70% de los pozos.

Sin embargo, para responder a los interro-gantes acerca de si esas fracturas y fallas depequeña escala mejoran o degradan la permea-

bilidad, se extrajeron mallas en las proximidadesde las fallas sísmicas de mayor longitud, es decir,aquellas que intersectan tanto al basamentocomo a la discordancia Herciniana sobreyacente.Luego se mapeó la impedancia acústica sísmicaen estas celdas para discriminar entre fallas queactúan como sello y fallas de drenaje. La existen-cia de un valor medio de impedancia acústica altoen las celdas, en las proximidades de una falla,sugiere que las fracturas actúan como barreras alflujo porque fueron cementadas con pirita olutita. Contrariamente, un valor de impedanciaacústica bajo en las proximidades de una fallasugiere una mayor proporción de fracturas abier-tas, saturadas de fluido, que poseen menordensidad que las rocas. Esto puede indicar quelas fracturas inducidas tectónicamente mejoranel drenaje de los hidrocarburos.

En esta área se perforan pozos en forma conti-nua y para el año 2006 está prevista la perforaciónde pozos adicionales, guiada por los resultados dela interpretación de los datos Q-Land.

Hacia datos sísmicos adecuados con fines específicosLas mejores mediciones que ofrece la tecnologíaQ-Land expanden radicalmente el potencial delos datos sísmicos. Dado el menor nivel de ruidoasociado con la adquisición y procesamiento de laseñal con sensores unitarios, y la capacidad derealizar correcciones por las perturbaciones pre-sentes dentro de un grupo, el diseño del arreglo yel apilamiento nominal han dejado de ser factoresdominantes en lo que respecta al mejoramientode la relación señal-ruido. Por el contrario, elespaciamiento entre los sensores y la necesidadde muestrear correctamente el ruido coherentese han convertido en los controladores del diseñode la geometría de adquisición. Dado que ahora esposible recuperar una señal en forma más fide-digna, la fuente de vibración también puede serreevaluada, lo que hace factible el registro debarridos de frecuencia simples, más cortos, conun mejor muestreo del campo de ondas.

Estas consideraciones de diseño ahora ofre-cen la posibilidad de adquirir levantamientos deexploración con fuentes puntuales y receptorespuntuales, con menos esfuerzo de campo, encomparación con los levantamientos equivalen-tes que emplean arreglos de fuentes y receptoresconvencionales. Los levantamientos Q-Landadquiridos hasta la fecha indican que el empleode grupos de vibradores más pequeños permiteproveer datos que son iguales o mejores que losde los arreglos de vibradores y geófonos másgrandes. Los grupos de vibradores más pequeñosposibilitan una operación más eficiente.

58 Oilfield Review

Impedancia acústicaen los pozos

Distancia

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le, s

Impe

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cúst

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aliza

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Bajo

Alto

Prof

undi

dad,

pie

s

X.9

XY,000

XX,000

Y.0

Y.1

33 a 49 pies

Secc

ión

yaci

mie

nto

20. El algoritmo Ant Tracking delinea las discontinuidadesexistentes, en un cubo sísmico y mapea las fallas yfracturas. El algoritmo localiza las discontinuidadesbasadas en conocimientos previos, imitando elcomportamiento de las hormigas cuando encuentran elcamino más corto entre su nido y su fuente dealimentación. Las hormigas se comunican entre símediante las feromonas, una sustancia química queatrae a otras hormigas. En consecuencia, el camino máscorto hasta la fuente de alimentación estará marcadocon más feromonas que el trayecto más largo, demanera que existen más probabilidades de que lahormiga que sigue en el recorrido elija la ruta más cortay así sucesivamente. La idea es distribuir una cantidadsustancial de estas “hormigas” electrónicas en un

volumen sísmico. Las hormigas desplegadas a lo largode una falla deberían poder rastrear la superficie defalla a lo largo de una cierta distancia antes determinarse. Luego, el algoritmo extrae automáticamenteel resultado como un conjunto de áreas de fallas,obteniéndose un mapeo altamente detallado de lasdiscontinuidades. La discriminación de las fallas se basaen el tamaño de la falla, su orientación y la amplitud deldesplazamiento vertical. Para más información sobreeste tema, consulte: Pedersen SI, Randen T, Sønneland Ly Steen Ø: “Automatic Fault Extraction Using ArtificialAnts,” Resúmenes Expandidos, Exposición Internacionaly 72a Reunión Anual de la SEG 2002, Salt Lake City, Utah,EUA (6 al 11 de octubre de 2002): 512–515.

> Sección transversal de impedancia acústica (IA). La discordancia Herciniana forma el tope de lazona prospectiva (línea de guiones). El espesor vertical del intervalo de baja IA dentro de la secciónyacimiento indica un espesor que oscila entre 10 y 15 m [33 y 49 pies]. (Cortesía de Sonatrach).

Invierno de 2005/2006 59

Los servicios de representación del subsueloQ-Land VIVID realzan el valor de los datos sísmi-cos registrados a lo largo de la vida productiva deun campo petrolero. En la etapa de exploración,los datos Q-Land de bajo nivel de ruido posibilitanla adquisición de levantamientos sísmicos de altacalidad con un mayor espaciamiento entre líneasy un menor apilamiento nominal que un levanta-miento adquirido con tecnología convencional,satisfaciendo o excediendo al mismo tiempo lasexpectativas existentes en cuanto a representa-ción del subsuelo. En levantamientossubsiguientes con fines de evaluación o desarro-llo, es posible adquirir los datos mediante la

intercalación de las líneas entre los levantamien-tos previos para incrementar el apilamientonominal. Los datos provenientes de los levanta-mientos originales y del levantamiento en cursose procesan en conjunto utilizando el intervaloentre grupos requerido para representar el obje-tivo correctamente. Éste es el concepto de datossímicos no comprometidos para la vida produc-tiva de un campo petrolero.

Se pueden buscar leads de exploración du-rante el mismo levantamiento. Esto se traduce enuna huella ambiental acumulada más reducidadel programa sísmico global y en una reduccióndel tiempo de desarrollo. Dado que poseen una

alta relación señal-ruido y alta fidelidad, los datospueden reutilizarse en cada una de las etapas deldesarrollo de un campo petrolero, lo que garan-tiza que no se pierda la inversión realizada enexploración.

Con datos sísmicos de calidad sin prece-dentes, un enfoque versátil de la geometría deadquisición y las innovaciones introducidas en elprocesamiento, el sistema de adquisición y proce-samiento Q-Land tendrá un impacto significativosobre la vida productiva del campo, en lo que res-pecta a exploración, desarrollo y monitoreo de losyacimientos. —RG

Alta impedancia acústica a lo largo de las fallas

Atributos combinados de impedancia acústica y distancia hasta la falla

Baja impedancia acústica a lo largo de las fallas

Barreras al flujo

Fracturas que mejoran la permeabilidad

> Relación entre impedancia acústica sísmica y permeabilidad. Los atributos de impedancia acústica (IA) sísmica y distancia hasta lafalla (DTF, por sus siglas en inglés) se combinan y mapean en un volumen geocelular (extremo superior). Al volumen se le aplica un filtrodual basado en la proximidad con respecto a la falla y en el valor umbral de IA sísmica. El filtrado asume que las fracturas abiertas ysaturadas de fluido poseen menor velocidad y densidad y, en consecuencia, un valor de IA más bajo (extremo inferior derecho). Estasfracturas se diferencian de las fallas que están cementadas, resultando los valores de IA más elevados de los procesos de silicificacióno piritización (extremo inferior izquierdo). (Cortesía de Sonatrach).

60 Oilfield Review

Hacia un mejoramiento de la producción

Lawrence ChouQiming Li Sugar Land, Texas, EUA

Alexis DarquinJean-Michel DenichouStavanger, Noruega

Roger Griffiths Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Nick HartAlan McInally Gerhard Templeton Maersk Oil North Sea UK LimitedAberdeen, Escocia

Dzevat Omeragic Boston, Massachusetts, EUA

Ian Tribe Aberdeen, Escocia

Kim WatsonConocoPhillipsAberdeen, Escocia

Margrethe WiigStatoil ASABergen, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Emma Jane Bloor, Brigitte Echols y AndyHendricks, Sugar Land, Texas.InterACT, PeriScope 15, PowerDrive y PowerDrive Xceedson marcas de Schlumberger.

La prolongación de la vida productiva de los campos maduros requiere que las

compañías de petróleo y gas tengan como objetivo reservas a menudo difíciles de

detectar y aún más difíciles de explotar. Las nuevas mediciones LWD direccionales,

de lectura profunda, ayudan a los geocientíficos a localizar los límites de capas

resistivas y los contactos de fluidos en tiempo real. Mediante la utilización de esta

información para optimizar la colocación de pozos, los operadores están logrando

amortizar sus inversiones mediante el incremento de la producción, la disminución

del número de pozos de re-entrada y la reducción de la exposición a los problemas

de estabilidad de los pozos.

Pozo vertical

Pozo direccional

Pozo de alcance extendido

Invierno de 2005/2006 61

La colocación correcta de los pozos es vital parael éxito de cualquier programa de perforación.La colocación de los pozos se vuelve cada vezmás crítica a medida que las compañías deexploración y producción recurren a los pozos dealcance extendido para acceder al petróleo cuyarecuperación resultaría antieconómica con latecnología convencional. Con el incremento delpredominio de la tecnología de pozos de alcanceextendido en las cuencas maduras, el tamaño yla complejidad de los objetivos de perforaciónestán cambiando como nunca antes.

Los objetivos de los pozos de un campo pe-trolero dejan de ser amplios para convertirse enestrechos; cada pozo nuevo provee datos pararefinar el objetivo del siguiente. Los pozos deexploración confirman una trampa; los pozos dedesarrollo definen su estructura y su estrati-grafía; y los pozos de relleno apuntan a loscompartimentos individuales del yacimiento.Cada objetivo se encuentra más estrechamenteconstreñido que el anterior.

La tecnología ha tenido que avanzar al mismopaso que las demandas de la industria de explo-ración y producción. Para perforar a mayoresprofundidades, alcanzar distancias más extensaso explotar objetivos múltiples, las trayectorias deperforación han evolucionado para pasar de

pozos verticales a pozos direccionales, de altoángulo, horizontales y de alcance extendido. Conel advenimiento de los sistemas rotativos direc-cionales, la tecnología de perforacióndireccional ahora proporciona capacidad de res-puesta y velocidad en lo que respecta a ajustesde trayectorias de pozos absolutamente inimagi-nables en el pasado, cuando los perforadoresdireccionales sólo podían recurrir a los empal-mes acodados y a la combinación justa de pesosobre la barrena (mecha) y revoluciones porminuto para modificar las trayectorias.

A medida que evoluciona la tecnología de geo-navegación, los objetivos de perforación deben serdefinidos en términos diferentes. La geometríaera el elemento prevaleciente cuando los pozosverticales se orientaban a lo largo de una línearecta hasta alcanzar la profundidad total (TD, porsus siglas en inglés), directamente por debajo delequipo de perforación. Los objetivos de los pozosdireccionales también se definían geométrica-mente para crear una trayectoria a lo largo deuna serie de coordenadas ubicadas a cierta pro-fundidad, distancia y dirección con respecto alequipo de perforación. Sin embargo, se requiereuna nueva referencia para orientar la barrena yde este modo satisfacer el actual desafío de maxi-mizar la exposición de los pozos productivos.

En lugar de perforar geométricamente hastaalcanzar un punto o varios puntos del subsuelo,los equipos a cargo de la colocación de pozosorientan sus pozos a través de los alcances exten-didos del yacimiento. La colocación óptima depozos requiere la capacidad de dirigir el pozo a lolargo de un trayecto que se define no tanto porgeometrías preconcebidas sino por los límites deyacimiento observados (abajo). La tecnología deadquisición de registros durante la perforación(LWD, por sus siglas en inglés) desempeña un rolcrucial en lo que respecta a la detección de esoslímites.

Las herramientas de resistividad de propaga-ción electromagnética han sido utilizadasdurante mucho tiempo en aplicaciones LWDpara proveer mediciones de evaluación de for-maciones. Si bien también se utilizan enaplicaciones de colocación de pozos, estas herra-mientas LWD de propagación electromagnéticason no direccionales y no determinan si unlímite litológico o un contacto de fluidos cercanoestá siendo alcanzado desde la parte superior odesde la parte inferior de la trayectoria del pozo.1

> Evolución de los objetivos de perforación. A medida que los campos maduran y declinan, las compañías de exploración y producción recurren a tecnologíasmás complejas para extraer las reservas remanentes. Las mejoras introducidas en la tecnología de perforación inspiran objetivos de perforación cada vezmás desafiantes. En lugar de perforar hasta alcanzar un punto definido por las coordenadas x-y-z, los equipos a cargo de la colocación de pozos dirigensus pozos en sentido longitudinal a través de los yacimientos para maximizar la exposición del pozo a las zonas productivas.

1. Li Q, Omeragic D, Chou L, Yang L, Duong K, Smits J, YangJ, Lau T, Liu CB, Dworak, Dreuillault V y Ye H: “NewDirectional Electromagnetic Tool for ProactiveGeosteering and Accurate Formation Evaluation WhileDrilling,” Transcripciones del 46° Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns,26 al 29 de junio de 2005, artículo UU.

Además, las mediciones de propagación de re-sistividad son sensibles a diversos efectosambientales. En consecuencia, una herramientadiseñada para medir la resistividad de la forma-ción adyacente también puede ser sensible a laproximidad de las capas adyacentes cercanas opuede ser intensamente afectada por la invasióndel filtrado de lodo, la anisotropía o los cambios detamaño del pozo. La profundidad de investigacióntambién limita la aplicación de las medicionesLWD en los proyectos de geonavegación.

Es posible que exista una solución de compro-miso entre la resolución y la profundidad deinvestigación. La capacidad de detectar límitesde formaciones distantes o medir capas delgadasdepende en gran parte del espaciamiento entretransmisores-receptores de la herramienta. Lasherramientas LWD de evaluación de formacionesconvencionales a menudo sacan provecho de losespaciamientos relativamente estrechos exis-tentes entre transmisores y receptores y de lasprofundidades de investigación someras a inter-medias para proveer un nivel de resoluciónmejorado. Los geocientíficos hacen uso de estacapacidad para evaluar las capas delgadas y redu-cir de este modo la existencia de zonasproductivas pasadas por alto. Contrariamente, lasherramientas que poseen mayor espaciamientoentre los detectores y mayor profundidad deinvestigación pueden detectar los límites de for-maciones a mayor distancia. Esta capacidad delectura profunda resulta de utilidad para las apli-caciones de geonavegación. Sin embargo, estasherramientas quizás no sean suficientementesensibles como para evaluar las capas delgadas.

Los equipos a cargo de las operaciones decolocación de pozos deben reconocer y lucharcon profundidades de investigación somerascuando utilizan herramientas de evaluación deformaciones para soportar las operaciones degeonavegación. Dado que sólo pueden ver algu-nas pulgadas dentro de la formación, lasherramientas LWD convencionales deben estarposicionadas a pocas pulgadas de distancia deun contacto o un límite de capas para poderdetectar su presencia, lo que deja poco tiempo

para efectuar ajustes en la geonavegación. Unaprofundidad de investigación somera puede con-ducir a una operación de geonavegación reactivasubóptima en la que la trayectoria sólo se modi-fica cuando la barrena perfora más allá del topeo la base de una zona productiva. Las operacio-nes de geonavegación reactivas pueden generaruna reducción de la exposición a la zona pro-ductiva, trayectorias de pozos ondulantes yoperaciones de terminación de pozos dificulto-sas.2 En casos severos, la tortuosidad impediráque el pozo alcance la profundidad total ya quelos incrementos producidos en el esfuerzo detorsión y el arrastre obstaculizan la transferen-cia del peso sobre la barrena, requerida paracontinuar la perforación.

Las mediciones electromagnéticas (EM)direccionales de lectura profunda ayudan a losperforadores a evitar el problema que represen-tan las desviaciones involuntarias con respecto alas zonas productivas en los pozos direccionales.Éste puede transformarse en un problemaimportante cuando se intenta navegar en aureo-las de petróleo delgadas, cuando se perforanyacimientos sin marcadores estratigráficossignificativos o cuando se perfora cerca de dis-cordancias en las que el echado (buzamiento)local no refleja la estructura global.

Este artículo analiza una nueva herramientaLWD direccional de generación de imágenes pro-fundas, sus capacidades de medición y susaplicaciones. Algunos ejemplos del Mar delNorte demuestran cómo los datos provistos poresta herramienta pueden incidir en las decisio-nes que optimizan las operaciones de colocaciónde pozos para el mejoramiento de la producción.

Entre una roca y un lugar duroUna vez que un pozo lateral o un pozo de alcanceextendido intercepta una zona productiva, uno delos objetivos principales del perforador es mante-ner la posición óptima dentro de esa zona. Elposicionamiento óptimo puede verse complicadopor la presencia de capas de lutita y por la distri-bución de gas, petróleo o agua con respecto a laestructura y estratigrafía del yacimiento.

El posicionamiento óptimo también puedeverse comprometido por el modelo de yaci-miento o el modelo de área prospectiva previo ala perforación. Los proyectos de geonavegaciónhabitualmente se modelan; en ciertos aspectos,en forma previa a la perforación del pozo. Lamayoría de los modelos emplean una variedadde datos, incluyendo levantamientos sísmicos yregistros de pozos vecinos o de un pozo piloto.No obstante, los modelos de pozos a menudo sonconstreñidos por la naturaleza limitada de lainformación estructural, cuando la distanciaentre los pozos vecinos impide que el geocientí-fico descubra la presencia de fallas u otrosrasgos geológicos significativos o cuando loslevantamientos sísmicos no pueden resolver unyacimiento con suficiente detalle. En base a lainformación disponible, se deja que los geocien-tíficos asuman que las capas estructurales pasanentre los puntos de control conocidos y los yaci-mientos objetivo sin demasiada variación en latendencia estructural general. Esta hipótesis amenudo no es comprobada por las condicionesreales, especialmente cuando se trata de seccio-nes horizontales largas.

El éxito de la colocación de pozos también sebasa en la interpretación oportuna de los datosLWD. Algunas técnicas de geonavegación de-penden de la interpretación de los picos depolarización derivados de las mediciones deresistividad para indicar la proximidad de lascapas adyacentes o los límites resistivos.3 Esteindicador no es cuantitativo y no puede estimaren forma precisa la distancia que existe con res-pecto al límite. La profundidad de investigacióntambién incide en el desarrollo de los picos depolarización; en muchos casos, las herramientasde resistividad convencionales deben estar muycerca del límite de la capa resistiva para que sepuedan ver los picos de polarización.4

Las mediciones LWD convencionales son engeneral demasiado someras para advertir enforma oportuna acerca de la aproximación delímites de capas o límites de fluidos y de estemodo impedir que se produzcan desviacionesrespecto de la zona productiva. Este problema se

62 Oilfield Review

2. Wiig M, Berg E, Kjærefjord JM, Saltnes M, Stordal EA,Sygnabere TO, Laastad H, Raeper G, Gustavsson E,Denichou J-M, Darquin A y Omeragic D: “GeosteeringUsing New Directional Electromagnetic Measurementsand a 3D Rotary Steerable System on the Veslefrikk Field,North Sea,” artículo de la SPE 95725, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

3. En los registros de resistividad de propagación o deinducción, los picos de polarización son causados porun incremento de la carga en el límite entre las capasinclinadas de la formación, con diferentes propiedadesdieléctricas. Cuando existe un echado (buzamiento)aparente entre el pozo y la formación, los máximos decorriente (vientres de corriente) generados por la

herramienta de adquisición de registros atraviesan loslímites entre las capas de la formación y generan unincremento de la carga en los mismos. El resultado es unpico de alta resistividad que se produce cuando laherramienta cruza el límite entre las capas. En los pozosdesviados y horizontales, los picos de polarización de losregistros de propagación de adquisición de medicionesdurante la perforación se han utilizado para detectarlímites entre capas.

4. Omeragic D, Li Q, Chou L, Yang L, Duong K, Smits J, Lau T,Liu CB, Dworak R, Dreuillault V, Yang J y Ye H: “DeepDirectional Electromagnetic Measurements for OptimalWell Placement,” artículo de la SPE 97045, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

5. Li et al, referencia 1.6. En este caso, por echado aparente se entiende el ángulo

de inclinación de un plano de estratificación, medido conrespecto a la orientación de la herramienta LWD. Por elcontrario, el echado verdadero del plano deestratificación de una formación se mide en formaperpendicular al rumbo de la misma. El rumbo indica latendencia de una capa medida a través de la obtencióndel azimut de la intersección de un plano, tal como unacapa inclinada, con una superficie horizontal.

Invierno de 2005/2006 63

complica cuando la falta de referencias direccio-nales en relación con estos límites hace que elequipo a cargo de las operaciones de geonavega-ción deba predecir el curso correcto para evitarsalir de la zona.

El servicio de generación de imágenes pro-fundas direccionales durante la perforaciónPeriScope 15 aborda estas cuestiones. Mediantela utilización de las mediciones EM para las ope-raciones de geonavegación, la herramienta puededetectar contactos de fluidos y límites entrecapas a una distancia de hasta 4.6 m [15 pies].Igualmente importante resulta el hecho de que laherramienta permite determinar la dirección enla que yacen dichos contactos o límites de capas.

Estas mediciones direccionales son sensibles alas capas adyacentes y proveen estimaciones pre-cisas de la resistividad de las capas adyacentes,ayudando a los equipos a cargo de las operacionesde geonavegación a detectar las zonas de altaresistividad y evitar las lutitas.

A medida que la herramienta se acerca a unacapa de lutita o a otro límite de capa conductiva,la polaridad del corrimiento de fase direccional yde la señal de atenuación puede utilizarse paraindicar la posición del límite de capas respecto dela herramienta.5 De este modo, una capa más con-ductiva que yace por encima de la herramientahabitualmente generará una señal de polaridadpositiva, mientras que sucede lo contrario cuando

la herramienta se acerca a una capa más conduc-tiva que yace por debajo de la herramienta. Deesta manera, la polaridad provee datos deentrada que ayudan al equipo a cargo de las ope-raciones de perforación direccional a decidir quérumbo tomar para evitar los intervalos no produc-tivos (abajo).

La direccionalidad de las mediciones de resis-tividad ayuda a los geocientíficos a mantener laposición dentro de la zona productiva sin depen-der de los marcadores estratigráficos. Además dedetectar límites y contactos, la herramienta tam-bién puede determinar su echado aparente.6 Estainformación puede utilizarse para refinar losmapas de yacimientos.

200

2

0

0

2,600

+

+

_

_

2,610

2,620

2,630

3,100 3,200 3,300 3,400 3,500 3,600 3,700 3,800 3,900 4,000 4,100 4,200 4,300 4,400 4,500 4,600 4,700 4,800 4,900

Polaridad positiva Polaridad negativa Polaridad negativa Polaridad positiva

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Longitud horizontal total, mLutita: más conductiva – menos resistivaArenisca: más resistiva – menos conductivaLutita: más conductiva – menos resistiva

Dirección de la perforación

Perforación en sentido descendente Perforación en sentido ascendente

Pozo modelo

Corri

mie

nto

de fa

se, g

rado

sAt

enua

ción

, dB

Resi

stiv

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de

2Mhz

, ohm

-m

1 2 3 4

> Respuesta de medición teórica de la herramienta LWD PeriScope 15 con respecto a la posición de las capas. Este modelo utiliza una secuencia estrati-ficada de una arenisca resistiva, limitada por capas de lutita conductivas. La respuesta de la herramienta EM de 2 MHz, que constituye el estándar industrial(carril superior), exhibe picos de polarización cerca de los límites entre las capas resistivas y las capas conductivas. En contraste, las sensibilidades direc-cionales de las mediciones de corrimiento de fase y atenuación de la herramienta PeriScope 15 están marcadas por cambios de polaridad. A medida quela herramienta se aproxima a un límite de capas, la polaridad alcanza su valor máximo en la dirección de la capa más conductiva. Las Zonas 1 y 2 (extremoinferior) muestran la respuesta de la herramienta cuando se perfora en el sentido descendente. Las Zonas 3 y 4 muestran una imagen especular en respues-ta, cuando se perfora en el sentido ascendente. Las mediciones de corrimiento de fase y atenuación responden a los límites de capas a una distancia mayorque la exhibida por la herramienta EM de 2 MHz, lo que indica una mayor profundidad de investigación para la herramienta PeriScope 15.

Diseño de la herramientaLas herramientas LWD de lectura profunda ante-riores a las actuales han demostrado su utilidaden las aplicaciones de geonavegación. Mientrasalgunas de esas herramientas pueden detectarlos contrastes de resistividad a varios pies de dis-tancia del pozo, su principal parámetro es ladistancia—pero no necesariamente la direc-ción—existente hasta un límite resistivo.7 Lasantenas utilizadas en las herramientas deinducción o de resistividad de propagación elec-tromagnética anteriores estaban compuestas porbobinas cilíndricamente simétricas, alineadas ensentido axial con el pozo y la herramienta. Lasseñales de estas antenas, cuyos momentos mag-néticos están alineados a lo largo de los ejes de laherramienta y del pozo, no son direccionalmentesensibles.

64 Oilfield Review

0

30-30

60-60

90-90

120-120

150-150

180

3,383.8 m

2 4

Distancia Ángulo

Capa superiorCapa inferior

2.8 m3.2 m

10°190°

15 pies

A

B

C

Sarta deherramientas

LWD

T5 T4T2R2R1T1T3 T6R3 R4

> Diseño de la antena. Las antenas axiales son cilíndricamente simétricas y se alinean en sentido paralelo al largo de la herramienta y del pozo. El diseñode la herramienta PeriScope 15 incorpora una antena transmisora transversal (T6) y antenas receptoras inclinadas (R3 y R4) para proveer sensibilidad direc-cional, además de las antenas axiales (T1 a T5, y R1 y R2).

> Detección de una capa. El espaciamiento yorientación de las antenas confieren a la herra-mienta PeriScope 15 la capacidad de percibir laaproximación inminente de un límite conductivo.Cuando la proximidad entre la herramienta y lacapa de lutita se limita a una distancia que se en-cuentra dentro de su profundidad de investigación,la herramienta determinará el rango y rumbo rela-tivo con respecto al límite conductivo. De estemodo, la herramienta detecta la capa de lutita amedida que se acerca al Punto B, mientras quela capa de lutita se encuentra fuera del rango delsensor para los Puntos A y C.

> Datos direccionales en tiempo real. La gráfica polar azimutal está orientada en sentido perpendicularal eje de la herramienta, lo que posibilita al equipo a cargo de las operaciones de geonavegación ob-servar el eje del pozo en sentido descendente (inserto, a la derecha). La gráfica más grande de laizquierda muestra la posición de la barrena (mecha) con respecto a los límites entre capas cercanas.El punto verde del centro representa la posición de la herramienta. Las líneas de guiones en la escalaradial circular muestran la distancia existente con respecto a la herramienta; en este caso situada a2 m y 4 m [6.5 y 13 pies], representando el círculo externo sólido 5 m [16 pies] de distancia con respec-to a la herramienta. Las líneas rectas de guiones irradian desde el centro en incrementos de 30°. Laslíneas amarillas y azules indican la orientación de las capas. La lectura digital en el extremo superiorderecho indica que la capa superior, mostrada en amarillo, se encuentra a 2.8 m [9.2 pies] de distanciade la herramienta; el punto amarillo está representado a la distancia correspondiente del punto verdedel centro. Si se extiende una línea entre el punto verde y el punto amarillo se generará una lecturaazimutal de 10°, también desplegada como una lectura digital en el extremo superior derecho. La dis-tancia y orientación de la capa inferior azul se muestran de un modo similar. La profundidad a la quese obtuvo esta medición se ilustra en la porción inferior central de la pantalla.

Invierno de 2005/2006 65

La clave del desarrollo de la herramientaPeriScope 15 fueron sus antenas direccionales.El diseño de la herramienta provee bobinasinclinadas y transversales para obtener medicio-nes de resistividad direccionales (páginaanterior, abajo).

El arreglo de sensores de la herramientaincluye seis antenas transmisoras y cuatro ante-nas receptoras. Cinco de las antenas transmisorasestán dispuestas axialmente en todo el largo de laherramienta. Una sexta antena transmisora seencuentra orientada en forma transversal al ejede la herramienta. En cada uno de los extremosde la herramienta se posiciona una antena recep-tora. Este par de antenas receptoras encierra lostransmisores, y cada uno de estos receptores seencuentra inclinado 45° con respecto al eje de laherramienta. Se coloca un par adicional de ante-nas receptoras en sentido axial, ubicado en elcentro del arreglo de transmisores, para obtenermediciones de resistividad de propagación con-vencionales.

Esta disposición genera una sensibilidad pre-ferencial a la conductividad en uno de los ladosde la herramienta. Cuando la herramienta rota,

sus sensores detectan las zonas conductivas cer-canas y registran la dirección desde la cual semide la conductividad máxima (página anterior,arriba a la izquierda). Los magnetómetros y ace-lerómetros proveen datos de orientacióndireccionales para la herramienta.

Además de su capacidad direccional, laherramienta PeriScope 15 provee medicionesmás profundas que la mayoría de las herramien-tas de resistividad LWD convencionales. Losprincipales factores que afectan el rango dedetección de las mediciones direccionales son laresistividad de la capa que rodea la herramienta,las resistividades de las capas adyacentes, elespaciamiento entre transmisores-receptores yla frecuencia de las mediciones, además delumbral de la señal por encima del cual la medi-ción se considera confiable.

Dado un suficiente contraste de resistividad,la señal direccional puede ser detectada cuandola distancia existente hasta un límite de capas esel doble del espaciamiento entre transmisores yreceptores de la herramienta. El análisis deta-llado muestra que el espaciamiento de 244 cm[96 pulgadas] de la medición profunda puede

detectar límites que se encuentran hasta 15 piesde distancia. Este rango de detección ha sidoverificado en operaciones de colocación de pozosen las que la estructura subyacente es simple ysólo hay presente un límite de resistividad. Enambientes más complejos, donde existen capasde resistividad múltiples y el perfil de resistivi-dad no corresponde a una estructura de variascapas como se asume en la interpretación, elrango de detección efectivo podría ser diferente.

Direccionamiento a través de los datosA través de 360° de cobertura alrededor delpozo, la herramienta PeriScope 15 determina ladirección que presenta el mayor contraste deconductividad. Las mediciones obtenidas a lolargo de esta dirección se utilizan para determi-nar la distancia que existe hasta un límite ohasta dos límites orientados con una separaciónde 180°. Durante la perforación, las interpreta-ciones estructurales a lo largo de la trayectoriadel pozo se actualizan y presentan en tiemporeal para facilitar la toma de decisiones de geo-navegación oportunas. La rapidez de lasactualizaciones y de la interpretación resultacrucial para la óptima colocación del pozo, demodo que se utiliza un programa de inversiónautomatizado, pero supervisado, para procesartodos los datos disponibles y visualizarlos en unainterfaz gráfica de usuario. La presentaciónresultante muestra la distancia que existe hastalos límites y la orientación azimutal, junto con laresistividad de la formación. Los resultadosvisuales se exhiben en dos vistas características.

Una gráfica polar muestra la posición de loslímites alrededor del pozo, proyectados en unplano perpendicular al eje de la herramienta(página anterior, arriba a la derecha). La distan-cia existente hasta los límites y sus orientacionesse indican en esta gráfica. El monitor también sepuede configurar para mostrar vistas múltiples através de una secuencia de gráficas polares(arriba, a la izquierda).

Un tipo diferente de visualización, que seconoce como sección de tipo cortina, corres-ponde a una vista lateral que muestra laestructura y las propiedades de las formaciones alo largo de la trayectoria. Con cada actualización,esta visualización se despliega como una cortinaplegada, a través de la pantalla. Las actualizacio-

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3,391.1 m

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> Secuencia direccional de una gráfica polar. Las mediciones más recientesse muestran como sombras más brillantes que las mediciones previas. Estasecuencia indica una trayectoria de pozo que se aproxima al límite de la capasuperior a medida que la orientación de la estratificación cambia lentamente.Para mantener la posición dentro de este horizonte, un equipo a cargo de lasoperaciones de direccionamiento ordenaría la ejecución de un giro hacia elextremo inferior izquierdo.

7. Seydoux J, Tabanou J, Ortenzi L, Denichou J-M, De LaetY, Omeragic D, Iversen M y Fejerskov M: “A DeepResistivity Logging-While-Drilling Device for ProactiveGeosteering,” The Leading Edge 23, no. 6 (Junio de 2004):581–586.

nes de la trayectoria del pozo, computadas a par-tir de los levantamientos direccionales demediciones durante la perforación (MWD, porsus siglas en inglés), se muestran junto con laresistividad computada de las capas adyacentes yla resistividad de la capa a través de la cual sedesplaza la herramienta (arriba). Los límites sonmapeados a la distancia computada por encima ypor debajo de la herramienta.8

Manejo de los desafíos que plantea la colocación de pozosEl éxito de cualquier proyecto de colocación depozos depende de la capacidad de actuar sobrelos nuevos datos. La detección de los límites deformaciones y los contactos de agua y la transmi-sión de los datos a la superficie constituyen sólouna parte del problema. Los equipos a cargo delas operaciones de geonavegación deben poderprocesar e interpretar rápidamente los datos depozos en tiempo real y luego transmitir las ins-trucciones al piso de la torre de perforación; losperforadores deben ser capaces de implementarrápidamente las decisiones de perforación delequipo a cargo de las operaciones.9

Se está utilizando una variedad de tecnolo-gías avanzadas para mejorar la colocación de

pozos en campos maduros del Mar del Norte,donde ConocoPhillips buscó maximizar la expo-sición de los pozos productivos a través de lasAreniscas Forties del Campo Callanish en OuterMoray Firth (próxima página, arriba).

Abordo del equipo de perforación semisumer-gible JW McLean, las respuestas sin procesar delas herramientas LWD y MWD de fondo de pozoeran transmitidas a la superficie por telemetríade pulsos a través del lodo para su decodifica-ción. Desde el equipo de perforación, los datosMWD y PeriScope 15 se enviaban mediante elservicio de control y entrega de datos en tiemporeal InterACT a una sala de control de operacio-nes de geonavegación dedicada, instalada en lasoficinas de ConocoPhillips en Aberdeen.

Como soporte de las operaciones ejecutadaslas 24 horas del día en Aberdeen, los especialis-tas de Schlumberger descargaban y procesabanlos volúmenes de datos en tiempo real para quelos geólogos de ConocoPhillips realizaran suinterpretación. Presentados como visualiza-ciones de tipo cortina y gráficas azimutales,grandes volúmenes de datos eran interpretadosrápidamente por el equipo a cargo de las opera-ciones de geonavegación, cuyos integrantesretransmitían sus recomendaciones al departa-

mento de perforación de ConocoPhillips, que asu vez enviaba las instrucciones relacionadascon las operaciones de geonavegación al equipode perforación.

El equipo a cargo de las operaciones de geo-navegación confiaba en sus perforadores paraimplementar rápidamente los cambios en la tra-yectoria del pozo. Para orientar la barrena deacuerdo con las recomendaciones de ese equipo,los perforadores utilizaron un sistema rotativodireccional PowerDrive. Este sistema permite larotación completa de la sarta de perforaciónentera para proveer altas velocidades de pene-tración y un flujo de recortes eficiente durantela perforación de pozos de alcance extendido.

La tecnología de generación de imágenesPeriScope 15 resultó esencial para la optimiza-ción de la colocación de pozos a través de lasAreniscas Forties del Campo Callanish. Las Are-niscas Forties comprenden depósitos deturbiditas marinas de aguas profundas caracteri-zados por la presencia de areniscas medianascon lutitas y limos intraestratificados. Entre losprincipales desafíos planteados por el desarrollodel yacimiento se encontraba el hecho de que laperforación debía realizarse dentro de una ven-tana de geonavegación estrecha.

66 Oilfield Review

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> Direccionamiento con una gráfica tipo cortina. Las resistividades computadas del horizonte perforado y las capas adyacentes se representan gráficamenteutilizando una escala de colores en la que los colores oscuros representan valores de resistividad más bajos. La gráfica de la trayectoria, que comienzaen el extremo izquierdo, muestra una separación de 2.4 m [8 pies] entre el pozo (Punto A) y la lutita sobreyacente (Punto B). Cuando la trayectoria condujoal pozo 0.6 m [2 pies] más arriba (Punto C ), la lutita también comenzó a inclinar hacia abajo, lo que instó al equipo a cargo de las operaciones degeonavegación a disponer un cambio descendente en la trayectoria.

Invierno de 2005/2006 67

Debido a que la capa de petróleo del CampoCallanish se hallaba limitada por un contacto degas por encima y un contacto de agua por debajo,ConocoPhillips debía emplazar los pozos en elcentro de la zona de petróleo para demorar elinicio del proceso de conificación de agua y laproducción de gas. El equipo a cargo de los pro-cedimientos de colocación de pozos tambiénbuscaba minimizar el tramo de formación no pro-ductiva perforado. Dado que las lutitas sedisponen en forma casi paralela a la trayectoriadel pozo, hasta la presencia de venillas de lutitasdelgadas o limos intraestratificados podría redu-cir significativamente el tramo de exposición a lazona productiva en un pozo horizontal.

Los datos de dirección y distancia al límite,se visualizaron durante la perforación para con-tribuir a la toma de decisiones relacionadas conlas operaciones de geonavegación. De igualimportancia resultó el hecho de que la herra-mienta PeriScope 15 proporcionó los valores deresistividad correspondientes a la capa en que

se encontraba situada, además de la resistividadde las capas adyacentes. Estas mediciones de lascapas adyacentes revelaron una zona de altaresistividad previamente inadvertida, en la sec-ción superior del yacimiento objetivo.10

Esta información instó a ConocoPhillips adirigir la operación hacia arriba para explotar lamejor arenisca productiva (abajo). Posterior-mente, cuando una capa de lutita detectada 1.5 m

[5 pies] por encima de la herramienta comenzó ainclinarse en dirección hacia el pozo, el equipo acargo de las operaciones de geonavegación pro-curó mantener la distancia de separación de laherramienta con respecto a la lutita a través dela reducción angular del pozo. Cuando el echadode las capas de lutita se incrementó aún más, seprocedió a implementar una nueva reducciónangular para evitar salir del yacimiento.

Britannia

BrodgarCallanish

Pozo P3

Pozo P2Pozo P1

Pozo P4

Colector múltipleBrodgar

Colector múltipleCallanish

Plataforma Britannia

1,000.00581.71326.38183.12102.7557.6532.3418.1510.18

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Profundidad, pies

Trayectoriadel pozo

Resistividad

8. Wiig et al, referencia 2.9. Tribe I y Watson K: “Proactive Geosteering Along Forties

Sands of the Callanish Field, UKCS, Using NewDirectional and Deep-Reading LWD Measurement,”presentado en la Conferencia de Producción yDesarrollo de las SPE DEVEX 2005, Aberdeen, 18 al 19 demayo de 2005.

10. Li et al, referencia 1.

> Localización del Campo Callanish. ConocoPhillips apuntaba como objetivo a la producción de petró-leo del yacimiento Callanish, con un mínimo de cuatro pozos que alcanzaron 1,828 m [6,000 pies] deprofundidad en sentido horizontal. La tecnología de visualización LWD electromagnética direccional delectura profunda resultó esencial para el desarrollo económico de las reservas del Campo Callanish, demenor extensión, cuya producción se empalmó a una plataforma preexistente del Campo Britannia,más grande.

> Una visualización tipo cortina de un pozo del Campo Callanish. El equipo a cargo de las operacionesde geonavegación utilizó este tipo de gráfica de resistividad para ajustar la trayectoria a una zona másresistiva. La visualización muestra otros cambios de trayectoria requeridos para mantener la posicióndentro de esta arenisca.

La relación neto/total del 98% que se obtieneal comparar la zona productiva neta con la longi-tud del trayecto horizontal perforado a través delyacimiento, fue significativamente superior acualquier relación obtenida previamente a travésde las operaciones de perforación direccionalgeométrica convencionales. Subsiguientemente,se perforaron tres pozos adicionales en el campo,alcanzando relaciones neto/total del 83% al 98%,lo que significó un mejoramiento de aproximada-mente 15% con respecto a los resultadosproyectados por el operador.

Direccionamiento azimutal a través de un flanco de areniscasLos desarrollos de yacimientos maduros plan-tean desafíos únicos de colocación de pozos. Enel Bloque 9/18b del sector del Mar del Nortecorrespondiente al Reino Unido, los geocientífi-cos lograron incrementar la producción delCampo Gryphon mediante el direccionamientode los pozos a través de los yacimientos de uncomplejo sistema de abanicos submarinos deedad Terciario. Puesto en producción en el año1993 y operado ahora por Maersk Oil, en los últi-

mos años el Campo Gryphon ha experimentadouna declinación de la producción en los pozosterminados en la formación maciza Balder Sand,situada en la porción principal del campo.11 Noobstante, los pozos de evaluación previos, losdatos sísmicos tridimensionales (3D) nuevos yuna investigación exhaustiva del subsuelo per-mitieron la identificación de rasgos arenosos deforma irregular en torno a los márgenes delcampo principal. Conocidas por los geólogoscomo flancos de areniscas, diques arenosos oinyecciones arenosas, estas estructuras comple-jas se mostraban promisorias en lo que respectaal aporte de nueva producción para detener ladeclinación del campo.

Los flancos arenosos son intrusiones clásticas,que se forman cuando se quiebra el sello de uncuerpo arenoso sobrepresionado y no consoli-dado, lo que obliga a que la lechada de areniscase inyecte a lo largo de las fracturas de la for-mación sobreyacente.12 En estas estructurasondulantes e irregulares, el límite entre las are-niscas y las lutitas no es plano y es común lapresencia de digitaciones de arenisca-lutita y len-tes arcillosos (arriba, a la derecha).

Los ingenieros de la compañía planificaron laperforación direccional de un agujero de 121⁄4 pul-gadas y su asentamiento en el tope del flancode areniscas antes de bajar la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas. A continuación,perforarían una sección de alcance extendido de81⁄2 pulgadas, a lo largo del flanco de areniscas.

Mediante el empleo de un arreglo de fondode pozo (BHA, por sus siglas en inglés) propie-dad de un tercero, para perforar y registrar el

68 Oilfield Review

Agua

Petróleo

Petróleo

Decenasde pies deespesor

Tope deldique deareniscas

Base del dique

Trayectoria del pozo

Comienzo de la secciónhorizontal dentro del dique

GasDireccionamiento azimutalpara permanecer en eldique petrolífero

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> Desafíos planteados por las operaciones de colocación de pozos en elCampo Gryphon. Los flancos de areniscas están limitados por contactosirregulares en el tope y la base de la zona productiva. El objetivo es dirigirel pozo dentro del flanco de areniscas y evitar salir e ingresar en la lutitaanfitriona adyacente.

> Geonavegación en el flanco de areniscas. Penetrando fundamentalmente las areniscas de alta resistividad, este pozo mantuvo un apartamiento promediode 3 m [10 pies] con respecto a la base del flanco de areniscas.

Invierno de 2005/2006 69

intervalo situado debajo de la zapata de latubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas, losgeocientíficos observaron que el pozo penetrabael flanco de areniscas en una posición estructu-ral diferente a la esperada. Conectando laherramienta LWD PeriScope 15 con un BHA de81⁄2 pulgadas, el operador volvió a registrar elagujero de 121⁄4 pulgadas durante la nueva bajadadel BHA al fondo del pozo. Las operaciones deperforación de reconocimiento proporcionarondatos PeriScope 15 adicionales para confirmar laposición estructural del flanco de areniscasobjetivo con respecto al pozo.

Los datos proporcionados por la herramientaPeriScope 15 ayudaron al equipo a cargo de lasoperaciones de geonavegación a confirmar queel pozo se había asentado al este de la estruc-tura de tipo flanco de inyección. El pozo habíapenetrado un flanco de areniscas que se incli-naba hacia el oeste, saliendo de la base en unángulo que impedía toda posibilidad de giro eincremento angular para lograr una secciónhorizontal. El equipo a cargo de las operacionesde geonavegación se dirigió rápidamente haciauna nueva localización, situada más al oeste.

Se procedió a realizar un pozo de re-entradapor encima del yacimiento sin extraer las tube-rías del pozo para cambiar el BHA. Mediante elempleo del servicio de generación de imágenesPeriScope 15, el pozo de re-entrada se asentó enel flanco de areniscas. Después de ensanchar elpozo de re-entrada y correr la tubería de re-vestimiento de 95⁄8 pulgadas, se utilizó un BHAde 81⁄2 pulgadas para perforar el tramo produc-tivo. En este pozo de re-entrada, la herramientaPeriScope 15 identificó claramente la base delflanco de areniscas (página anterior, abajo). Eloperador dirigió la operación lateralmente a tra-vés de más de 549 m [1,800 pies] del flanco deareniscas, donde las areniscas resistivas confor-man el grueso de la zona objetivo.

Como parte de una campaña de perforaciónde tres pozos llevada a cabo en el año 2004, estepozo ayudó al operador a validar los objetivos enel flanco de inyección de arenisca para el CampoGryphon. Los tres pozos perforados con la tecno-logía LWD PeriScope 15 ayudaron a este campo aproducir más de 20,000 barriles [3,178 m3] depetróleo por día. Estos resultados alentaron a lacompañía a perforar tres nuevos objetivos en elflanco de areniscas, durante el año 2005, paramantener la producción del Campo Gryphon.

Areniscas de canal como objetivoCuando los levantamientos sísmicos de superficieno lograron resolver correctamente el yaci-miento, un operador del Mar del Norte recurrió alas capacidades de detección de la herramientaPeriScope 15 para colocar un pozo de desarrollonuevo en el objetivo.

Statoil opera el Campo Veslefrikk en el Blo-que 30/3 del sector noruego del Mar del Norte.Este campo se encuentra situado estructural-mente en un bloque de falla levantado, o pilartectónico, donde produce de las areniscas deedad Jurásico Medio del grupo Brent. Se handescubierto reservas adicionales en niveles másprofundos del pilar tectónico, en la formaciónIntra Dunlin Sandstone (IDS) y Statfjord(arriba).

Cada formación contiene un sistema de flui-dos diferente. La presión de yacimiento se hamantenido, fundamentalmente a través de pro-cesos de inyección de agua de mar aunquetambién se utiliza gas. El volumen de reservasrecuperables originales se estimó en 36 millonesde m3 [1,270 millones de pies3] de petróleo a serdesarrolladas a lo largo de 20 años de produc-ción, que se iniciaron en diciembre de 1989.13

Las estrategias para mejorar la producción deeste campo maduro incluyen la perforación depozos nuevos y la implementación de proyectosde inyección de gas. En esta etapa de madurez,el éxito de cada pozo nuevo allana el caminopara las operaciones de perforación de desarro-llo ulteriores y es vital para prolongar la vidaproductiva del campo. La optimización de lastrayectorias de pozos está cobrando cada vezmás importancia en lo que respecta a la obten-ción de volúmenes de producción máximosdesde cada punto de drenaje.14

Para maximizar la producción, Statoil utilizaobservaciones sísmicas adquiridas con la técnicade repetición (o técnica de lapsos de tiempo) yoperaciones de simulación de yacimientos parabuscar las reservas pasadas por alto en el CampoVeslefrikk. Los datos sísmicos también se utilizanpara mapear las propiedades de los yacimientosy, en consecuencia, las localizaciones de pozosprospectivos de alto grado. No obstante, la reso-lución de los datos sísmicos limita la precisión deestos mapas en lo que respecta a la profundidady agrega un margen de incertidumbre en tér-minos de diseño de las trayectorias de pozoshorizontales.

NESO

Bloque defalla hundido

Bloque de falla levantado

Bloque defalla hundido

Campo Veslefrikk

Petróleo Gas Agua

Formaciones Amundsen-Burton

Formación Drake

DrakeNess

NessFormación Oseberg

Formación IDS

Formación Ness

Localización de los pozos

11. El Campo Gryphon era operado por Kerr-McGee NorthSea (UK) Limited antes de ser adquirido por Maersk Oil,el 1º de julio de 2005.

12. Jolly RJH y Lonergan L: “Mechanisms and Controls onthe Formation of Sand Intrusions,” Journal of theGeological Society 159, no. 5 (Septiembre de 2002):605–617.

13. Pedersen PA, Hauge R y Berg E: “The Veslefrikk Field,”Transcripciones de la 3a Conferencia de Yacimientos dePetróleo y Gas del Mar del Norte del Instituto deTecnología de Noruega, Trondheim, Noruega, 30 denoviembre al 2 de diciembre de 1992 (publicadas en1994): 51–73.

14. Wiig et al, referencia 2.

> Sección transversal del Campo Veslefrikk. Ubicado en el terreno alto estructural de un pilar tectónico con escaso ángulo de inclinación, el pozo en cuestiónfue perforado para penetrar la Formación Ness del grupo Brent superior.

Un pozo del Campo Veslefrikk perforado pre-viamente con sensores LWD convencionalesdemostró a Statoil la necesidad de disponer denueva tecnología. Mediante la utilización de unaherramienta LWD de registros de rayos gamma,densidad azimutal, neutrón y resistividad de fre-cuencia dual con profundidades de investigaciónmúltiples, los perforadores de Statoil vieron obs-taculizadas sus tareas por la profundidad deinvestigación limitada de la herramienta de den-sidad. Las mediciones azimutales obtenidas conla herramienta no lograron detectar los topes delas formaciones con la suficiente antelacióncomo para evitar la penetración de la lutita y elingreso en una arenisca de presión potencial-mente baja. Esto se tradujo en pérdidas severasdurante las operaciones de cementación, quecondujeron a un aislamiento zonal pobre. Elpozo produjo volúmenes de agua excesivos casiinmediatamente después de ser disparado.

A raíz de esta situación, a Statoil le interesóprobar nuevas tecnologías durante la perfora-ción de un pozo de desarrollo horizontal. Elobjetivo de los geocientíficos de Statoil eran lasreservas de la Formación Ness intermedia, paralo que propusieron la perforación de un pozohorizontal a través de una zona fluvial de 10 a 15m [33 a 49 pies] de espesor compuesta por are-niscas de canal, lutitas y capas de carbóndesignadas como miembro Ness 2. Perforar ensentido casi perpendicular al flujo de un sistemade canal antiguo permitiría colocar el pozo apro-ximadamente en su curso para interceptar ydrenar múltiples cuerpos de arenisca de canal(derecha, extremo superior). No obstante, lasimágenes sísmicas pobres, como resultado de unevento en la sobrecubierta, dificultaron la re-solución de los cuerpos de arenisca de canalpresentes en esta área.

Para el primer pozo horizontal perforado enlos canales Ness 2 del Campo Veslefrikk, Statoilseleccionó la herramienta PeriScope 15 con elfin de rastrear constantemente la posición delpozo. Mediante la utilización de esta herra-mienta en combinación con el sistema rotativodireccional 3D PowerDrive Xceed para ambien-tes hostiles y accidentados, Statoil logró ajustarrápidamente la trayectoria del pozo.

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El área sombreada está fuera de la profundidadde investigación de la herramienta EM direccional

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Trayectoria del pozo

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Tope del miembro Ness 2

Miembro Ness 2 intermedio

> Cuerpos de arenisca de canal objetivo. Esta vista en sección transversal muestra la trayectoria delpozo (amarillo), utilizada para interceptar cuerpos arenosos múltiples del miembro Ness 2, que se logróperforando en forma perpendicular al flujo del sistema de canal antiguo. La dirección del flujo en cadacuerpo arenoso es perpendicular a esta página.

> Vista tipo cortina (extremo superior) y registros (extremo inferior) obtenidos con la herramientaPeriScope 15. El carril superior, que muestra las curvas de resistividad convencionales, demuestra pocarespuesta al yacimiento, en comparación con las curvas de corrimiento de fase (carril central) y lascurvas de atenuación (carril inferior). Las deflexiones de las curvas de corrimiento de fase y atenuacióncorresponden a mediciones de la conductividad codificadas en color en la visualización tipo cortina,donde los colores más oscuros representan mayor conductividad y los colores más claros represen-tan mayor resistividad. Las deflexiones positivas de las curvas de corrimiento de fase y atenuación co-rresponden al margen de un cuerpo arcilloso situado por encima de la trayectoria del pozo (Punto Ade la visualización de tipo cortina). A medida que la herramienta se desplaza en sentido descendentea lo largo de la trayectoria del pozo, comienza a detectar la base del cuerpo de areniscas de canal y lamagnitud de las deflexiones de las curvas de corrimiento de fase y atenuación aumenta a medida quela herramienta se aproxima a la lutita que se encuentra debajo del pozo (Punto B). La deflexión sevuelve claramente positiva (Punto C), lo que indica la aproximación de la lutita por encima del tope delcuerpo de areniscas de canal.

Invierno de 2005/2006 71

Inmediatamente después de acceder a lazona yacimiento, el pozo penetró su primera are-nisca de canal. Las mediciones obtenidas con laherramienta PeriScope 15 proporcionaron lasdistancias existentes hasta los límites de capas,por encima y por debajo de la herramienta, yayudaron a Statoil a definir y mapear la forma delos canales encontrados. La vigilancia rutinaria(monitoreo) cuidadosa de la distancia existenteentre la herramienta y el límite permitió que serealizaran ajustes suaves de la trayectoria delpozo para evitar salir de la zona productiva(página anterior, abajo).

El equipo a cargo de las operaciones de geo-navegación logró dirigir el pozo a través de 1,100m [3,609 pies] del miembro Ness 2, penetrando850 m [2,789 pies] de areniscas petrolíferas; unvolumen de areniscas petrolíferas un 30% supe-rior al esperado.

Expansión de las aplicacionesLa información obtenida de la herramientaPeriScope 15 aporta nuevas capacidades en loque respecta al mapeo y navegación de los yaci-mientos durante la perforación de pozos. Amedida que monitorean los flujos de datos trans-mitidos desde el equipo de perforación hasta lasoficinas del cliente, los equipos a cargo de lasoperaciones de colocación de pozos puedentransmitir información de utilidad a los geólo-gos, petrofísicos, geofísicos e ingenieros deexploración (arriba). La información estructuralderivada de estas mediciones puede proveervaliosos datos de entrada para modificar losmodelos de yacimientos mientras se perforan lospozos. La importación de estos datos EM y degeonavegación, direccionalmente sensibles, a unambiente computacional 3D otorga a los geo-

científicos la capacidad de manipular y ver losdatos desde diferentes ángulos, revelando rasgospreviamente ignorados que pueden afectar laproductividad de los yacimientos.

Además de las aplicaciones relacionadas conla colocación de pozos, los datos EM de la herra-mienta PeriScope 15 proveen la informacióngeométrica crítica necesaria para corregir loscálculos de evaluación de formaciones en pozoshorizontales y altamente desviados. Los datosobtenidos con esta nueva herramienta LWD ayu-dan a mejorar los procedimientos de simulaciónde yacimientos y los pronósticos de producción,forjando así una valiosa relación multidisciplina-ria entre las operaciones de perforación,adquisición de registros y producción. —MV

> Centro de control de colocación de pozos. Con sólo algunas pantallas, un geólogo, un ingeniero deperforación u otro miembro del equipo a cargo de las operaciones de geonavegación puede mante-nerse actualizado con respecto a las operaciones que se están ejecutando. Aquí, un especialista encolocación de pozos selecciona una gráfica polar, vistas tipo cortina y una visualización de una con-sola de perforación para efectuar el seguimiento del avance de la trayectoria de un pozo en tiemporeal. Las pantallas múltiples proveen flexibilidad, permitiendo evaluaciones de equipos multidiscipli-narios mediante el acceso a otras visualizaciones tales como modelos sísmicos, registros de pozosvecinos o datos de orientación de las herramientas.

Bob Adolph es gerente del segmento de Desarrollo deProductos Nucleares y maneja el desarrollo de detecto-res nucleares, generadores, subsistemas y herramien-tas en el Centro de Tecnología de Schlumberger enPrinceton, Nueva Jersey, EUA. Después de obtener unalicenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidadde Rice en Houston, ingresó en la compañía, entoncesAnadrill, en 1979 como ingeniero eléctrico. Antes detrasladarse a Princeton en el año 2003, Bob ocupódiversas posiciones de ingeniería y dirección enHouston y Sugar Land, Texas, EUA, en proyectos deadquisición de registros con herramientas operadascon cable y adquisición de registros durante la perfo-ración (LWD, por sus siglas en inglés) incluyendo laherramienta de Tiempo de Decaimiento Termal TDT*,la herramienta de Control de Saturación delYacimiento RST*, la herramienta Experimental deEvaluación de la Porosidad (xPET), las herramientasde Neutrón Densidad Azimutal adnVISION* y otrasherramientas de adquisición de registros nucleares.

Malik Ait-Messaoud se desempeña como geofísico enSonatrach y reside en Argel, Argelia.

Boff Anderson es gerente de desarrollo de negociospara la región de Medio Oriente y Asia (MEA, por sussiglas en inglés) de WesternGeco y reside en Dubai,Emiratos Árabes Unidos (EAU). Previamente, fue cam-peón de productos para los sistemas sísmicos terres-tres con sensores unitarios Q-Land♦ , posición queocupó en agosto de 2001. Boff ingresó en la compañíaen 1987, trabajando en brigadas de campo terrestresen áreas tales como Papúa, Nueva Guinea, Nigeria yMedio Oriente. Coautor de numerosos artículos sobreadquisición sísmica Q-Land, posee una licenciatura enfísica con concentración en geofísica de la Universidadde Liverpool, Inglaterra.

Mike Archer se desempeña como especialista en eva-luación de formaciones para Chevron en Lafayette,Luisiana, EUA, y está a cargo de la evaluación de for-maciones de las áreas de Chevron para la oficina deLafayette. Esto incluye la evaluación de registrosadquiridos en agujeros descubiertos y en pozos entuba-dos, además del trabajo con los equipos a cargo de losactivos de la compañía y las compañías de servicios enel diseño y la implementación de programas de evalua-ción de formaciones. Luego de desempeñarse comogeólogo tanto de desarrollo como de exploración,ingresó en Chevron en 1989, después de haber traba-jado en Tenneco Oil Co. Ha estado involucrado en pro-cesos de evaluación de formaciones desde 1990. Mikees graduado de la Universidad de Nueva Orleáns yposee una licenciatura en ciencias de la tierra.

Yves Barriol es gerente del proyecto del Probador dela Dinámica de la Formación en Pozo EntubadoCHDT* y está basado en el Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land, Texas. Su grupo, en eldepartamento de productos comerciales y soporte,provee soporte técnico al sector de manufactura y alcampo. Asimismo, su grupo desarrolla nuevas caracte-rísticas y mejoras en la confiabilidad de las herramien-tas CHDT. Desde su ingreso en la compañía en 1988,ha trabajado en el diseño, desarrollo, industrializa-ción, fabricación y prueba de sensores de fondo depozo, desde los transductores ultrasónicos hasta lossensores de presión y las herramientas de presión.

Antes de ser transferido a Sugar Land, Yves trabajó enFrancia y Japón como ingeniero de diseño, ingenierode producción y jefe de sección. Posee un diploma eningeniería general de la Ecole Céntrale de Paris y undoctorado del departamento de robótica de laUniversidad de Birmingham, Inglaterra.

Bob Bartman se desempeña como geofísico senior enDevon Energy, Houston. Posee más de 16 años de expe-riencia en interpretación en la Costa del Golfo, tantoen la plataforma continental como en el área de aguasprofundas y ha trabajado igualmente para las grandescompañías petroleras como para los independientes.Su enfoque actual se centra en las áreas de caracteri-zación de yacimientos, desarrollo de campos y evalua-ción de áreas prospectivas dentro de la tendencia deedad Terciario Inferior del Golfo de México.Recientemente estuvo involucrado con WesternGecoen un proyecto detallado de migración en profundidadantes del apilamiento mediante tomografía multiazi-mutal, además de un proyecto de un sistema sísmicomarino de sensores unitarios Q-Marine♦ para la carac-terización de yacimientos de aguas profundas. Ademástrabaja con el grupo de Schlumberger Oilfield Servicesen el proyecto de predicción de la presión de poro conel modelo mecánico del subsuelo. Bob obtuvo tanto sulicenciatura como su maestría en geofísica de laUniversidad Estatal de Ohio, Columbus, EUA.

Mohamed-Zerrouk Boulegroun reside en Argel,Argelia, y trabaja como geofísico para Sonatrach.

Lawrence Chou es gerente de operaciones del seg-mento de Perforación y Mediciones (D&M, por sussiglas en inglés) de Schlumberger y ahora reside enMuscat, Omán. Antes de ocupar su posición actual enel año 2005, fue campeón de productos del segmentode Resistividad D&M en Sugar Land, Texas, donde tra-bajó para introducir las nuevas tecnologías LWD elec-tromagnéticas para colocación de pozos y petrofísicaavanzada. Lawrence obtuvo diplomas en ingenieríaeléctrica, matemática y física de la Universidad deRice, Houston, antes de completar sus estudios depostgrado en ingeniería eléctrica, en la Universidad deTexas en Austin. Ingresó en la compañía en 1998 comoingeniero eléctrico en el Centro de Tecnología deSugar Land, donde diseñó circuitos para herramientasde adquisición de registros nucleares antes de proce-der a desarrollar los dispositivos electrónicos direccio-nales de generación de imágenes profundas durante laperforación PeriScope 15*.

Daniel Codazzi reside en Clamart, Francia, donde sedesempeña como gerente de evaluación de formacio-nes y está a cargo de los proyectos de evaluación deformaciones en agujeros descubiertos. Antes de ocuparesta posición en el año 2004, Daniel fue gerente delproyecto de servicio multifuncional de adquisición deregistros durante la perforación EcoScope* en elCentro de Productos Riboud de Schlumberger. En elaño 1983, se incorporó al grupo a cargo de la tecnolo-gía de sensores de Dowell en St. Étienne, Francia.Cinco años después, fue transferido a Anadrill enSugar Land, Texas, para desarrollar el primer sistemade detección de entrada de gas KickAlert*. En 1992,fue trasladado a Anadrill en Calgary para supervisar laingeniería del sistema MWD de diámetro reducido yrecuperable Slim I*. Regresó a Sugar Land al año

siguiente para desempeñarse como gerente de secciónde esta herramienta. En 1995, fue designado jefe de lasección de acústica, a cargo del desarrollo de la herra-mienta de registro sónico durante la perforaciónSONIC* IDEAL y, en 1997, fue designado gerente delínea de desarrollo de productos para LWD. Danielposee un doctorado en mecánica de fluidos de laUniversidad Louis Pasteur, de Estrasburgo, Francia.

Ramona Corbiell es ingeniero del segmento deServicios de Diseño y Evaluación para Clientes DESC*de Schlumberger, asignada a Shell en Nueva Orleáns.Provee soporte técnico y ventas en relación con laadquisición de mediciones durante la perforación(MWD, por sus siglas en inglés) y LWD para todas lasetapas de las actividades de perforación de la Costadel Golfo, desde la planeación hasta la entrega depozos. Ramona ingresó en la compañía como ingenierode servicios de perforación en el año 2000, después deobtener su licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Calgary y ha trabajado en operacionesde campo y en la ejecución de extensivas pruebas decampo en la localización del pozo de las herramientasde adquisición de registros sónicos sonicVISION* eÍSONIC+*.

Alexis Darquin es gerente de desarrollo de negociosLWD para el segmento D&M de Schlumberger y resideen Stavanger, Noruega. Obtuvo una licenciatura engeología y una maestría en tectónica del InstitutoGeológico Albert-de-Lapparent de París. Trabajó 10años en la industria petrolera y posee ocho años deexperiencia en evaluación de formaciones enSchlumberger, en diversos países. Alexis comenzó sucarrera como analista de registros en Nigeria y prontose convirtió en coordinador de operaciones de geona-vegación. Subsiguientemente, se especializó en inter-pretación de mediciones LWD e intervino en eldesarrollo de productos de respuesta de imágenesLWD. Recientemente, participó activamente en eldesarrollo y despliegue de las nuevas plataformas deinterpretación para las tecnologías LWD.

Jean-Michel Denichou se desempeña como geólogosenior de Schlumberger en Stavanger y fue asignadorecientemente como campeón de dominio de coloca-ción de pozos para los segmentos de Servicios de Datosy Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) y D&M.Posee una maestría en sedimentología del InstitutoGeológico Albert-de-Lapparent de París. Desde suingreso en Schlumberger hace nueve años, residió enNigeria, Argelia, Túnez, y Noruega y es autor o coautorde numerosos artículos de la SPE y de publicacionesperiodísticas sobre colocación de pozos. Jean-Michelha estado involucrado en interpretación LWD e inter-pretación de registros adquiridos con herramientasoperadas con cable en agujeros descubiertos y en laplaneación y ejecución de proyectos de colocación depozos, brindando soporte para más de 60 pozos en losúltimos siete años.

Colaboradores

72 Oilfield Review

Adel El-Emam se desempeña como geofísico especia-lista senior en el Grupo de Exploración de Kuwait OilCompany y está a cargo de la adquisición y el procesa-miento de datos sísmicos 2D y 3D. Posee una licencia-tura en geología de la Universidad de El Cairo y unamaestría en geofísica de la Universidad de Pittsburg,Pensilvania, EUA. Antes de ingresar en Kuwait Oil en1995, fue gerente del departamento de procesamientode datos de General Petroleum Company en El Cairo.Adel posee 29 años de experiencia en compañíaspetroleras locales e internacionales.

Tamir el-Halawani tiene su base en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia, y como campeón de productos deSchlumberger, está a cargo de la introducción del ser-vicio EcoScope desde 2004. Ingresó en la compañíacomo ingeniero de servicios de perforación en 1997 ytrabajó como ingeniero LWD, perforador direccional ygerente de servicios de campo en diversos sitios inclu-yendo el Golfo de México y Warri y Port Harcourt enNigeria. Tamir obtuvo una licenciatura en ingenieríaelectrónica y eléctrica de la Universidad de Gales enSwansea.

Kåre Otto Eriksen se desempeña como especialista enadquisición de datos de pozos para Statoil ASA enStavanger, donde está a cargo de la implementación denueva tecnología de adquisición de registros y seencuentra involucrado en el soporte para la adquisi-ción de datos de pozos y la evaluación de formaciones.Como ingeniero petrolero para Statoil ExplorationNorway, trabajó en operaciones de adquisición deregistros y pruebas de pozos, petrofísica, evaluación deyacimientos, desarrollo de campos e interpretación dela presión de poro, particularmente para pozos de altapresión y alta temperatura. Como asesor técnico deoperaciones de adquisición de registros de pozos paraStatoil Exploration & Production Norway, supervisó lasoperaciones de adquisición de registros, la nueva tec-nología de adquisición de registros y el soporte enmateria de presión de poro y mecánica de rocas. Kåreobtuvo una maestría en ingeniería de petróleo delRogaland University Centre de Stavanger.

Mike Evans trabaja en el Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land, Texas, en el gruponuclear EcoScope del departamento de energíanuclear y acústica. Como físico, está a cargo deldiseño, desarrollo y soporte de las herramientas LWDnucleares. Ingresó en la compañía en 1981 en Houston,donde trabajó en diversas herramientas de adquisiciónde registros nucleares operadas con cable. En 1986, seocupó del proyecto LWD en Sugar Land y se involucróen el diseño y la interpretación de herramientas nucleares. Mike es graduado de la Universidad A&M deTexas, College Station, y posee un doctorado en físicanuclear. Antes de ingresar en Schlumberger, fue miem-bro de personal del Laboratorio Nacional de LosÁlamos en Nuevo México, EUA, durante cinco años.

Karen Sullivan Glaser es gerente de comunicacionesde mercadeo de los segmentos de Servicios de Datos yConsultoría y Manejo Integrado de Proyectos (IPM,por sus siglas en inglés) de Schlumberger en SugarLand, Texas, donde trabaja con los dos grupos para eldesarrollo y soporte de una estrategia de mercadeoglobal. Ingresó en la compañía en 1995 como geocien-tífico senior para GeoQuest North America, después detrabajar para Amoco Production Company y ExxonProduction Research Company y como consultor geoló-gico independiente. Antes de ocupar su posiciónactual en el año 2003, se desempeñó como consultorespecialista en secuencias de tareas, gerente de solu-ciones de tecnología, y gerente de servicios al clientepara GeoQuest. Karen obtuvo una licenciatura de laUniversidad de Colgate, en Hamilton, Nueva York,EUA, una maestría de la Universidad de Oklahoma enNorman, EUA, y un doctorado de la Universidad deRice en Houston, todas en geología.

Jeff Grant es el gerente de desarrollo de interpreta-ción de GeoMarket* de Schlumberger para la regióncontinental de EUA y la Costa del Golfo de América delNorte (NGC). Reside en Houston y dirige un grupo deespecialistas en interpretación relacionado con lapetrofísica, la geología y la ingeniería de yacimientos.Este grupo se centra en el desarrollo de métodos deinterpretación y productos de respuesta para soportarlas tecnologías con cable y LWD. Ingresó en la compa-ñía en 1980 como ingeniero de campo, trabajando enVirgina Oeste, EUA, antes de ser transferido al orientede Texas. Luego de ejercer una función en Sedalia,Colorado, EUA, supervisando las operaciones de la redde comunicaciones satelitales LOGNET*, fue transfe-rido a Houston para trabajar como analista de regis-tros. Antes de ocupar su posición actual en 1994,manejó el Centro de Computación de Schlumberger enLafayette y fue gerente de servicios de campo deldepartamento petrofísico del centro de computaciónde Houston. Jeff posee una licenciatura en ingenieríaagrícola de la Universidad de Virginia Oeste enMorgantown.

Aziza Gribi trabaja para Sonatrach como perito geó-logo y reside en Argel, Argelia.

Roger Griffiths es campeón de Dominio deInterpretación LWD para el área del Golfo Arábigo ysupervisa la actividad llevada a cabo en los EmiratosÁrabes Unidos, Qatar, Omán y Yemen. Ingresó enSchlumberger en 1987 como ingeniero de campo espe-cialista en operaciones con cable y ha ocupado variasposiciones de campo y directivas que abarcan desde elmanejo de las operaciones hasta el desarrollo técnicode los servicios operados con cable y LWD y el soportepetrofísico. Trabajó en China, Bangladesh, Australia,África y Francia antes de ser transferido a MedioOriente. Antes de ocupar su posición actual, ayudó adesarrollar el servicio EcoScope en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia. Roger posee una mención honorífica en inge-niería mecánica de la Universidad de Melbourne enVictoria, Australia.

Nick Hart se desempeña como geólogo en Maersk OilNorth Sea UK Limited, antes Kerr-McGee North Sea(UK) Limited. Radicado en Aberdeen, Nick trabajacomo geólogo de proyecto en el desarrollo de los acti-vos del Campo Gryphon, desde el año 2004.Previamente, trabajó seis años como geólogo de opera-ciones, responsable de la planeación e implementa-ción de los programas de evaluación de formaciones ygeonavegación para los pozos del Mar del Norte deKerr-McGee.

Don Hartman se desempeña como asesor petrofísicosenior para la división de Producción del Golfo deMéxico (GOM, por sus siglas en inglés) de DevonEnergy Corporation en Houston. Sus áreas de respon-sabilidad incluyen la Costa del Golfo de Texas y elGOM. Comenzó su carrera como petrofísico de plantaen Shell Oil en el año 1962, trabajando primero enHouston (GOM y sur de Texas) y luego en Denver(cuencas de las Montañas Rocallosas), antes de sertransferido a Houston para trabajar en el área marinade California, EUA. En el año 1981, ingresó en SohioPetroleum (BP Exploration), trabajando en Denver,Anchorage y Houston. Don se trasladó a PennzoilExploration and Production en 1992 y permaneció enla compañía desde su fusión con Devon Energy, en1999. Obtuvo una licenciatura en matemática e inge-niería química de la Universidad de Houston.

Makoto Ichikawa es el director del Equipo deEvaluación y Transferencia Técnicas de Japan Oil, Gasand Metals National Corporation (JOGMEC), antesconocida como Japan National Oil Corporation(JNOC). Ingresó en JOGMEC en 1984 y ha ocupadoposiciones relacionadas con operaciones e ingenieríade yacimientos en Japón, Canadá y los EmiratosÁrabes Unidos. En Canadá, fue vicepresidente de ladivisión Técnica de Japan Canada Oil Sands Limited.Makoto obtuvo una licenciatura y una maestría eningeniería de petróleo de la Universidad de Tokio.

Rachid Kasmi es geofísico y trabajó para Sonatrachantes de jubilarse. Residió en Argel, Argelia.

Andreas Laake es campeón de productos deWesternGeco, en Gatwick, Inglaterra, y ha trabajado 17años en planeación de levantamientos y adquisición dedatos sísmicos. Su enfoque principal ha sido el análisise interpretación del ruido presente en los datos defuentes y receptores puntuales con contribuciones alsistema Q-Land de WesternGeco. Andreas posee unamaestría en física y geofísica y un doctorado en física ygeociencias de la Universidad de Kiel en Alemania.

Harald Laastad trabajó en Statoil, Stavanger, durante15 años y posee experiencia en exploración, desarrollode campos y campos maduros. Actualmente ocupa laposición de asesor de disciplina en Geo Operations, loque también incluye la adquisición de datos obtenidosen agujeros descubiertos. Preside el Grupo deTecnología LWD dentro de Statoil. Harald obtuvo unamaestría en geología de la Universidad de Bergen,Noruega.

Invierno de 2005/2006 73

James Laidlaw es gerente de desarrollo de negociosde vigilancia rutinaria y control de yacimientos deSchlumberger, responsable de la introducción de lossistemas de monitoreo de fibra óptica Sensa* y deotras técnicas de monitoreo permanente en elGeoMarket que opera en el Mar del Norte y reside enAberdeen, Escocia. Ingresó en la compañía en 1997como ingeniero de proyecto y se desempeñó comogerente de desarrollo de negocios para la herramientade monitoreo e inspección de la producción en tiemporeal WellWatcher* y el equipo multifásico fijo de moni-toreo de la producción de pozos PhaseWatcher* enMedio Oriente, antes de ocupar su posición actual enjunio de 2005. James posee una licenciatura (conmención honorífica) en ingeniería y administraciónde la Universidad de Napier en Edimburgo, Escocia.

Qiming Li está basado en Sugar Land, Texas, enSchlumberger, y obtuvo un doctorado en física de laUniversidad Estatal de lowa, Ames, EUA. Poseeamplia experiencia de campos petroleros en el diseñode herramientas de resistividad LWD, evaluación deformaciones y desarrollo de productos de respuestapara colocación de pozos en tiempo real. Como geren-te de proyecto en la disciplina de Resistividad/RMN,dirigió el esfuerzo de diseño, desarrollo y comproba-ción en el campo de la herramienta PeriScope 15 ysus prototipos experimentales. Durante sus nueveaños de desarrollo de productos en Schlumberger,Qiming fue conferenciante distinguido de la SPE y haescrito como autor o coautor 13 artículos y publicacio-nes periodísticas.

Yves Manin se desempeña como ingeniero de yaci-mientos principal en el Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia, donde trabaja enel grupo de evaluación de herramientas. Previamente,ocupó diversas posiciones en África y Europa, primerocomo ingeniero de campo y gerente de servicios decampo y posteriormente como ingeniero de yacimien-tos. Fue transferido a Montrouge, Francia, para super-visar diversos estudios de campo que involucrabansimulaciones numéricas y luego pasó a Clamart paratrabajar en pruebas de pozos e interpretación de regis-tros de producción. Yves posee un diploma de ingenie-ría de la Ecole Nationale Supérieure des TechniquesIndustrielles et des Mines d'Alés, en Francia, y undiploma ME (maestría) en ingeniería petrolera de laUniversidad Heriot-Watt, de Edimburgo, Escocia.

Alan McInally se desempeña como geofísico seniorpara Maersk Oil North Sea UK Limited, antes Kerr-McGee North Sea (UK) Limited. Ingresó en Kerr-McGee en 2003 para trabajar en el proyecto deredesarrollo del Campo Gryphon. Alan trabaja enAberdeen como líder del equipo de exploración cercade Gryphon.

Nick Moldoveanu se desempeña como gerente de ser-vicios de diseño de levantamientos para el segmentode Servicios Sísmicos de Yacimientos de WesternGecoen Houston. Ha estado en la compañía, antes Geco-PrakIa, desde 1989 trabajando como geofísicosenior, programador senior, gerente de geosoporte,geofísico principal y asesor técnico en Calgary yHouston. Antes de ingresar en WesternGeco, fuedirector técnico del centro de procesamiento de datossísmicos para IPGG, la Compañía de ProspecciónPetrolera Geológica y Geofísica de Bucarest,Rumania. Nick obtuvo maestrías en geofísica y mate-máticas de la Universidad de Bucarest.

Kerr Morrison se desempeña como líder del equipode subsuelo del Campo Bruce para BP Exploración yProducción y reside en Aberdeen. Antes de ingresaren BP en 1998, trabajó para Schlumberger Wirelinecomo ingeniero de campo en el Reino Unido,Dinamarca, Japón y Malasia. En BP, ocupó diversasposiciones de ingeniería de yacimientos dentro delequipo del Campo Foinaven durante la fase de desa-rrollo-perforación. Ingresó en el equipo del CampoBruce en el año 2003 como líder del equipo de sub-suelo y su proyecto actual se asocia con la identifica-ción de opciones de desarrollo de yacimientosadicionales, como soporte para el reinicio de las acti-vidades de perforación con plataformas en el año2006. Kerr obtuvo una licenciatura (con menciónhonorífica) en ingeniería mecánica de la Universidadde Strathclyde, Glasgow, y un diploma ME (maestría)en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Wattde Edimburgo, ambas en Escocia.

Dzevat Omeragic obtuvo una licenciatura y una maes-tría de la Universidad de Sarajevo, Bosnia-Herzegovina,y un doctorado de la Universidad de McGill enMontreal, Canadá, todas en ingeniería eléctrica.Ingresó en Schlumberger Oilfield Services en 1997como físico de herramientas en el Centro deProductos Sugar Land, trabajando en el diseño deherramientas de adquisición de registros electromag-néticas. Actualmente, es gerente de programas paratecnologías de modelado e inversión del Centro deInvestigaciones Doll de SchIumberger y reside enBoston, Massachussets, EUA, donde trabaja en el áreade electromagnética computacional, evaluación deformaciones en pozos horizontales y de alto ángulo,computación de alto desempeño, diseño de antenasde baja frecuencia, problemas de optimización y téc-nicas de inversión. Dzevat es coautor de 22 patentesde EUA, 23 artículos de conferencias y 19 artículosperiodísticos arbitrados.

Ali Özbek se desempeña como asesor científico deldepartamento de geofísica en el Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Cambridge (SCR),Inglaterra. Ingresó en la compañía en 1989 como inves-tigador científico en electromagnética, en el Centro deInvestigaciones Doll de SchIumberger en Ridgefield,Connecticut, EUA. En 1990, fue trasladado a SCR comoinvestigador científico senior e investigador científicoprincipal en el departamento de sísmica, antes de asu-mir su posición actual en el año 2003. Autor prolífico,Ali posee numerosas patentes sobre adquisición y pro-cesamiento sísmicos y actualmente se desempeñacomo editor asociado de la publicación GeophysicalProspecting for Signal Processing. Es graduado delInstituto de Tecnología de Massachussets, enCambridge, y posee una licenciatura, una maestría yun doctorado en ingeniería eléctrica.

Patrick Perciot es el gerente de proyecto de la herra-mienta EcoScope, en el Centro de Productos Riboudde Schlumberger en Clamart, Francia. Antes de ocu-par esta posición, manejó el desarrollo del sistema dedetección ultraestable utilizado en los equipos porta-bles multifásicos para pruebas periódicas de pozosPhaseWatcher y PhaseTester*, teniendo su base en elCentro de Tecnología de Princeton, Nueva Jersey.Patrick ingresó en Schlumberger en 1990 y ha ocu-pado diversas posiciones en centros de ingeniería deFrancia y EUA. Obtuvo un Diploma Grande École de laÉcole Nationale Supérieure de Physique de Grenoble,Francia, y una maestría de la Universidad deBourgogne, Francia, ambas en física.

Stephen Pickering es gerente de mercadeo para elsegmento de Servicios Sísmicos de Yacimientos enGatwick, Inglaterra, y está dedicado a la utilización deestudios sísmicos para mejorar el manejo de los yaci-mientos. Comenzó su carrera como analista de datossísmicos en Western Geophysical. En 1981, ingresó enHamilton Oil como intérprete sísmico en áreas delMar del Norte, incluyendo la evaluación del CampoBruce. Desde 1989 hasta 1995, fue gerente de explora-ción en el Reino Unido y Europa para Hamilton Oil.Después de su transferencia a BHP Petroleum, fuedesignado gerente de tecnología de exploración,teniendo como responsabilidad básica la evaluaciónde áreas prospectivas y el manejo de portafolios.Volvió a ingresar en Western Geophysical en 1999.Antiguo vicepresidente de la Sociedad de ExploraciónPetrolera de Gran Bretaña, fue presidente técnico dela conferencia y exhibición bienal PETEX-2004 dedicha sociedad. Stephen obtuvo una licenciatura de laUniversidad de Londres y un diploma MBA de laUniversidad Abierta de Milton, Inglaterra.

Julian Pop es asesor de ingeniería de SchlumbergerOilfield Services en Sugar Land, Texas, donde proveesoporte en mediciones e interpretación para diversasherramientas nuevas operadas durante la perforación.Desde su ingreso en la compañía en 1979, se ha invo-lucrado técnica y directivamente en proyectos dedesarrollo de interpretación para probadores de for-mación tanto de pozo abierto como entubado y en elmanejo de programas de herramientas e interpreta-ción. Además, fue docente en la Universidad de Texasen Austin y en la Universidad de Rice en Houston.Julian posee una licenciatura en ingeniería mecánicade la Universidad de Melbourne en Victoria, Australia,una maestría de La Universidad Johns Hopkins, enBaltimore, Maryland, EUA, y un doctorado de laUniversidad de Rice.

Ghassan Rached es consultor geofísico adscripto aKuwait Oil Company (KOC) a través de KuwaitDrilling Company. Durante sus 12 años en KOC, diri-gió varios equipos y trabajó en adquisición y procesa-miento de datos sísmicos; adquisición, procesamientoy evaluación sísmica 4D; y en inversión de datos ymodelado de propiedades de yacimientos. Antes deingresar en KOC en 1993, pasó seis años realizandotareas académicas y de investigación, 14 años en com-pañías petroleras internacionales y compañías de ser-vicios y 10 años en compañías petroleras nacionalesen Medio Oriente y Australia. Autor prolífico, redactóseis artículos sobre técnicas sísmicas 4D y adquisiciónsísmica con sensores unitarios. Ghassan obtuvo unalicenciatura en matemática, física y educación de laUniversidad Americana de Beirut en el Líbano y unamaestría en geofísica del Imperial College,Universidad de Londres.

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Colin M. Sayers se desempeña como asesor científicodel Grupo de Geomecánica del segmento DCS deSchlumberger en Houston, donde provee servicios deasesoramiento en pronóstico de la presión de poro,análisis de estabilidad de pozos, geomecánica, físicade rocas, geofísica y las propiedades de los yacimien-tos fracturados. Desde su ingreso en la compañía en1991, Colin recibió varios premios por su trabajo,incluyendo el premio Conrad Schlumberger por unarticulo técnico. Obtuvo una licenciatura en física dela Universidad de Lancaster, un diploma DIC en físicamatemática y un doctorado en física teórica del estadosólido del Imperial College, Universidad de Londres.Es miembro del Comité de Investigación de la SEG yha publicado más de 100 artículos técnicos.

Graham Scott trabaja para Nexen Petroleum UKLimited en Aberdeen, como supervisor de evaluaciónde pozos. Está a cargo de todos los aspectos de laadquisición de datos con herramientas LWD y herra-mientas operadas con cable eléctrico para las opera-ciones de la plataforma continental del Reino Unido.Comenzó su carrera en 1981 en FlopetrolSchlumberger como ingeniero de campo especialistaen pruebas de pozos en el Sudeste de Asia. Desdeentonces ha trabajado para Phillips Petroleum,Amerada Hess y posteriormente para Encana UKOperations, hasta su venta a Nexen ocurrida en el año2004. Graham ha ocupado posiciones como ingenierode producción, representante de compañías extraterri-toriales, supervisor de ingeniería de producción ysupervisor de evaluación de pozos para diversos cam-pos petroleros del Mar del Norte y para Europa, Nortede África y Asia. Posee una licenciatura en ingenieríaquímica e ingeniería de proceso y un diploma ME(maestría) en ingeniería petrolera de la Universidadde Heriot-Watt en Edimburgo.

Gerald Sirkin se desempeña como asesor geológico dela División del Golfo para Devon Energy Corporation yreside en Houston. Integra un equipo responsable dela explotación y el desarrollo de los campos de Devonen el área marina de Texas y Luisiana, incluyendo lasáreas del Este de Cameron, el Oeste de Cameron yVermilion. Ingresó en Santa Fe Energy, en Houston, en1997, antes de su fusión con Devon ocurrida en el año2000, para desempeñarse como asesor geológico paraexploración y desarrollo de áreas prospectivas de per-foración en propiedades de Santa Fe, situadas en elárea marina del Golfo de México. Antes de ingresar enSanta Fe Energy, Gerald fue vicepresidente de explora-ción para Challenger Minerals Inc. Obtuvo una licen-ciatura de la Universidad Estatal de Ohio, Columbus, yuna maestría de la Universidad de Nebraska, Lincoln,EUA, ambas en geología.

Chris Stoller se desempeña como asesor científico delCentro de Tecnología de Schlumberger en Princeton,Nueva Jersey, donde coordina los esfuerzos centradosen un proyecto de generador nuevo además del trabajoque realiza actualmente en relación con el servicioEcoScope. Después de ingresar en Schlumberger,Houston, en el año 1986, trabajó en el proyecto RST yen diversos proyectos nucleares. Antes de ser trasla-dado a Princeton en el año 2005, trabajó en las seccio-nes nucleares de las herramientas de resistividad y enlos proyectos EcoScope. Previo a su ingreso enSchlumberger, trabajó en la Universidad de Stanford,en la Universidad Estatal de San José en California yen el Instituto Federal de Tecnología (ETH) de Zurich,Suiza, donde obtuvo un doctorado en física nuclear.

Gerhard Templeton se desempeña como geólogopetrolero senior para Maersk Oil North Sea UKLimited, antes Kerr-McGee North Sea (UK) Limited.Radicado en Aberdeen, trabaja en el desarrollo deactivos como Líder de Equipo en el Campo Gryphon.

Martín Terrazas Romero se desempeña como gerentede ingeniería para Petróleos Mexicanos (PEMEX)Exploración y Producción, en Poza Rica, México. Poseeuna licenciatura y una maestría en ingeniería petro-lera de la Universidad Nacional Autónoma de México(UNAM), en Ciudad de México.

Mahieddine Touami trabaja como ingeniero de yaci-miento para Sonatrach. Reside en Argel, Argelia.

Ian Tribe es gerente de desarrollo de negocios LWD yde colocación de pozos de Schlumberger y reside enAberdeen. Comenzó su carrera en el campo petroleroen el año 1995, en una consultora geológica con baseen el Reino Unido y, desde su ingreso en Schlumbergeren 1997, ocupó diversas posiciones técnicas, de opera-ciones y ventas y posiciones directivas relacionadascon los servicios de evaluación de formaciones LWD ygeonavegación. lan posee una licenciatura en geologíay ciencia de la computación de la Universidad deReading y un doctorado en geología estructural de laUniversidad Oxford Brookes, ambas en Inglaterra.

Peter van Baaren es gerente de geosoporte para laregión de MEA de WesternGeco y reside en Dubai,Emiratos Árabes Unidos. Está a cargo del soporte deventas para el sistema Q-Land y de la tecnología deadquisición sísmica convencional. En 1989, ingresócomo sismólogo en Delft Geophysical, posteriormenteadquirida por Schlumberger, trabajando en diversoslugares de Europa, América del Norte y América delSur. Luego trabajó como geofísico de operaciones enHouston, sobre planeación geofísica de levantamientos3D en zonas de transición y aguas someras. En 1998,fue trasladado a Australia como geofísico de división ygeofísico de proyectos senior para la región de Asia(ASA). En el año 2001, fue transferido a KualaLumpur, donde trabajó como geofísico de soporteterrestre de la región de ASA y como geofísico de geo-soporte para servicios de yacimientos. En el año 2003fue trasladado a Dubai para realizar estudios de eva-luación y diseño de levantamientos con sensores unita-rios Q♦ . Peter posee una maestría en geofísicaaplicada de la Universidad de Tecnología de Delft, enlos Países Bajos.

Yakov Volokitin se desempeña actualmente comoingeniero petrofísico senior en Shell E&P Américas, enNueva Orleáns. Sus responsabilidades recientes inclu-yeron la maduración de oportunidades y el soporteoperacional para los proyectos Ram Powell, Europa yMars. Antes de asumir su función en Nueva Orleáns,trabajó en Shell, en los Países Bajos. Yakov obtuvo sudoctorado en física de la Universidad de Leiden, en losPaíses Bajos y su maestría en ingeniería física delInstituto de Física y Tecnología de Moscú.

Kim Watson ingresó en Conoco, ahora ConocoPhillips,en 1981 y trabajó en diversos lugares de Medio Oriente,Lejano Oriente, EUA y el Reino Unido. Actualmente sedesempeña como geólogo de planta para la Unidad deNegocios del Mar del Norte situada en Aberdeen. Poseeconocimientos técnicos especiales de muchos aspectosdel ámbito de las geociencias de exploración, desarro-llo y operaciones, incluyendo una breve misión inter-funcional como superintendente de perforación. Kim segraduó en la Universidad de Edimburgo, en Escocia,con una mención honorífica en geología.

Geoff Weller es gerente de productos de respuestaLWD del Centro de Productos Riboud de Schlumbergeren Clamart, Francia. Comenzó su carrera enSchlumberger en el año 1982, como ingeniero decampo especialista en operaciones con cable enNigeria. Ocupó una variedad de posiciones de campo yposiciones directivas que abarcaron desde la coordina-ción de las operaciones de geonavegación, pasando porel manejo de operaciones y el soporte de interpreta-ción hasta la responsabilidad por el mercadeo y eldesarrollo de servicios LWD para la región de MedioOriente y Asia. Trabajó en África, Medio Oriente, Asia yAustralia antes de ser transferido a Francia donde estáa cargo del desarrollo de productos de adquisición,interpretación y respuesta para los nuevos serviciosLWD, incluyendo el servicio EcoScope. Geoff posee unalicenciatura de la Universidad New South Wales, enSydney, Australia.

David White es director de mercadeo de los centrosde investigación de Schlumberger, con base en elCentro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra. Está a cargo del mercadeo através de todos los centros de investigación de la com-pañía, de la investigación y el desarrollo conjuntos conlos clientes y de las nuevas tecnologías e innovacionesque tienen lugar en Schlumberger. David ingresó enSchlumberger como investigador científico en 1983, enCambridge, Inglaterra, y posteriormente trabajó comogerente de ingeniería de perforación, gerente general,gerente de desarrollo de negocios y vicepresidente demercadeo en Francia, el Reino Unido y EUA. Antes deocupar su posición actual en el año 2002, fue gerentede desarrollo de productos para el segmento D&M deSchlumberger en Sugar Land, Texas, donde tuvo a sucargo todo el desarrollo de productos. David obtuvouna licenciatura en física de la Universidad de Bristol,en Inglaterra, y un doctorado en geofísica de laUniversidad de Cambridge, en Inglaterra.

Margrethe Wiig es geólogo de yacimiento para StatoilASA. Residente de Bergen, Noruega, donde trabaja enel equipo a cargo de los activos del Campo Veslefrikk.Obtuvo su licenciatura en ingeniería civil del InstitutoNoruego de Tecnología en Trondheim.

Invierno de 2005/2006 75

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

Se utiliza un diamante (♦ ) para indicar las marcas de WesternGeco.

Próximamente en Oilfield Review

Adquisición de registros sónicosdurante la perforación. Las herra-mientas de adquisición de registrosdurante la perforación basadas endatos de registros sónicos proveendatos que ayudan a los ingenieros aoptimizar la densidad del lodo, eva-luar la estabilidad del pozo, interpre-tar la litología, monitorear los efec-tos del flujo de fluido en el pozo yrealizar picados más precisos de lasprofundidades de asentamiento dela tubería de revestimiento. Algunosantecedentes del Mar del Norte ydel Golfo de México demuestrancómo los operadores están utilizan-do datos de registros sónicos entiempo real, técnicas de interpreta-ción de avanzada y sistemas de tele-metría que transmiten datos desdela localización del pozo hasta lacosta para reducir el riesgo, la incer-tidumbre y el costo del pozo.

Manejo de yacimientos de gascondensado. Un fluido de gas con-densado retrógrado condensa hidro-carburo líquido cuando el fluido caepor debajo de su presión de rocío.La condensación puede producirseen la formación, dejando atrás valio-sos fluidos, o crear una obstrucciónen la zona vecina al pozo que reducesu productividad. Este artículo des-cribe la física de los gases conden-sados y los esfuerzos realizados pormitigar las obstrucciones de conden-sado.

Monitoreo del crecimiento de lasfracturas hidráulicas. Los equiposa cargo de los activos de las compañí-as que comprenden la geometría delas fracturas hidráulicas y el compor-tamiento de la propagación puedenmejorar la eficacia de los tratamientosde estimulación y aumentar la recupe-ración de hidrocarburos en los yaci-mientos de baja permeabilidad. Sibien los métodos sísmicos de controldel crecimiento de las fracturashidráulicas existen hace muchos años,el nuevo hardware y las innovadorastécnicas de procesamiento hacen queeste tipo de monitoreo resulte másviable y pertinente que nunca. Esteartículo describe el monitoreo de lasfracturas hidráulicas y presenta ejem-plos que demuestran su impacto enEUA y Japón.

76 Oilfield Review

NUEVAS PUBLICACIONES

El congelamiento de la Tierra:El pasado y la historia futura delas edades de hieloDoug MacdougallUniversity of California Press2120 Berkeley WayBerkeley, California 94704 EUA2004. 284 páginas. $24.95ISBN 0-5202-3922-9

La idea de que la Tierra ha experimenta-do edades de hielo periódicas a lo largode toda su historia es ampliamenteaceptada en los círculos científicos. Estelibro explora las causas y efectos deestas edades de hielo, desde la primeraglaciación acaecida hace aproximada-mente tres mil millones de años, hastanuestros días. Investigando las vidas dequienes contribuyeron al desarrollo decomprensión de la glaciación global, elautor describe el desarrollo histórico dela ciencia del cambio climático.

Contenido:

• El hielo, las edades de hielo y la historia del clima de nuestro planeta

• El fuego, el agua y Dios

• Los glaciares y los peces fósiles

• Las evidencias

• En busca de la causa de las edadesde hielo

• El descongelamiento de la Tierra

• Los ciclos de las edades de hielo

• El pasado helado de nuestro planeta

• Extracción de núcleos para la obtención de detalles

• Las edades de hielo, el clima y laevolución

• El último mileno

• Las edades de hielo y el futuro

• Bibliografía, Índice

…Macdougall emplea la tácticaliteraria de enfocarse en un grupo depersonas que hicieron contribucioneshistóricas para la compresión delcongelamiento de la Tierra. El autor davida a estos personajes e introducegradualmente una apreciación de lasdificultades que plantea la formulaciónde nuevas ideas y su aceptación, lo quehace que el libro resulte de fácil lectura.

Un aspecto negativo de este enfo-que es que muchos protagonistas clavequedan fuera de la escena y la exposi-ción de determinados individuos opacaal equipo de trabajo necesario paraconducir la ciencia moderna.

Hughes T: Geotimes 50, no. 4 (Abril de 2005): 48-49.

Más allá del petróleo: La perspectiva a partir de la cumbre de HubbertKenneth S. DeffeyesHill y Wang, una división de Farrar,Straus y Giroux19 Union Square WestNueva York, Nueva York 10003 EUA2005. 224 páginas. $24.00ISBN 0-8090-2956-1

Mediante la utilización de la metodolo-gía desarrollada por la autoridad máxi-ma en abastecimiento de petróleo, M.King Hubbert, el geólogo Deffeyes pro-nostica que la producción de petróleomundial alcanzará su punto máximo afines del año 2005 o a comienzos de2006. Su libro se centra en los potencia-les combustibles de reemplazo quehabrán de ser provistos por la Tierra yevalúa su probable producción en lospróximos años, particularmente la pro-ducción de petróleo. Un capítulo finalcubre la posible combinación de fuentesenergéticas para el futuro cercano y losroles especiales que desempeñarán laconservación, los automóviles diesel dealto kilometraje, las centrales nuclearesy la electricidad eólica.

Contenido:

• ¿Por qué buscar más allá del petróleo?

• De dónde provino el petróleo

• El método de Hubbert

• Gas en su mayor parte

• Consideremos el carbón

• Areniscas bituminosas, petróleopesado

• Esquistos bituminosos

• Uranio

• Hidrógeno

• El panorama general

• Notas, Índice

Deffeyes se luce cuando explica lageología y el funcionamiento internode los recursos de hidrocarburos,incluyendo el petróleo, el gas natural, elcarbón, las areniscas bituminosas, elpetróleo pesado y los esquistos bitumino-sos, y otros dos recursos: el uranio y elhidrógeno. El autor combina su redac-ción con su amplia experiencia comodocente de geología y su admirable sen-tido de la sensatez y sabiduría, dandocomo resultado un libro entretenido.

Sorkhabi R: Geotimes 50, no. 3

(Marzo de 2005):48-49.

La energía, los residuos y elmedio ambiente: Una perspectiva geoquímica,Publicación Especial de la Sociedad Geológica 236R. Gieré y P. Stille (eds)The Geological SocietyPublishing HouseUnidad 7, Brassmill Enterprise CentreBath BAI 3JN Inglaterra2004. 688 páginas. $243.00 ($146.00para socios de la AAPG)ISBN 1-86239-167-X

Con un total de 36 capítulos aportadospor especialistas líderes, el libro secentra en los enfoques geoquímicospara el tratamiento, confinamiento ydispersión de los residuos generadospor la producción y el consumo deenergía. El libro destaca también laactividad de investigación acerca de lautilización potencial de ciertos tipos deresiduos derivados de la energía comomateria prima para la producción deenergía; un aspecto cada vez másimportante de las modernas estrategiasintegradas de manejo de residuos.

Contenido:

• El ciclo de los combustibles nucleares

• El ciclo de los combustibles fósiles

• El ciclo de la energía geotérmica

• El ciclo de residuo a energía

• La interacción agua-residuo

• Índice

Su mayor mérito radica en que ellibro demuestra que se están reali-zando actividades de investigacióninternacionales de máximo nivel sobreresiduos relacionados con la energía y,en consecuencia, que la comunidadcientífica está abordando el tema conla mayor seriedad posible.

…esta oportuna publicacióndemuestra que la geoquímica es unaciencia clave para ayudarnos a resol-ver las dificultosas cuestiones ambien-tales que plantea el desarrolloeconómico mundial.

Petil J-C: Elements 1. no. 2 (Marzo de 2005): 109