Imágenes sísmicas en escala de profundidad Operaciones de ...

Verano de 2002

Imágenes sísmicas en escala de profundidad

Operaciones de disparos orientados

Mediciones sísmicas durante la perforación

Pruebas de formación detrás del revestimiento

Oilfield Review

SMP-6098-S

¿Evolucionar o revolucionar? Casi a diario, los equipos dedesarrollo de productos enfrentan la elección entre perfec-cionar una tecnología existente o comenzar de nuevo enuna hoja en blanco. Mientras que la tentación de comenzaren limpio está siempre presente, los requisitos del legadode negocios, la presión sobre el tiempo para introducir losproductos en el mercado y la necesidad de brindar soportea la tecnología existente, generalmente imponen la ten-dencia a evolucionar en el desarrollo de nueva tecnología.Pero cuando se presentan obstáculos en el camino delequipo de desarrollo, es posible que se necesite un enfo-que radicalmente distinto y revolucionario para superar losdesafíos técnicos. Debido a estos factores de conflicto,muchos de los nuevos desarrollos de productos incorporancomponentes evolucionistas y revolucionarios.

Ya sea evolucionista o revolucionario, o una combinaciónde ambos, es en definitiva la gente la que crea nueva tec-nología. En un mundo ideal, la innovación técnica seguiríaun curso lógico y paso a paso. En la realidad, el desarrollotecnológico puede ser un emprendimiento tortuoso querequiere medidas equivalentes de paciencia, vigor intelec-tual y creatividad. La inspiración del sentimiento de inno-vación y creatividad entre los miembros de un equipo, seconvierte en el ingrediente mágico extra necesario paraalcanzar el éxito en cualquier emprendimiento de desarro-llo de productos.

Los innovadores exitosos emplean medios evolucionistasy revolucionarios según dicten las circunstancias y requeri-mientos. Para cumplir con los objetivos del proyecto, eldesafío para cualquier equipo de desarrollo de productosconsiste en lograr un equilibrio entre extender los límitesde las soluciones existentes y adoptar nuevos enfoquescreativos, pero potencialmente arriesgados. Un enfoqueexcesivamente conservativo puede dar como resultado unatecnología que fracase en cumplir con los objetivos desea-dos, mientras que proyectos que dependen demasiado delas innovaciones futuras pueden fallar cuando las opcionesde desarrollo no se hallen disponibles. Finalmente, la mag-nitud y naturaleza de los desafíos que se han encaradoimponen la correcta combinación de enfoques evolucionis-tas y revolucionarios.

Schlumberger combina en forma rutinaria estilos dedesarrollo evolucionistas y revolucionarios en todos susproductos y servicios. Por ejemplo, las primeras herramien-tas de pruebas de formación operadas a cable, introduci-das en la década de 1950, han progresado a un estado demodularidad y funcionalidad de última generación que semanifiesta en el Probador Modular de la Dinámica de laFormación MDT*. El sucesor más reciente de estos disposi-tivos de pruebas de formación, el Probador de la Dinámicade la Formación de Pozo Entubado CHDT* (véase "Pruebasde formación y obtención de muestras de fluidos a travésdel revestimiento," página 50) representa el desarrollo deun producto que es evolucionista y revolucionario a la vez.

La elección del innovador

El esfuerzo extraordinario del equipo de desarrollo de laherramienta CHDT superó una gran cantidad de desafíostécnicos para crear una de las más complejas herramien-tas de evaluación de formaciones que existe hoy en día.

Mientras comparte las técnicas altamente refinadas de lasherramientas de pruebas anteriores, la herramienta CHDTpuede probar a través del revestidor y reparar el orificio deacceso una vez concluida la prueba. Esta capacidad revolu-cionaria representa un cambio de paradigma en la evalua-ción de formaciones en pozo entubado con herramientasoperadas a cable. Si bien resultaba sencillo articular el con-cepto, su implementación se hacía mucho más difícil. Lahabilidad del equipo de diseño para innovar más allá de loslímites tecnológicos existentes y para adoptar nuevos con-ceptos cuando se enfrentaba con desafíos aparentementeinsuperables, condujo a un equilibrio de desarrollo de tecno-logía evolucionista y revolucionaria exitoso.

La inspiración de innovación y capacidad creativa pararesolver problemas en un equipo de diseño es también unequilibrio que requiere un ambiente corporativo apropia-do. Por naturaleza, las grandes organizaciones y los equi-pos de desarrollo de productos dentro de ellas, se vuelvenconservativos y adversos al riesgo dentro de la organiza-ción. Cuando existe un enfoque seguro que garantizará lasupervivencia, los emprendimientos de alto riesgo a vecesse perciben como algo que no justifica el precio del fraca-so. Sin embargo, la creación de un ambiente en el cual el"fracaso inteligente" es visto como una rutina que formaparte del proceso de innovación, requiere un delicadobalance entre las restricciones y pautas de seguridad paraque éstas no sofoquen el pensamiento creativo.

¿Evolución o revolución tecnológica? Sin duda, ambasson necesarias, junto con equipos de diseño flexibles einventivos y una cultura corporativa que promueva el pen-samiento precursor.

Tom ZimmermanAsociado de Schlumberger y Gerente del Centro de Productos de Sugar Land

Tom Zimmerman dirige el Centro de Productos de Schlumberger situado enSugar Land, Texas. Obtuvo su licenciatura de la Universidad Purdue, WestLafayette, Indiana, y su maestría de la Universidad de Maryland en CollegePark, ambas en ingeniería mecánica. Tom ingresó en Schlumberger en 1975 y ha ejercido diversos cargos en ingeniería y gerenciamiento, incluyendo unintenso trabajo en técnicas de disparos y pruebas de formación. ComoAsociado de Schlumberger, Tom es uno de los nueve expertos técnicos líderes que guían la estrategia técnica de la compañía. Forma parte de variasjuntas académicas y de la industria, que incluyen a la Sociedad Americana deIngenieros Mecánicos, a la Universidad Purdue y a la Comunidad TécnicaEureka de Schlumberger.

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Consejo editorialTerry AdamsAzerbaijan International Operating Co., Bakú

Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

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

Svend Aage AndersenMaersk Oil Kazakhstan GmBHAlmaty, República de Kazakhstán

George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Editor ejecutivo yeditor de producciónStephen WhittakerEditor consultorLisa StewartEditores seniorGretchen M. GillisMark E. Teel EditoresMark A. AndersenMatt GarberColaboradorRana Rottenberg

DistribuciónDavid E. BergtDiseño y producciónHerring DesignMike MessingerSteve FreemanIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Oilfield Review se compla-ce en anunciar la incorpo-ración de Eteng A. Salam asu consejo editorial. El Sr.Salam recibió su licencia-tura en ingeniería depetróleo del Instituto deTecnología Bandung.Ingresó en PERTAMINA en1978. Primero trabajócomo ingeniero en Yakartay posteriormente enBalikpapan y Plaju antesde retornar a Yakarta comogerente. Desde entonces yantes de ocupar su desig-nación actual comoVicepresidente Senior deUpstream, el Sr. Salamocupó varias posiciones degerencia. Actualmenteforma parte activa devarias sociedades profesio-nales clave del campopetrolero en Indonesia.

Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.

E-mail: [email protected]; http://www.linced.com

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoMiriam SittaDiagramaciónDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza R.Departamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y pro-ducción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados yclientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.

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

© 2002 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

Dirigir la correspondencia editorial a:

Oilfield Review225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA(1) 281-285-8424Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a:

David E. Bergt(1) 281-285-8330Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: [email protected]

Verano de 2002Volumen 14Número 1

Schlumberger

2 La era de las imágenes en escala de profundidad

La generación de imágenes en escala de profundidad, antiguamente demasiadocostosa para uso comercial, se ha convertido en la herramienta preferida para losproyectos de exploración y delineación de yacimientos más desafiantes de hoy endía. En áreas estructuralmente complejas, especialmente donde las fallas y lasintrusiones salinas conducen a modelos complicados de velocidad sísmica, el pro-cesamiento tradicional en el dominio del tiempo genera resultados confusos; sólolas imágenes en escala de profundidad revelan la verdadera ubicación y forma delas características del subsuelo. Este artículo muestra cómo la generación de imá-genes en escala de profundidad mejora las imágenes sísmicas y presenta ejemplosque demuestran de qué manera las compañías de petróleo y gas las utilizan paramejorar sus índices de éxito.

Oilfield Review

1

50 Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento

Una nueva herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidorde acero, el cemento y la roca, para medir las presiones del yacimiento y obtenermuestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados enpozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislandola formación del pozo después de realizadas las pruebas. Esta singular capacidadpara sellar los orificios permite a los operadores reanudar la producción sin nece-sidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.

18 Orientación de los disparos en la dirección correcta

Los disparos orientados mejoran el fracturamiento hidráulico y simplifican lasterminaciones sin malla (cedazo) que previenen la producción de arena. Unanueva herramienta operada a cable orienta las pistolas de manera que los dispa-ros se alinean con el plano preferencial de fracturamiento y con la dirección másestable en una formación, o intersecan las fracturas naturales para una mayorproductividad. Esta técnica también se utiliza para disparar el lado alto de lospozos horizontales, prevenir el daño de los componentes de terminación depozos, reparar canales en el cemento detrás del revestidor, establecer la comuni-cación con los pozos de alivio y evitar el colapso del revestidor.

34 Mediciones sísmicas bien posicionadas

Cuando no se conoce la ubicación de la barrena en las secciones sísmicas desuperficie durante la perforación, el riesgo y el costo de las operaciones aumen-tan. Las actualizaciones cruciales en las profundidades de los yacimientos objetivoy de los riesgos de perforación pueden ahora volverse confiables sin interrumpir elproceso de perforación. Este artículo presenta una nueva herramienta de adquisi-ción de registros durante la perforación que proporciona información de los tirosde prueba de velocidad en tiempo real, sin las limitaciones de las técnicas anterio-res. Esta herramienta genera imágenes sísmicas de alta calidad luego del procesa-miento y, con una planificación adecuada acompañada de los avances en los siste-mas de telemetría y las aplicaciones de procesamiento, ofrece un gran potencialpara la generación de imágenes sísmicas en tiempo real.

64 Colaboradores

67 Próximamente en Oilfield Review

68 Nuevas publicaciones

2 Oilfield Review

La era de las imágenes en escala de profundidad

Uwe AlbertinJerry KapoorRichard RandallMart SmithHouston, Texas, EUA

Gillian BrownChris SouflerisPhil WhitfieldGatwick, Inglaterra

Fiona DeweyWintershall Noordzee BVLa Haya, Países Bajos

Jim FarnsworthBPHouston, Texas

Gary GrubitzBHP BillitonHouston, Texas

Mark KemmeClyde Petroleum Exploratie BVLa Haya, Holanda

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Ian Anstey, Robert Bloor, George Jamieson,Patrick Ng y Erick Zubay, Houston, Texas, EUA; y a MarkEgan, Gatwick, Inglaterra.

Muchos de los actuales objetivos de exploración no se pueden detectar claramente

con las imágenes sísmicas convencionales. Los operadores están obteniendo una

visión más clara—aun de los rasgos más complejos—a través de las imágenes

desplegadas en escala de profundidad antes del apilamiento de los datos. Los

resultados, al ser más precisos, reducen el riesgo exploratorio y ayudan a delinear

nuevas reservas.

A lo largo del último siglo, los intérpretes se con-formaron con las imágenes sísmicas procesadas ydesplegadas en el dominio del tiempo. En muchasde las áreas exploratorias actuales, especial-mente donde las estructuras son complejas y lasvelocidades sísmicas varían abruptamente debidoa la presencia de fallas o intrusiones salinas, elprocesamiento en el dominio del tiempo puedearrojar resultados engañosos; sólo las imágenesdesplegadas en escala de profundidad puedendefinir la posición verdadera y la geometríacorrecta de los rasgos del subsuelo. En ciertoscasos, la diferencia entre imágenes en escala deprofundidad e imágenes en el dominio del tiempopuede llegar a desarrollar o truncar un área pros-pectiva: las estructuras adquieren o pierden cie-rre, los objetivos se desplazan en cientos de pieso metros y pueden incorporarse o perderse reser-vas. La diferencia puede ser un costoso pozo secoen lugar de un descubrimiento.

Este artículo explica de qué manera las imá-genes en escala de profundidad surgen como latécnica preferida para el procesamiento de datossísmicos tendientes a obtener imágenes de ras-gos complejos del subsuelo. Varios estudios decasos demuestran cómo las compañías de petró-leo y gas que operan en el Golfo de México, elMar del Norte y la parte continental de EUAestán mejorando sus índices de éxito en materiade perforación con esta técnica.

Acontecimientos en la historia sísmicaEn el curso del siglo XX, episodios notables mar-caron avances en los métodos de prospección sís-mica. Si bien muchas tecnologías nuevas tardaronunos 10 años en pasar de la etapa de introduccióna la práctica generalizada, cada una generó final-mente nuevas oportunidades de exploración.

Comenzando en la década de 1920, se intro-dujeron los disparos analógicos de cobertura sim-ple para detectar capas inclinadas del subsuelo(página siguiente)1. En la década de 1930, estatécnica innovadora fue la clave para los hallazgosregistrados en torno a domos salinos y pronto seconvirtió en la práctica estándar. La década de1950 fue testigo del advenimiento de los datossísmicos de cobertura múltiple logrados por apila-miento de punto común de reflexión (CDP, por sussiglas en inglés); técnica que mejoró significativa-mente la relación señal-ruido. En la década de1960 se introdujeron la adquisición y el procesa-miento de datos digitales que reemplazaron a losmétodos analógicos y ópticos anteriores. Estotrajo aparejado mejoras importantes en la calidadde los datos sísmicos y condujo a nuevos hallaz-gos en todo el mundo.

Durante toda la década de 1920, los datosdigitales y los levantamientos bidimensionales(2D) se convirtieron en la práctica corriente. Enconjunto, estas tecnologías permitieron la aper-tura del Mar del Norte y otras áreas que plantea-ban importantes desafíos. El procesamiento en el

1. Cobertura o multiplicidad es la cantidad de paresfuente-receptor cuyas señales constituyen una traza.

Verano de 2002 3

Cobertura simple,disparo analógico

Descubrimientosalrededor de

domos salinosCobertura múltiple, apilamiento

de punto común de reflexión

Punto común de reflexión (CDP)

1 2 3 4

Levantamientos 2D

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le

Curvahiperbólica

Velocidad deapilamiento

+

Adquisición yprocesamientode datos digitales

Levantamientos 3D

Migración en profundidadantes del apilamiento

debajo del domo salino

Generación de imágenes 3D enescala de profundidad antes del apilamiento

1920

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

Desplazamiento

> Cronología de los avances más notorios en los métodos sísmicos.

dominio del tiempo era un procedimiento de rutinapero se introdujo y probó la migración en profundi-dad después del apilamiento en levantamientos2D. Se realizaron los primeros levantamientos tri-dimensionales (3D) pequeños en campos desarro-llados para mejorar la delineación de yacimientos.En la década de 1980, los levantamientos 3D sedifundieron en gran medida en la industria, trans-formando así todo el negocio de exploración. Losatributos de trazas y los puntos brillantes eran uti-lizados como indicadores sísmicos de la presenciade hidrocarburos.

Para la década de 1990, los contratistas deprospección sísmica ya adquirían datos de explora-ción 3D como rutina sobre extensas áreas de lasdistintas plataformas continentales del mundo. Lamigración en tiempo después del apilamiento enlevantamientos 3D evolucionó hasta convertirse enpráctica corriente, reduciendo los costos de descu-brimiento a sus niveles actuales; y se introdujo lamigración en profundidad antes del apilamiento enlevantamientos 3D para ciertos casos particulares.Hoy en día, muchos operadores no perforan si nocuentan con datos 3D sobre sus áreas prospectivasy, en las áreas de máximo riesgo, no se arriesgan aperforar pozos sin disponer de imágenes en escalade profundidad antes del apilamiento.

Actualmente, las imágenes en escala de pro-fundidad están aportando nuevas oportunidadesde exploración en regiones consideradas dema-siado riesgosas sólo unos años atrás. Esta técnicaestá ayudando a los exploradores a generar nuevasáreas prospectivas bajo la sal en aguas profundas

del Golfo de México, y a descubrir nuevas reservasen el Mar del Norte que eran inimaginables con eluso de datos convencionales procesados en eldominio del tiempo.

Introducción a las imágenesLa generación de imágenes es el proceso medianteel cual las reflexiones sísmicas se despliegan en suposición correcta. Consiste de dos elementos prin-cipales: el apilamiento y la migración. El apila-miento mejora la relación señal-ruido al sumar losregistros obtenidos a partir de la información devarios disparos que se reflejan en un mismo punto.El caso más sencillo de ilustrar es el de una capahorizontal de velocidad homogénea que sobreyaceal reflector. Se reúnen o recolectan las trazas de losdiversos pares fuente-receptor, centradas en elpunto de reflexión, pero separadas por diferentesdistancias o desplazamientos laterales (abajo). Lavariación en el tiempo de arribo con el desplaza-miento se denomina curvatura (moveout). Los tiem-pos de arribo representados gráficamente enfunción del desplazamiento definen una hipérbola.Antes de apilar la colección de trazas (gather),éstas deben ser desplazadas para alinear los arri-bos. El parámetro que describe los desplazamien-tos laterales versus el tiempo define la velocidadde apilamiento de la capa. El resultado del apila-miento es una traza única; la versión mejorada deuna señal que hubiera sido registrada para un dis-paro de incidencia normal, o con desplazamientolateral cero, en el punto medio de los pares fuente-receptor.

El segundo componente de las imágenes—lamigración—utiliza un modelo de velocidad pararedistribuir la energía sísmica reflejada, desde laposición supuesta en el punto medio a su verda-dera posición (página siguiente, arriba a laizquierda). Se pueden elegir distintos tipos demigración según la complejidad del objetivo y lasestructuras de sobrecarga en cuestión. Es posibleobtener imágenes de estructuras simples y veloci-dades que varían levemente con rutinas de migra-ción simples, las que quizá no funcionen conestructuras complejas cuyas velocidades varíanrápidamente.2

La migración se logra a través de diversassoluciones de la ecuación de ondas que describela propagación de las ondas elásticas a través delas rocas. Los algoritmos de migración suelen lle-var el nombre de su inventor (por ejemplo,Kirchhoff) o el nombre del tipo de solución mate-mática (por ejemplo, diferencia finita).3 Cada tipode migración tiene sus ventajas y desventajas.

La migración puede realizarse en dos domi-nios—el tiempo o la profundidad—y antes odespués del apilamiento. Ciertos problemas degeneración de imágenes se pueden resolver conla migración en el dominio del tiempo, pero losmás complejos requieren migración en el domi-nio de la profundidad. En la migración en tiempo,el modelo de velocidad, también conocido comocampo de velocidad, puede variar levemente(página siguiente, arriba a la derecha). El modelode velocidad tiene un tiempo de tránsito doble(de ida y vuelta) como eje vertical. La velocidad

4 Oilfield Review

Sin desplazamiento lateral

Desplazamiento lateral 1




1 2 3 4

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le

1 2 3 4Desplazamiento lateral

Curvahiperbólica

Desplazamiento lateral

Colección de trazas corregidaspara apilamiento de CDP

Apilamientode CDP

+ + + =

Punto común de reflexión (CDP)

Con velocidadde apilamiento

> Colección de trazas para apilamiento de punto común de reflexión (CDP, por sus siglas en inglés). Las trazas de diversos pares fuente-receptor con dis-tintos desplazamientos laterales respecto del punto común de reflexión se recolectan para formar una colección de trazas en un punto común de reflexión(izquierda). Las trazas que forman la colección se muestran en un plano de tiempo versus desplazamiento (centro), en donde los arribos de las reflexionesdesde un reflector plano definen una hipérbola. Los arribos se alinean utilizando una velocidad de apilamiento, o una relación de desplazamiento versustiempo, y se apilan, o suman, (derecha) para generar una sola traza con una relación señal-ruido mayor que la de cualquiera de las trazas originales.

Verano de 2002 5

sísmica aumenta con el tiempo de tránsito y lasvariaciones horizontales son graduales. Comoestas restricciones se aplican a gran parte de lascuencas sedimentarias, se suele aplicar la migra-ción en tiempo en casi todo el mundo.

En la migración en profundidad, el modelo develocidad puede tener fuertes contrastes en lasdirecciones horizontal o vertical. Por eso se eligeeste tipo de migración cuando hay pliegues,intrusiones o fallas de gran inclinación que seyuxtaponen con capas cuyas propiedades elásti-cas son muy diferentes. La migración en profun-didad es una operación que requiere muchashoras hombre y necesita un modelo de velocidadpreciso en escala de profundidad.

La migración aplicada después del apila-miento—post-apilamiento—toma mucho menostiempo que la migración antes del apilamiento,porque el apilamiento reduce en un orden demagnitud la cantidad de trazas que deben proce-sarse. Para que la migración después del apila-miento resulte exitosa, las suposiciones que sehacen en el apilamiento deben estar bien funda-das: la amplitud de la traza apilada debe repre-sentar a la de la traza de incidencia normal y losarribos reflejados deben ser aproximadamentehiperbólicos. Estas suposiciones son válidas sólocuando se pueden ignorar las variaciones litoló-gicas y el contenido de fluidos en el área cubiertapor la colección de trazas, y cuando la estructuraes simple. Cualquier otra condición exige el usode migración antes del apilamiento.

Efectuada antes del apilamiento, la migraciónpuede aplicarse a las estructuras y los campos develocidad más complejos. Hace algunos años, lasprincipales restricciones sobre la migración antesdel apilamiento eran la capacidad computacional,así como el tiempo y la habilidad requeridos paraconstruir el modelo de velocidad en un tiemporazonable. Los avances en materia de computa-ción han permitido reducir estas restricciones.

La confección del modelo de velocidad siguesiendo un proceso que consume mucho tiempo yque depende de la geología local. En áreas de geo-logía estratificada o donde existen bloques biendefinidos por fallas, la construcción del modelo develocidad para migración en profundidad se realizacapa por capa. Primero se construye un modelo ini-cial sobre la base de los mejores datos disponibles,y luego se lo actualiza mediante diversas iteracio-nes de migración en profundidad antes del apila-miento, capa por capa. El modelo de velocidadinicial puede construirse utilizando toda la informa-ción disponible, incluyendo velocidades de apila-miento, horizontes interpretados en el dominio deltiempo y velocidades obtenidas de datos de pozo.Las velocidades de apilamiento y de pozo puedenmostrar tendencias de velocidad representativasque deberían tenerse en cuenta en el modelo.

Cuando la estructura no es muy compleja,todo el modelo de velocidad se puede actualizary construir con bastante rapidez, capa por capa.En casos más complejos, el analista de velocidaddefine los bloques u otros volúmenes limitadospor fallas o intrusiones y luego construye elmodelo para cada bloque, capa por capa.

En áreas de geología más continua, como elGolfo de México, se define un modelo de veloci-dad de sedimentos continuos utilizando técnicasde tomografía o actualización de velocidad local.Una vez definida la velocidad de los sedimentos,se insertan los cuerpos salinos luego de determi-nar su posición utilizando varias iteraciones demigración en profundidad.

En aquellas áreas en las que la anisotropía esun factor importante, pueden aparecer diferen-cias significativas entre las velocidades depozo—que generalmente representan velocida-des en la dirección vertical—y las velocidades deapilamiento que representan velocidades horizon-tales. Es necesario dar cuenta de estas diferen-cias introduciendo la anisotropía en el modelo develocidad. Más adelante en este artículo, se ana-lizará en mayor detalle la migración en profundi-dad en campos de velocidad anisotrópica.

La cooperación entre el operador y la compa-ñía de servicios puede facilitar la construcción delmodelo de velocidad. Los intérpretes de las com-pañías operadoras a menudo tienen más conoci-miento y mejores expectativas del subsuelo, ypueden ayudar a interpretar límites de capas yrasgos salinos para el modelo de velocidad.

2. Para mayor información sobre migración antes del apila-miento, después del apilamiento, en tiempo y en profun-didad, consulte: Farmer P, Gray S, Whitmore D, HodgkissG, Pieprzak A, Ratcliff D y Whitcombe D: “StructuralImaging: Toward a Sharper Subsurface View,” OilfieldReview 5, no. 1 (Enero de 1993): 28–41.

3. El método de migración de Kirchhoff se basa en la solu-ción de la ecuación de ondas de Kirchhoff.

Traza migrada

Traza delpunto medio Receptor

MIG

Fuente

Domosalino

Datosoriginales

> Migración de la energía sísmica reflejada. Para este ejemplo bidimensional simplificado, elmétodo de migración reubica la traza de datospasando de la posición registrada en el puntomedio fuente-receptor a su verdadera posición(MIG) utilizando un modelo de velocidad. En loscasos 3D, las reflexiones pueden ser redistribui-das hacia y desde posiciones ubicadas fuera delplano que contiene las fuentes y los receptores.

Velocidades simples + estructura simple = migraciónen tiempo después del apilamiento

Velocidades complejas + estructura simple = migraciónen profundidad después del apilamiento

Velocidades simples + estructura compleja = migraciónen tiempo antes del apilamiento

Velocidades complejas + estructura compleja = migraciónen profundidad antes del apilamiento

Aum

ento

de

la ve

locid

ad>Modelos de velocidad y estructuras simples y complejas tratados con cuatro tipos de migración: entiempo, en profundidad, antes del apilamiento y después del apilamiento. Los modelos después del apila-miento se muestran a la izquierda y los modelos antes del apilamiento a la derecha. Los que resultan apro-piados para la migración en tiempo se muestran en la parte superior y los modelos adecuados para migra-ción en profundidad, en la parte inferior. Para la migración en tiempo, el modelo de velocidad puede tenervariaciones suaves pero únicamente con la profundidad y sólo monótonamente; es decir, siempre aumen-tando con la profundidad y nunca disminuyendo. La migración en profundidad se requiere para modelosde velocidad más complejos como los que tienen variación lateral o reducción de la velocidad con la pro-fundidad. La migración después del apilamiento funciona bien con modelos de escasa complejidad estruc-tural. La migración antes del apilamiento puede utilizarse hasta con los modelos más complejos.

El personal de las compañías de servicios, con suconocimiento del procesamiento, incorpora estasinterpretaciones contribuyendo a crear el modelopara la migración en profundidad.

Imágenes en escala de profundidad en el Golfo de MéxicoEl Golfo de México ha sido el campo de pruebamás difundido en relación con las técnicas demigración en profundidad antes del apilamiento.4

Los cuerpos salinos en las diversas etapas deintrusión y levantamiento han creado estructurascomplejas que constituyen tanto una motivacióncomo un desafío para los exploradores. Las geo-metrías de las estructuras salinas pueden variarconsiderablemente y resultan críticas para lamigración y el entrampamiento de hidrocarburos.Los macizos salinos pueden aparecer vinculadosa un nivel salino más profundo o completamentedespegados y flotantes. El gran contraste de velo-cidad sísmica entre la de la sal—4500 m/s [apro-ximadamente 14,500-15,200 pies/seg]—y la delos sedimentos, generalmente la mitad de esevalor, plantea problemas a los métodos de migra-ción en tiempo.

Los avances tecnológicos siempre han redun-dado en aumentos de producción desde que sedescubrieron hidrocarburos en el Golfo de México(página siguiente, arriba a la izquierda). Antes,

las tecnologías de perforación eran la clave deléxito en términos de exploración. Más reciente-mente, las técnicas de generación de imágenessísmicas han contribuido a mantener los índicesde descubrimiento.

A fines de la década de 1980, los operadorescomenzaron a probar la técnica de migración enprofundidad antes del apilamiento en levanta-mientos 2D, como una forma de mejorar las imá-genes de capas que se truncan contra los flancosde domos salinos. En 1993, los socios PhillipsPetroleum, Anadarko y Amoco fueron los prime-ros en anunciar un descubrimiento bajo la sal enel Golfo de México en el área prospectivaMahogany. Ellos atribuyeron el éxito a las imá-genes en profundidad antes del apilamiento.5

Hoy, las compañías continúan explorandodebajo de la sal y muchas también están concen-trando sus búsquedas en aguas más profundas.Varios de los grandes descubrimientos recientesen el Golfo de México se registraron en aguasprofundas; más de 1500 m [5000 pies] (arriba). Enestas áreas, el costo de perforación de un pozollega a superar los 50 millones de dólares esta-dounidenses, pero las recompensas pueden serconsiderables. El descubrimiento Crazy Horse deBP contiene un volumen de reservas estimadasen 1000 millones de barriles de petróleo equiva-lente (BOE, por sus siglas en inglés). BHP Billiton

reportó de 200 a 450 millones de BOE de reser-vas recuperables en Mad Dog y entre 400 y 800millones de BOE en Atlantis.

La reducción del riesgo es una de las princi-pales preocupaciones para los operadores deaguas profundas, y la generación de imágenes enescala de profundidad antes del apilamiento esuna de las tecnologías que contribuyen a lograrlo.Estas imágenes fueron utilizadas para reducir elriesgo en muchos descubrimientos del Golfo deMéxico, tales como Crazy Horse, Llano, Mad Dog,Atlantis y otros. Para BHP Billiton, las imágenesen profundidad antes del apilamiento represen-tan la tecnología crítica para la reducción delriesgo y la evaluación en Atlantis, Mad Dog y elresto del alineamiento de la Faja PlegadaAtwater Oeste que comprende estos hallazgos.Según BP, los adelantos en materia de imágenesen profundidad antes del apilamiento contribuye-ron a describir los elementos del área prospectivaCrazy Horse y a ubicar el pozo descubridor.

La generación de imágenes de un volumensísmico que contiene un cuerpo salino, difiere delprocesamiento tradicional, en el que las cintasde datos se envían a un tercero para su procesa-miento y se entrega al intérprete un producto ter-minado para su análisis. La generación deimágenes de rocas que subyacen la sal requierevarias iteraciones de la migración y la interpreta-

6 Oilfield Review

AC

DB

EF

G

H

Houston

Lago Charles

Nueva Orleáns

Pozos descubridoresPozos viejosDomo salino

A Crazy HorseB MarsC Crazy Horse NorthD UrsaE AtlantisF Mad DogG MahoganyH Llano

G O L F O D E M É X I C O

> Recientes descubrimientos en aguas profundas del Golfo de México, muchos de los cuales estánubicados cerca de cuerpos salinos. Los descubrimientos grandes tienen reservas estimadas encientos de millones de barriles. Muchos de ellos fueron descubiertos con ayuda de imágenes enescala de profundidad antes del apilamiento.

Verano de 2002 7

ción (arriba, a la derecha). Muchos de estos pasosse basan en técnicas de procesamiento patenta-das que permiten a los contratistas diferenciarsus resultados de los de sus competidores.

El primer paso luego del procesamiento gene-ral previo al apilamiento consiste en construir elmodelo de velocidad inicial para las capas quesobreyacen la sal. El Golfo de México se caracte-riza por tener secuencias de areniscas-lutitas sinfuertes contrastes de velocidad entre las capas.El modelo de velocidad inicial a menudo puedeobtenerse de las velocidades de apilamientopara producir un campo de velocidades de inter-valo leve que describe los sedimentos.

Como segundo paso, se actualiza estemodelo de velocidad. Los analistas de velocidadtienen distintas formas de examinar los modelos,pero la mayoría corresponde a una categoría demétodos conocidos en conjunto como inversióntomográfica. La tomografía utiliza la informaciónde tiempo de tránsito derivada de los datos sís-micos para refinar los modelos de velocidad. Unatomografía de reflexión clásica utiliza la diferen-cia entre tiempos de tránsito estimados y obser-vados.7 El trazado de rayos calcula los tiempos dearribo de las reflexiones en colecciones de trazasde punto común de reflexión en los puntos decontrol. En cada colección de trazas, el tiempo dearribo real del reflector más somero se compara

con los tiempos de arribo estimados y se utiliza lavelocidad que mejor nivela los tiempos de arriboreales para actualizar el modelo. Este paso con-sume muchas horas hombre y require la partici-pación de especialistas, tanto en procesamientocomo en interpretación, para confeccionar unmodelo que se ajuste a los datos en todos lospuntos de control.

El paso siguiente consiste en aplicar migra-ción en profundidad utilizando el modelo de velo-cidad actualizado. Se vuelven a coleccionar lastrazas migradas y se controla el aplastamiento delos arribos. Si la migración en tiempo preliminarmuestra que la cima de la sal es suave, o estruc-

turalmente simple, se pueden utilizar las veloci-dades de la sobrecarga en una migración en pro-fundidad después del apilamiento para obteneruna imagen de la cima de la sal. Pero si la cimade la sal es sinuosa, o estructuralmente com-pleja, debería aplicarse migración en profundi-dad antes del apilamiento.

Luego de generar e interpretar la imagen dela cima de la sal, se actualiza el modelo de velo-cidad rellenando el volumen debajo de la cima dela sal con una velocidad uniforme. Con estenuevo modelo de velocidad, se vuelve a migrar elvolumen en profundidad antes del apilamiento yse enfoca la base de la sal.

4. Huang S, Ghose S, Sengupta M y Moldoveanu N:“Improvements in 3D AVO Analysis and StructuralImaging of Dipping Salt-Flank Events Using Amplitude-Preserving Prestack Depth Migration,” The Leading Edge20, no. 12 (Diciembre de 2001): 1328, 1330, 1332, 1334.Donihoo K, Bernitsas N, Dai N, Martin G y Shope D: “IsDepth Imaging a Commodity? The Impact of NewImaging Technologies and Web-Based Collaboration,”The Leading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 486, 488, 490,492, 494, 496, 543.Albertin U, Woodward M, Kapoor J, Chang W, Charles S,Nichols D, Kitchenside P y Mao W: “Depth ImagingExamples and Methodology in the Gulf of México,” TheLeading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 498, 500, 502, 504,506, 508, 510, 512–513.

5. Westcott ME, Leach MC, Wyatt KD, Valasek PA yBranham KL: “Mahogany: Seismic Technology Leading tothe First Economic Subsalt Field,” ResúmenesAmpliados, 65va. Convención y Exposición Internacional

50

40

30

20

10

0

Prod

ucci

ón, m

iles

de m

illon

es d

e BO

E

1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010

Año

Descubrimientos acumulados

Barcazas

Plataformas autoelevables

Semisumergibles

Indicadores de hidrocarburos

Sísmica 3D, aguas profundas

Aguas profundas, bajo la sal

> Impacto de los adelantos tecnológicos sobre los índices de éxito en elGolfo de México. Comenzando con los primeros avances en cuanto acapacidad de perforación y siguiendo con los métodos sísmicos moder-nos, cada desarrollo ha dado como resultado un aumento identificablede la producción.

Actualizacióndel modelo

de velocidad

Migración 3D sobre cuadrículadispersa o en una ventana de

profundidades antes del apilamiento

Migración 3D sobrecuadrícula fina después

del apilamiento

Migración 3Dsobre cuadrícula finaantes del apilamiento

Definición de lageometría deldomo salino

Migración 3D enescala de profundidadantes del apilamiento

Análisis de lavelocidad luegode la migración

Procesamiento antes del apilamiento

Análisis de velocidades

Edición de velocidades distorsionadas

Construcción de gradientesvariantes en profundidad y en espacio

> Procesamiento de datos para migración en profundidad antesdel apilamiento en depósitos bajo la sal. El proceso implica unacompleja interacción de varios pasos. La construcción delmodelo de velocidad en sí requiere iteraciones en la migraciónen profundidad antes del apilamiento para definir la velocidad ylos límites geométricos de cada capa.

de la SEG, Houston, Texas, EUA (8 al 13 de octubre de1995): 1161–1164.Para mayor información sobre exploración debajo de lasal, consulte: Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J yWoods R: “Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1(Primavera de 1996): 50–64.

6. Pfau GE, Chen RL, Ray AK y Kapoor SJ: “Seeing Throughthe Fog: Improving the Seismic Image at Crazy Horse,”presentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13de marzo de 2002, Houston, Texas, EUA.Yielding CA, Yilmaz BY, Rainey DI, Pfau GE, Boyce RL,Wendt WA, Judson MH, Peacock SG, Duppenbecker SD,Ray AK y Hollingsworth R: “The History of a New Play:Crazy Horse Discovery, Deepwater Gulf of México,” pre-sentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13 demarzo de 2002, Houston, Texas, EUA.

7. Otros tipos de tomografía pueden utilizar ondas refracta-das o transmitidas.

La aplicación de la técnica correcta de migra-ción puede generar cambios sorprendentes en laimagen sísmica. La interpretación de una secciónmigrada en tiempo, correspondiente al área GreenCanyon en el Golfo de México, muestra dosestructuras anticlinales generadas por intrusiónsalina (arriba). El cuerpo salino de la izquierdatiene un tope en forma de domo y una base plana,y genera una sombra debajo que oscurece lasreflexiones más profundas. La intrusión salina dela derecha parece haber penetrado la cima delanticlinal dejando un domo salino.

Con las imágenes en escala de profundidadantes del apilamiento, el panorama cambia com-pletamente. El cuerpo salino de la izquierda sigueteniendo forma de domo, pero aumenta de espe-

sor y muestra una base inclinada. Ahora, se pue-den ver las capas debajo de la sal. El rasgo salinode la derecha se ve totalmente diferente. En lugarde dos cuerpos salinos desconectados, la nuevaimagen muestra un solo cuerpo con forma de relojde arena con sus lados y su base claramente deli-neados. En vez de elevarse en una estructura anti-clinal, los sedimentos se truncan contra los flancosdel cuerpo salino con forma de reloj de arena.

En otro sector del área Green Canyon, la migra-ción en tiempo después del apilamiento ha permi-tido obtener una imagen bastante clara de lostopes, pero no de las bases de tres grandes col-chones salinos (página siguiente). Cualquier inter-pretación razonable ubicaría las bases de la sal enel límite inferior del área sin reflexiones de la ima-

gen sísmica. Hay ciertas señales de estratificaciónentre los cuerpos salinos a gran profundidad.

La migración en profundidad antes del apila-miento revela una imagen sorprendentementedistinta. Los dos grandes cuerpos salinos de laizquierda aparecen ahora vinculados a raíces quese hunden a aproximadamente 12,200 m [40,000pies]. La raíz del rasgo salino central está a unos5 km [3 millas]. El gran volumen entre las dos raí-ces salinas está rellenado con capas sedimenta-rias inclinadas que se truncan contra las raíces.

Una de las ventajas del método de migración enprofundidad antes del apilamiento de WesternGeco,es la capacidad de obtener imágenes de estratoscon echados “mayores a 90 grados,” es decir, capasque están volcadas o se sitúan debajo de bloques

8 Oilfield Review

Imagen en escala de tiempo antes del apilamiento Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento

> Comparación de la migración en tiempo y la migración en profundidad en el área Green Canyon del Golfo de México. La migración entiempo (izquierda) muestra dos cuerpos salinos cada uno de los cuales produce la elevación y la forma de domo de los sedimentos sobre-yacientes. El cuerpo salino de la izquierda tiene su cima en forma de domo y una base plana, y crea una sombra debajo del mismo. El de laderecha parece dividirse en dos partes: un colchón de sal flotante se ha despegado del domo subayacente. Las imágenes en escala deprofundidad antes del apilamiento (derecha) conservan la forma general del cuerpo de la izquierda, aunque su base ahora se observainclinada. Sin embargo, las imágenes en escala de profundidad revelan capas debajo del domo, que estaban ensombrecidas en la migra-ción en tiempo. Después de la migración, la intrusión salina de la derecha muestra una forma completamente diferente. En vez de elevarseen una estructura anticlinal, los sedimentos se truncan sobre los flancos de un cuerpo salino con forma de reloj de arena.

Verano de 2002 9

salinos colgantes. Los métodos de migraciónsiguen los rayos a través del modelo de velocidadhasta un reflector y luego nuevamente hasta lasuperficie. Los rayos se curvan en cada interfase deacuerdo con el ángulo de incidencia y el contrastede velocidad entre las capas.

En general, es suficiente considerar sólo losrayos que rebotan desde el tope de un reflector.Pero en ciertos casos pueden producirse reflexio-nes de interés desde la base, como ocurre con lasreflexiones provenientes de las caras inferioresde los bloques salinos colgantes. Para poder dar

cuenta de estas reflexiones en la migración, esnecesario que el trazado de rayos abarque gran-des distancias. Con estos rayos, que se conocencomo rayos curvos, se pueden generar imágenesclaras de las caras inferiores de los bloques sali-nos colgantes.

Imagen en escala de tiempo después del apilamiento

Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento

> Migraciones en tiempo y en profundidad de tres grandes rasgos salinos. La migración en tiempo después del apila-miento (arriba) revela las cimas de las intrusiones salinas. Sin embargo, este método deja una imagen poco clara de lasbases de la sal que podrían interpretarse en el límite inferior de la zona que tiene poca reflexión o carece de carácter.La interpretación de la imagen en profundidad antes del apilamiento (abajo) sugiere que los dos cuerpos salinos situa-dos más a la izquierda no flotan, sino que están conectados a las raíces que se extienden hasta 40,000 pies [12,200 m].

Velocidad constante

Velocidad variable

Diapirosalino

Reflexión de rayo curvo

Norte Norte

Imagen 3D en escala de tiempo después del apilamiento Imagen 3D en escala de profundidad antes del apilamiento

Sur Sur

> Imagen debajo de un bloque salino colgante del Golfo de México con migración en tiempo yen profundidad. La migración en tiempo después del apilamiento (izquierda) logra generar unaimagen del flanco norte de un diapiro salino, pero el flanco sur se pierde en una sombra creadapor un bloque colgante. Si se incluyen los rayos curvos (recuadro) y los rayos que atraviesan lasal, la migración en profundidad antes del apilamiento (derecha) permite obtener una imagen delas capas fuertemente inclinadas y del bloque colgante en el flanco sur de la intrusión.

10 Oilfield Review

En otro ejemplo del Golfo de México, lamigración en tiempo después del apilamientopermite obtener una imagen del flanco norte deuna intrusión salina, pero el flanco sur se pierdeen una sombra (abajo). En la migración en tiempono se utilizaron los rayos curvos. Las imágenesen escala de profundidad antes del apilamiento,que incorporan tanto la energía de los rayos cur-vos como la energía que atraviesa la sal, permi-tieron iluminar las capas fuertemente inclinadasy el bloque salino colgante en el flanco sur de laintrusión.

Generación de imágenes en el Mar del NorteEl Golfo de México no es el único lugar donde losoperadores utilizan imágenes en escala de pro-fundidad. Muchos sectores del Mar del Norteexhiben una complejidad estructural comparablea las intrusiones salinas del Golfo de México.Además de depósitos de sal tectónicamente acti-vos, las cuencas del Mar del Norte muestranzonas de creta y fallamiento de gran escalaencima y debajo de la sal. Comparativamente,

las secuencias de arenisca-lutita suavementevariables que sobreyacen los cuerpos salinos delGolfo de México pueden parecer simples.

Wintershall Noordzee BV comenzó a exploraren los Bloques K10 y K13 de la cuenca BroadFourteens, en el sector holandés del Mar delNorte, en el año 1968 (izquierda). Desde enton-ces se perforaron más de 30 pozos, delineándosesiete campos productivos. Dado que estos cam-pos están transitando los últimos años de laetapa de producción, se está desplegando nuevatecnología para identificar más reservas y prolon-gar la vida productiva de esta área madura.8

El área es estructuralmente compleja, confallas normales, cabalgamientos e intrusionessalinas de gran escala. Los grandes contrastes develocidad alrededor de los domos salinos y a tra-vés de las fallas principales, hacen que los méto-dos tradicionales de generación de imágenessísmicas produzcan imágenes deficientes de lasestructuras y las fallas. Canales profundos cortanla secuencia Terciaria que sobreyace una potenteunidad de creta de espesor y velocidad variables.

6°

54°

53°

52°

Ijmuiden

M A RD E L

N O R T E

K10K13

P a í s e s B a j o s

< Bloques K10 y K13 en la cuenca Broad Fourte-ens, al sur del Mar del Norte. Wintershall Noord-zee BV logró una imagen sísmica más clara desus yacimientos en esta región gasífera, utili-zando imágenes en escala de profundidad antesdel apilamiento.

Verano de 2002 11

Los yacimientos principales son aún más profun-dos. Se trata de las areniscas Main Buntsandsteiny Rotliegend. Las láminas carbonatadas de granamplitud pueden interpretarse erróneamentecomo reflectores del Tope de Rotliegend, gene-rando objetivos falsos.

Un proyecto inicial de migración en profundi-dad realizado en 1996 sobre un área de 50 km2

[19.3 millas cuadradas] que cubre ambos blo-ques, mostró ciertas mejoras en las imágenes,pero debido a la utilización de técnicas de mode-lado de velocidad simplistas, los resultados care-cían del detalle necesario para mejorar lasimágenes estructurales.

Para conocer mejor la historia geológica delárea e identificar las trampas restantes era nece-sario contar con mejores imágenes y de mayorresolución. En 1999, Wintershall y WesternGecoaplicaron migración en profundidad antes delapilamiento a los levantamientos 3D de alta fide-lidad de ambos bloques. El nuevo proyecto incor-

poraba datos de tres levantamientos 3D quecubrían una superficie de 880 km2 [340 millascuadradas].

El éxito de todo proyecto de migración en pro-fundidad depende de la precisión del modelo develocidad. Para confeccionar un modelo preciso,se desarrolló un método meticuloso combinandoherramientas de última generación con técnicasconvencionales.

La técnica iterativa de eliminación de nivelesconstituyó el elemento fundamental del análisis.Para obtener el modelo se utilizó una conjunciónde tomografía y barrido en escala de profundidadde velocidades múltiples para cada capa. A fin deverificar las velocidades de cada capa, se preparóuna malla densa de migraciones en profundidadantes del apilamiento para los levantamientos3D. Los apilamientos en escala de profundidad seutilizaron para actualizar el modelo estructural yse examinaron las colecciones de trazas paracontrolar y actualizar las velocidades. Esto permi-

tió rastrear y verificar las variaciones estructura-les y de velocidad en forma continua y sistemá-tica para cada una de las 11 capas del modelo amedida que se lo construía.

Las nuevas imágenes mostraban mejoras sig-nificativas con respecto a los anteriores conjun-tos de datos migrados en tiempo y enprofundidad, especialmente en las áreas tectóni-camente complejas. Por ejemplo, los resultadosdel proyecto de 1996 con un modelo de velocidadsimple mostraban una imagen poco clara del topedel yacimiento de areniscas Rotliegend debajo deuna falla compleja (arriba). La nueva migración enprofundidad con el modelo de velocidad detalladopermitió obtener una imagen mucho más nítidade este intervalo potencialmente productor.

8. Dewey F, Whitfield P y King M: “Technology Offers NewInsight in a Mature Area—A 3D PreSDM Case Studyfrom the Dutch N Sea,” Transcripciones de la 63a.Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001, artículo A-04.

Migración en profundidad en 1996 Migración en profundidad en 1999

Arenisca Rotliegend

> Comparación de migraciones en profundidad con modelos de velocidad simples y complejos. Para lamigración en profundidad en un proyecto anterior se utilizó un modelo de velocidad simple que produjouna imagen poco clara del tope de la arenisca Rotliegend debajo de una falla compleja (izquierda). Lamigración en profundidad con el modelo de velocidad más nuevo y más detallado arroja una imagenmucho más clara del intervalo potencialmente productivo (derecha).

En un segundo ejemplo, un rasgo difícil deinterpretar en la sección migrada en tiempo sepuede identificar como una “aparición repentina”de la formación Rotliegend en la imagen migradaen profundidad (arriba). Lo que parece ser unareflexión discontinua aislada en la migración entiempo puede verse en la sección migrada en pro-fundidad como una exposición abrupta con ladoscasi verticales. Este problema es difícil de resolvercon migración en tiempo dada la complejidad dela estructura que sobreyace a la aparición repen-tina y sus flancos fuertemente inclinados, pero sepuede abordar con migración en profundidad.

El éxito del proyecto dependió de una estre-cha colaboración entre geofísicos de procesa-miento, intérpretes e investigadores, tanto deWintershall como de WesternGeco, y de la opti-mización de todas las tecnologías disponibles.Los esfuerzos adicionales para obtener el modelode velocidad detallado, demostraron los benefi-cios de procurar una solución 90% correcta en vezde aceptar un resultado correcto sólo en un 70%,satisfaciendo a la vez las restricciones en térmi-nos de costos y tiempos operativos.

Actualmente, se está realizando una reinter-pretación completa del área que se combinarácon un estudio de modelado de cuenca, paramejorar la definición de los campos productivos eidentificar la presencia de cualquier comparti-miento de yacimiento sin probar.

12 Oilfield Review

Imagen en escala de tiempo Imagen en escala de profundidad

> Estructura compleja de la formación Rotliegend revelada por las imágenes en escala deprofundidad. Un intervalo interrumpido en la sección migrada en tiempo (izquierda) es difícilde interpretar. En la imagen migrada en profundidad (derecha), esto se identifica como unpequeño afloramiento de la formación Rotliegend.

54°

53°

52°

Q4 Q5Q7 Q8

Ijmuiden

P a í s e s B a j o s

M A R D E LN O R T E

Líne

a de

cos

ta

Q4 Q5

Q7 Q8

Gas

Cuenca Broad Fourteens

Sin inversiónRiesgo bajo

Terraplén del margen de la cuencaRiesgo bajo

Terraplén invertidoRiesgo moderado

Terraplén invertidoAlto riesgo

Ejes de la cuenca, enterramientomáximo e inversiónRiesgo muy alto

> Yacimientos de gas (rojo) operados por Clyde Petroleum Exploratie BV en los blo-ques Q4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte. La codificación en color indicaregiones con diferentes historias tectónicas.

9. Kemme M, Brown G, VanBuuren N y Greenwood M:“Depth Imaging Unfolds Complex Geology and ImpactsReserves—The Q4 Story,” Transcripciones de la 63ra.Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001, artículo P071.

10. La fase y la amplitud de las trazas sísmicas se ven afec-tadas por la regulación y las características de energíade la fuente de adquisición y por el procesamiento, quepueden variar de un levantamiento a otro. La combina-ción de conjuntos de datos de diferentes levantamientosrequiere el ajuste de fase y amplitud de todos los con-juntos de datos.

11. Una in-line es una línea sísmica dentro de un levanta-miento 3D paralela a la dirección de adquisición delcable sísmico marino remolcado. Una crossline es unalínea sísmica perpendicular a la dirección de adquisi-ción del levantamiento.

Verano de 2002 13

Incremento de reservas utilizando imágenes en escala de profundidadEn otro desarrollo del Mar del Norte, los opera-dores utilizaron imágenes en escala de profundi-dad para mejorar la delineación de las reservas eincrementar las estimaciones de las mismas.

Clyde Petroleum y sus socios desarrollaronrecientemente imágenes en escala de profundi-dad de última generación en un renovadoesfuerzo por explorar, evaluar e incrementar losdescubrimientos de gas existentes en los BloquesQ4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte(página anterior, abajo). Los yacimientos de gasdel Bloque Q4, descubiertos recientemente, seencuentran en una zona de inversión compleja(levantada a lo largo de fallas reactivadas), limi-tada por una serie de fallas principales de rumboNO-SE. Los nuevos yacimientos se ubican en unatendencia estructural con dos yacimientos pro-ductores de gas en el Bloque Q8. Antes de queClyde Petroleum comenzara a operar el bloque,ya se habían perforado siete pozos estériles enáreas prospectivas más someras.

La evolución tectónica había producidoestructuras muy deformadas, y los primeros pro-cesamientos sísmicos convencionales arrojabanresultados subóptimos. Luego de la perforacióndel primer pozo de exploración exitoso, se imple-mentó un nuevo programa para los levantamien-tos 3D, consistente en migración en profundidadantes del apilamiento seguida de una reinterpre-tación completa de todos los datos.9

Como consecuencia de la compleja historiade movimientos normales, inversos y laterales, elrelleno de cuenca se depositó sobre el bloqueyacimiento. Las imágenes migradas en tiempo deestas estructuras fuertemente inclinadas no erande muy buena calidad, y la ubicación de las fallasresultaba cuestionable. Los resultados de la sís-mica de pozo y el trazado de rayos indicaban queel error de ubicación de las fallas laterales podíaser de hasta 300 m [1000 pies], dependiendo delmodelo de velocidad de sobrecarga.

El proyecto de migración en profundidadantes del apilamiento se puso en marcha paraconocer mejor el marco estructural y ubicarcorrectamente las fallas, con la esperanza de quelos resultados tuvieran un fuerte impacto sobrela dimensión de la estructura y la planificación delos pozos de desarrollo.

En la migración en profundidad antes del api-lamiento, se ingresaron cuatro conjuntos de datos3D; aproximadamente 400 km2 [154 millas cuadra-das] de datos sísmicos. Cada conjunto de datos seprocesó utilizando un procesamiento previo con-vencional similar, haciendo hincapié en la reduc-ción de ruido y la atenuación de múltiples. Si bienlos conjuntos de datos tenían distintas orientacio-nes, no fue necesario reiterar el muestreo. Seaplicó ajuste de fase y compensación de amplituda cada levantamiento para referenciar todos loslevantamientos a una base común.10 Cada con-junto de datos fue migrado en profundidad porseparado y todos los conjuntos se fusionaron des-pués de la migración, pero antes del apilamiento.

Debido a la compleja naturaleza de la geolo-gía se esperaban fuertes contrastes de velocidad.Por lo tanto, el método de eliminación de niveles,

de arriba hacia abajo, no parecía adecuado parael modelado de velocidad.

El modelo estructural indicaba que el modelode velocidad 3D podía dividirse en cinco bloquesde velocidad de orientación NO-SE, con hastaseis capas de velocidad debajo del nivel estrati-gráfico Terciario sobreyaciente (arriba). Se deter-minó la velocidad capa por capa dentro de cadabloque, pero la inclinación de los bloques limita-dos por las fallas determinaba el orden en quedebía construirse el modelo de velocidad; esdecir, de sudoeste a noreste.

Generalmente se utilizan velocidades de api-lamiento para obtener las velocidades de inter-valo iniciales para una capa en particular. Perodada la poca confiabilidad de las velocidades deapilamiento en un área tan compleja como ésta,se empleó un modelo basado en datos de pozo.Para generar una cuadrícula migrada en profun-didad antes del apilamiento de las líneas parale-las a la dirección de la adquisición (in-lines)sobre el área de interés del levantamiento 3D, serecurrió a varios planos de velocidad basados enla velocidad inicial.11 Luego se obtuvo un plano develocidad final para la capa objetivo, picando inte-

3600 3800 4000 4200 4400 4600 4800 5000 5200 5400 5600 5800 6000 64006200

4500

5000

4000

3500

3000

2500

0

500

1000

1500

2000

Terciario

Creta

Cretácico Inferior

Jurásico Superior

Jurásico Inferior

Triásico

Pérmico

Inundación pre-Pérmico

Prof

undi

dad,

m

Zona 2Zona 3

Zona 4

Zona1

Zona 5

SO NE

Línea paralela a la dirección de la adquisición

> Modelo de velocidad para los yacimientos del bloque Q4. Las fallas de alta inclinación seyuxtaponen lateralmente a velocidades contrastantes y colocan a las capas de alta velocidadsobre las de menor velocidad. El recuadro rojo indica el área de interés.

ractivamente las colecciones de trazas de puntoscomunes migrados en profundidad.12 Por último segeneró una cuadrícula 3D de 500 m [1640 pies] delíneas paralelas (in-lines) y perpendiculares a ladirección de la adquisición (cross-lines) migradasen profundidad antes del apilamiento. Estas líneasse utilizaron para interpretar el horizonte objetivoen escala de profundidad, para su inclusión en elmodelo de velocidad.

Se hicieron iteraciones del procedimientocapa por capa dentro de cada bloque de fallahasta insertar el horizonte base en el modelo develocidad. Luego se utilizó el modelo de veloci-dad final para generar un volumen 3D migrado enprofundidad antes del apilamiento con una cua-drícula de 25 m por 25 m [82 pies por 82 pies]. Seefectuó la corrección de la curvatura residual, seapilaron los datos y se aplicó el procesamientocorrespondiente después del apilamiento.

Los nuevos datos en escala de profundidadmostraron mejoras notables con respecto a losdatos migrados en tiempo, aumentando la com-prensión del modelo estructural y la confiabilidad

en la localización de las fallas (arriba). La migra-ción en profundidad antes del apilamiento permi-tió la ubicación del segundo pozo exploratoriocerca de una falla principal, sin riesgo de encon-trar una unidad de yacimiento reducida e indicóque la falla estaba ubicada un poco más al oeste,incrementando el volumen del yacimiento. Estasmejoras en la generación de imágenes incidieronsignificativamente en la interpretación de la fallaque limita el yacimiento al este. Debido a lapobre calidad de las imágenes de los datos sís-micos migrados en forma tradicional, esta fallaaparecía como una falla normal que se inclinahacia el este. Pero la resolución superior de lasimágenes nuevas, permite observar que la fallaque limita el yacimiento es en realidad, una fallainversa que se inclina hacia el oeste, lo queagrega un bloque extra de yacimiento gasífero,limitado por la falla.

La interpretación estructural actualizada diocomo resultado un aumento de casi el 50% delgas original en sitio (página siguiente, abajo). Porotra parte, la mejor definición sísmica permitió lareducción de la incertidumbre asociada al cálculode reservas y facilitó la interpretación detallada delas fallas dentro del yacimiento, reduciendo elriesgo de dejar ciertos compartimientos sin drenar.

La sólida metodología adoptada en el trans-curso del proyecto, permitió la construcción deun modelo de velocidad preciso para esta áreacompleja. El volumen 3D migrado en profundidadantes del apilamiento, permitió mejorar conside-rablemente la calidad y confiabilidad de la ima-gen sísmica. La mejor calidad sísmica no sóloaumentó considerablemente el volumen apa-rente de la estructura, sino que también condujoa una interpretación mucho más detallada de lasfallas dentro del yacimiento. Esto permitió la pla-nificación más confiable de tres a cinco pozos dedesarrollo futuros. El yacimiento Q4-A fue puestoen producción en diciembre de 2000, apenas dosaños y medio después de haberse perforado elprimer pozo de exploración.

Migración en profundidad antes del apilamiento en tierraMuchas áreas prospectivas en tierra presentanlos mismos problemas de generación de imáge-nes que los observados en áreas marinas, perohasta hace poco las campañas sísmicas terres-tres eran menos eficaces en la generación deimágenes de estructuras complejas. Sinembargo, los proyectos terrestres de generaciónde imágenes en escala de profundidad están

14 Oilfield Review

12. Un gather de puntos comunes de la imagen (CIP, por sussiglas en inglés) está dado por la colección de todas lastrazas que se reflejan en el punto del subsuelo cuyaimagen se pretende generar. Este conjunto se crea buscando todos los rayos posibles en la geometría deadquisición y recolectando sólo los que se reflejan en el punto de interés.

Imagen en escala de tiempo, 1996 Imagen en escala de profundidad, 1999

CGA

> Comparación de las líneas sísmicas interpretadas, luego de migradas en tiempo y en profundidad, en el bloque Q4 del yacimiento. La interpretación de laimagen migrada en tiempo (izquierda) muestra un bloque de yacimiento limitado al oeste por una falla de cabalgamiento (amarillo) y al este por una fallanormal que se inclina hacia el este (negro). La interpretación de la imagen migrada en profundidad (derecha) modifica el resultado. La nueva interpretacióneleva la falla de cabalgamiento (línea blanca), agregando volumen al yacimiento hacia el oeste. La falla normal al este ya no se considera una falla límite.El límite del yacimiento reevaluado es una falla inversa que se inclina hacia el oeste (rojo), la cual no se había reconocido antes. En la imagen se indicael contacto aproximado gas-agua (CGA).

Verano de 2002 15

mostrando el mismo nivel de mejoramiento conrespecto a los métodos de migración en tiempoque sus contrapartes en el Golfo de México y elMar del Norte.

La exploración en el sur de Texas se caracte-riza por las complicaciones que plantean lasestructuras complejas que sobreyacen a los yaci-mientos potenciales. Las fallas crean sombrasque oscurecen la forma y disposición de las capasmás profundas. La generación de imágenes deobjetivos bajo “sombras de fallas” es un verda-dero desafío con las técnicas de migración entiempo, pero la migración en profundidad brindaimágenes mucho más claras y rasgos más razona-bles desde el punto de vista geológico.

Un ejemplo de los beneficios aportados por lamigración en profundidad antes del apilamientoestá dado por un levantamiento regional deWesternGeco consistente en 256 km2 [100 millascuadradas] al sur de Texas. Una imagen conven-cional migrada en tiempo que abarca una granfalla normal, muestra algunos de los problemastípicos observados en esta área (arriba). En estasección aparece un falso anticlinal pronunciado oun “abombamiento aparente” de reflexiones sís-micas, debajo de la falla. Además, las reflexionesdebajo de la falla parecen interrumpidas y tienenmenos continuidad que las reflexiones en el blo-que derecho de la falla, particularmente a lo largodel horizonte interpretado.

Q4-A

Q4-B

0 2000metros

pies 65600

Contorno del campo enbase a la antigua migraciónen tiempo

Fallas en base a la antiguamigración en tiempo

Fallas en base a la nuevamigración en profundidadantes del apilamiento

Área ganada

Contorno del campo en basea la migración en tiempo

< Aumento del gas originalmente en sitio resul-tante de la interpretación de los datos sísmicosmigrados en profundidad. La interpretación deestos datos se tradujo en fallas trasladadas delugar y en un aumento del 50% de las reservasde gas en el yacimiento. Las fallas de las anti-guas interpretaciones se indican en negro y lasde las nuevas, en azul. El aumento del tamañodel yacimiento se muestra en rosado.

Prof

undi

dad,

pie

s

10,000

12,000

14,000

Tiem

po, m

seg

2.2

2.4

2.6

2.8

Imagen en escala de profundidadImagen en escala de tiempo

> Sección migrada en tiempo (izquierda) y en profundidad (derecha) en el sur de Texas. En la imagen migrada en tiempo, las complejidades de veloci-dad producen un falso anticlinal inmediatamente a la izquierda del plano de falla indicado por las flechas. Además, las reflexiones en el ladoizquierdo de la falla parecen estar interrumpidas y tienen menos continuidad que las reflexiones en su lado derecho. La sección migrada en profundi-dad muestra estructuras levemente inclinadas y continuas en la sombra de la falla. El falso alto estructural que se oberva en los datos migrados entiempo se ha suavizado y la continuidad de las reflexiones se ha mejorado.

Estos problemas de generación de imágenesson provocados por la yuxtaposición de rocas dediferentes velocidades en ambos bloques de lafalla (página siguiente, arriba a la izquierda). Lascapas en el bloque alto o izquierdo de la falla, sibien son más antiguas que las del bloque dere-cho, están sobrepresionadas y tienen, por ende,velocidades sísmicas más bajas. Los contrastesde velocidad lateral hacen que los rayos sísmicosse curven al atravesar la falla. La curvatura de losrayos distorsiona la imagen sísmica en el domi-nio del tiempo.

La sección migrada en profundidad muestrauna imagen diferente. Las reflexiones en estasección tienen una inclinación menos abrupta enel lado izquierdo de la falla que la que muestranlas correspondientes reflexiones en la secciónmigrada en tiempo. El falso alto estructural se hareducido y se mejora la continuidad de las refle-xiones. La interpretación de la sección migradaen profundidad da como resultado una profundi-dad y forma diferentes de las capas que seencuentran debajo de la falla, generando poten-cialmente un objetivo exploratorio diferente.

La migración en profundidad ha resultado exi-tosa en otras partes del mundo donde se sabeque los resultados de la sísmica terrestre son pro-blemáticos. WesternGeco ha implementado pro-yectos de imágenes 3D en escala de profundidaden muchos de los países productores de petróleodel mundo, incluyendo Venezuela, Bolivia,

Argentina, Alemania, Rusia, Kazakhstán, Egipto,Libia, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Siria,China, Australia y Nigeria.

En busca del máximo potencial Los métodos actuales son mucho más precisosque los anteriores, pero aún no se ha explotadoal máximo el potencial de la técnica de genera-ción de imágenes en escala de profundidad. Laslimitaciones a superar se centran en torno a lacreación de un modelo de velocidad, la decisiónacerca de qué tipo de migración genera las mejo-res imágenes, y el tiempo requerido para cumpli-mentar los proyectos de generación de imágenesen escala de profundidad.

Diversos factores pueden complicar el pro-ceso de construcción del modelo. Uno de ellos esla anisotropía a la que se le ha prestado especialatención últimamente. Gran parte del subsueloes anisotrópico en lo que respecta a alguna pro-piedad física, tales como las propiedades elásti-cas, la permeabilidad o las propiedadeselectromagnéticas.13 La forma más simple de ani-sotropía elástica se denomina isotropía transver-sal (IT). Ésta se produce cuando la velocidadsísmica tiene un valor en dirección paralela a laestratificación y otro en dirección perpendicular,o transversal, a la estratificación. En los casostípicos de anisotropía IT, la velocidad paralela ala estratificación es mayor que la velocidad ensentido transversal.

Generalmente en el procesamiento de datossísmicos se ignora la anisotropía. Sin embargo,los efectos de una fuerte anisotropía puedengenerar un conjunto de datos deficientes si se laignora. El desconocimiento de la anisotropíapuede producir errores de posicionamiento deestructuras tanto en sentido vertical como hori-zontal.

Los efectos de la anisotropía pueden versecomo una forma no hiperbólica en los arribos pro-venientes de un reflector plano (página siguiente,arriba a la derecha). Las trazas con desplaza-mientos laterales grandes arriban antes de loprevisto con un modelo con velocidad isotrópicaporque han recorrido más distancia en la direc-ción horizontal más rápida.

La anisotropía se puede incorporar a unmodelo de velocidad con migración en profundi-dad antes del apilamiento. Esto arroja resultadossorprendentes (abajo).14 La generación de imáge-nes en escala de profundidad antes del apila-miento con un modelo de velocidad isotrópica,ofrece un panorama bastante claro de las capasde sedimentos volcadas por una intrusión salinaen el Mar del Norte. Sin embargo, las capas quequedan en la sombra del bloque salino colganteno son tan claras como podrían serlo, y las capasque se inclinan suavemente en el flanco inferiorde la sal, muestran un error de ajuste con las pro-fundidades de formación medidas en un pozo. Lageneración de imágenes en escala de profundi-

16 Oilfield Review

Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad isotrópica Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad anisotrópica

Tope del pozo Tope del pozo

> Imágenes en escala de profundidad antes del apilamiento en el Mar del Norte generadas con modelos de velocidad isotrópica (izquierda) y anisotrópica(derecha). La inclusión de un 10% de anisotropía en la velocidad de la sobrecarga ayuda a generar una imagen más clara de las capas que se truncan con-tra una intrusión salina y permite un mejor ajuste en escala de profundidad con los datos de pozo.

Verano de 2002 17

dad antes del apilamiento con un modelo queincluye 10% de anisotropía en la sobrecarga,genera un panorama más claro que se ajusta a losdatos de pozo.

La identificación de qué problemas de gene-ración de imágenes requieren modelos de veloci-dad anisotrópica y cuáles simplemente muestranla heterogeneidad de la velocidad, será más fácila medida que se ensayen nuevas áreas.

Los especialistas en procesamiento analizanqué tipo de migración es mejor para obtener imá-genes de volúmenes extremadamente comple-jos. La migración de Kirchhoff antes delapilamiento ha resultado particularmente efec-tiva en la generación de imágenes de depósitosde sal y de los ubicados debajo de la sal en elGolfo de México, pero en ocasiones no es muyefectiva para generar imágenes de rasgos ubica-dos debajo de cuerpos salinos irregulares. Dadoque este algoritmo utiliza trazado de rayos, erro-res pequeños en la forma o ubicación de la inter-fase salina pueden producir transformacionesartificiales de migración.

En este tipo de áreas, la migración antes delapilamiento por diferencia finita puede resultarefectiva. Este método utiliza extrapolación delcampo de ondas en vez de trazado de rayos ypuede generar mejores imágenes.15

La mayor eficiencia adquirida y la utilizaciónde sistemas de computación más poderosos hanpermitido acortar los ciclo de tiempo del proyecto.

Pero las compañías de servicios continúan siendopresionadas para obtener imágenes de áreas másextensas y con rapidez. Las compañías petrolerasy los contratistas deberían compartir la responsa-bilidad para definir marcos temporales realistas.

La migración en profundidad aporta una solu-ción viable a los complejos problemas de gene-ración de imágenes. Luego de observar ladiferencia entre datos en escala de profundidady secciones convencionales en el dominio deltiempo, los operadores generalmente cambiansus interpretaciones y sus planes, ya sea en rela-ción con la exploración de áreas prospectivas ocon el desarrollo de yacimientos. Por otra parte,visualizar la diferencia en una sección sísmicalleva a pensar que todos los demás datos obteni-dos en áreas complejas probablemente merezcanuna revisión. Algunos operadores ahora insistencon la generación de imágenes en escala de pro-fundidad antes de perforar en aguas profundas oen otras áreas de alto riesgo.

Otros, en cambio, se niegan a aplicar estatécnica debido a los costos de adquisición y pro-cesamiento de datos específicos a un objetivodado. En su opinión, esta tecnología es sólo paralos grandes operadores. Sin embargo, es posibleutilizarla en forma eficaz en materia de costoscon proyectos de múltiples clientes para mejorarla comprensión de los sistemas petroleros regio-nales. El enfoque adoptado por WesternGeco encuanto a la aplicación de imágenes en escala de

profundidad a conjuntos de datos especulativosde escala regional, está ayudando a poner la tec-nología a disposición de todas las compañíasoperadoras independientemente de su tamaño.

A medida que más operadores adquieran expe-riencia con la técnica, el proceso se irá tornandomás eficaz. Según los especialistas, en el futuro seobtendrán básicamente imágenes en escala deprofundidad de todos los datos sísmicos. —LS

13. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H:“The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6,no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

14. Bloor R, Whitfield P y Fisk K: “Anisotropic PrestackDepth Migration and Model Building,” Transcripcionesde la 63ra. Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001, artículo A-01.

15. Albertin U, Watts D, Chang W, Kapoor SJ, Stork C,Kitchenside P y Yingst D: “Improving Near-Salt-FlankImaging with Shot-Profile Wavefield-ExtrapolationMigration in the Gulf of México,” presentado en la 64ta.Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE, Florencia,Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.

10,736

11,696

12,464

13,232

14,000

Velo

cida

d de

inte

rval

o, p

ies/

seg

Prof

undi

dad,

pie

s

10,000

12,000

11,000

13,000

14,000

> Modelo de velocidad con migración en profundidad para un levantamientoal sur de Texas que muestra la falla interpretada en los datos sísmicos.

Tiem

po d

etrá

nsito

dob

le

Desplazamiento

Anisotrópico

Isotrópico

> Comparación de tiempos de arribo versus des-plazamiento lateral para una capa de velocidadisotrópica y otra de velocidad anisotrópica. Si lavelocidad de la capa fuera isotrópica, los arribosdefinirían la curva roja y si fuera anisotrópica, losarribos definirían la curva negra.

18 Oilfield Review

Orientación de los disparos en la dirección correcta

Jim Almaguer Jorge Manrique Saliya Wickramasuriya Sugar Land, Texas, EUA

Ali Habbtar Saudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Jorge López-de-Cárdenas Rosharon, Texas

David May Amerada HessAberdeen, Escocia

Alan C. McNally Dominion Exploration and Production, Inc.Oklahoma City, Oklahoma, EUA

Arturo Sulbarán Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Caracas, Venezuela

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Brad Hoffman, George Spencer y Mark Vella,Rosharon, Texas, EUA; James Garner, Dwight Peters y LeeRamsey, Sugar Land, Texas; Dale Logan, Caracas,Venezuela; y Mark Norris, Aberdeen, Escocia.En este artículo, ClearFRAC, CoilFRAC, DSI (herramientaSónica Dipolar), FMI (generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total), FracCADE, GVR(herramienta de resistividad GeoVision), HSD (Pistolas deAlta Densidad de Disparos), OrientXact, PowerFlow,PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SPAN (Programa deAnálisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger),UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) sonmarcas de Schlumberger.

Los disparos orientados minimizan las caídas de presión provocadas por la fricción y las

restricciones al flujo durante el fracturamiento hidráulico. Como resultado se obtienen

fracturas más anchas que permiten el uso de apuntalantes de mayor tamaño y concentraciones

más altas de los mismos, en combinación con fluidos de menor viscosidad y menos dañinos,

todo lo cual tiende a mejorar la conductividad de la fractura. En yacimientos pobremente

consolidados o formaciones con grandes contrastes de esfuerzos, los disparos correctamente

alineados maximizan la estabilidad del túnel dejado por ellos en la formación, lo cual ayuda a

mitigar la producción de arena.

Los operadores utilizan varias técnicas de dispa-ros para resolver problemas asociados con laestimulación del yacimiento y con el control de laproducción de arena, así como para satisfacerotros objetivos de terminación de pozos. La faseóptima, el espaciamiento entre disparos y laorientación correcta de los mismos facilitan elfracturamiento hidráulico y reducen la posibili-dad de influjo de arena a raíz del colapso deltúnel generado por los disparos.

También se efectúan disparos orientadospara prevenir el daño de los componentes de ter-minación del pozo, reparar canales de cementodetrás del revestidor, establecer comunicacióncon pozos de alivio durante operaciones de con-trol de presión y evitar el colapso del revestidoren pozos de gran inclinación.

Los operadores emplean las más modernastécnicas de evaluación e interpretación de for-maciones para la caracterización integrada deyacimientos, a fin de garantizar el éxito de la ope-ración de disparos. También aprovechan los con-tinuos avances en materia de herramientas deregistros geofísicos, pistolas bajadas con la tube-ría de producción (TCP, por sus siglas en inglés) ysistemas operados a cable que contribuyen a ali-near los disparos en una dirección previamentedeterminada.

El proceso para optimizar los tratamientos deestimulación utiliza los disparos orientados paraaumentar la eficiencia de las operaciones debombeo, reducir las fallas de tratamientos ymejorar la efectividad del fracturamiento hidráu-lico. Los ingenieros de terminación de pozos tam-

bién desarrollan estrategias de disparos orienta-dos que previenen la producción de arena y mejo-ran la productividad del pozo, medianteoperaciones de disparos diseñadas para inter-ceptar las fracturas naturales o penetrar sectoresdel pozo con mínimo daño de la formación.

Los esfuerzos horizontales máximos y míni-mos y el esfuerzo vertical ejercido por la sobre-carga litostática, describen las condiciones deesfuerzos locales en los yacimientos de gas ypetróleo. Las fracturas hidráulicas se inician ypropagan a lo largo de un plano preferencial defracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés), elcual define la trayectoria de menor resistenciaque resulta de las diferencias en la dirección ymagnitud de los esfuerzos de la formación. En lamayoría de los casos, el esfuerzo mayor se pre-senta en la dirección vertical, por lo que el PFP esvertical y yace en la dirección del siguienteesfuerzo mayor, el esfuerzo horizontal máximo.

Los disparos que no están alineados con elesfuerzo máximo tienden a producir trayectoriascomplejas de flujo cerca del pozo durante los tra-tamientos de fracturamiento hidráulico. Los flui-dos y apuntalantes deben abandonar el pozo, yluego girar dentro de la formación para alinearsecon el PFP. Esta “tortuosidad” causa fricción ycaídas de presión adicionales que aumentan losrequerimientos de energía de bombeo y limitanel ancho de la fractura, lo cual puede originararenamientos prematuros debido al bloqueo deapuntalantes y, en consecuencia, tratamientosde estimulación no óptimos.

Verano de 2002 19

La orientación de los disparos con el PFP per-mite a los ingenieros de terminación y a los pro-veedores de servicios de bombeo concentrarseen los procedimientos de tratamientos y diseñosde estimulación que generan óptimos resultados,tales como la inicialización de la fractura, la pro-pagación de la misma, el emplazamiento delapuntalante y la geometría final de la fractura—ancho, largo, altura y conductividad—en vez delflujo de fluidos dentro del pozo.

En algunas formaciones pobremente consoli-dadas o roca competente con altos contrastesentre los esfuerzos verticales y horizontales, elcolapso de la formación alrededor de los dispa-ros provoca producción de arena. Además,debido a que la roca yacimiento debe soportarmás sobrecarga durante la producción de los flui-dos y la consecuente disminución de la presiónde poro, los túneles de los disparos puedencolapsar al comprimirse la formación. La produc-ción de arena generalmente disminuye si los dis-

paros se orientan en las direcciones más esta-bles con mínimos contrastes de esfuerzos, redu-ciendo de este modo las caídas de presiónasociadas con el flujo, modificando así su geo-metría y creando distribuciones de esfuerzos máshomogéneas alrededor del pozo.

En pozos verticales, los disparos se puedenorientar en cualquier dirección, pero esencial-mente son horizontales. En pozos de gran incli-nación y pozos horizontales o pozos verticalesque atraviesan formaciones excesivamente incli-nadas, los disparos radiales se orientan en dife-rentes direcciones aleatorias dentro de la zonaobjetivo, dependiendo de la inclinación del pozoy del echado de la formación.

Los disparos efectuados en el lado alto de lospozos horizontales son generalmente más esta-bles y menos propensos a derrumbarse o a que-dar taponados con escombros. Los disparos sepueden orientar con una leve inclinación paralograr una óptima densidad de disparos y espa-

ciamiento entre sí, con el objetivo de aumentar laproductividad, reducir la caída de presión y mini-mizar la producción de arena. Por las mismasrazones, los disparos en pozos verticales se pue-den alinear unos pocos grados más allá del PFP.

Este artículo repasa las técnicas paradeterminar las direcciones de los esfuerzos de laformación y trata sobre los sistemas TCP y lasoperaciones a cable para orientar los disparos.Algunos casos de América del Norte, Mar delNorte, América del Sur y Medio Orientedemuestran los beneficios de los disparosorientados para mejorar la producción en aplica-ciones de estimulación de yacimientos y preven-ción de producción de arena. También seplantean las mejoras de los equipos y los facto-res que conducen al desarrollo de nuevos sis-temas para perfeccionar las capacidades de lastécnicas de disparos y reducir el ciclo de tiempodel fracturamiento hidráulico o de terminacionessin malla o cedazo.

Esfuerzos en el subsueloLos principios de la mecánica de las rocas indi-can que las fracturas hidráulicas se propagan enla dirección del esfuerzo horizontal máximo (SH).Cuando los disparos no se orientan con éste, lasfracturas viajan desde la base o tope del túnelalrededor del revestidor y cemento, o giran den-tro de la formación para alinearse con el PFP. Estere-alineamiento crea complejas trayectorias deflujo cerca del pozo, que incluyen puntos múlti-ples de iniciación de fractura; fracturas que com-piten entre sí posiblemente continuando supropagación; pasajes en el micro anillo con pun-tos de acuñamiento; y alas de fracturas que soncurvas y están pobremente alineadas con el pozoy los disparos (izquierda).

Las pruebas de laboratorio indican que lafalla, o colapso, de los túneles de los disparoscontribuye a que se inicie la producción de arenaen yacimientos pobremente consolidados o for-maciones con grandes contrastes de esfuerzos.1

Varios factores contribuyen a la producción dearena, incluyendo la resistencia de la roca, lamagnitud y dirección de los esfuerzos de la for-mación, los cambios de velocidades de flujo, elaumento de los esfuerzos debido a la caída depresión asociada con el flujo o el agotamiento delyacimiento, y a la producción de agua con eltiempo. Los disparos correctamente alineadoscon el esfuerzo máximo de la formación son másestables que aquellos alineados en otras direc-ciones (izquierda).

Mediante la determinación de las direccionesy magnitudes locales, los ingenieros de termina-ción de pozos diseñan estrategias de disparospara fracturamiento hidráulico orientado queapuntan a la dirección preferencial de propaga-ción de la fractura. En terminaciones sin cedazo,ellos apuntan a sectores más estables de la for-mación alrededor del pozo con contrastes deesfuerzos más bajos para prevenir o demorar laproducción de arena. Los métodos para determi-nar las magnitudes o direcciones de los esfuer-zos abarcan desde el acceso a catálogos de rocasy la interpretación de registros de imágenes delpozo, hasta la construcción de modelos geome-cánicos del subsuelo y efectuar levantamientosde perfiles sísmicos verticales (VSP, por sussiglas en inglés) (véase, “Mediciones sísmicasbien posicionadas,” página 34).

Las fracturas inducidas durante la perforacióndel pozo, generalmente ocurren también en ladirección del esfuerzo horizontal máximo, a lolargo del PFP; la ovalización del pozo por ruptura(breakout) ocurre cuando las concentraciones deesfuerzos cerca de la pared del pozo exceden laresistencia de la formación y pequeños trozos de

20 Oilfield Review

Puntos de acuñamiento

Disparos

CementoPozo

RevestidorCargas con fase de 90°

Plano preferencial defracturamiento (PFP)

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)PFP

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

SH

Sh

90°

> Consideraciones de estimulación. Si los disparos no están alineados con el plano preferencial defracturamiento (PFP), o el esfuerzo horizontal máximo (SH), el comienzo de la fractura puede ocurriren varios puntos distintos alrededor del pozo. Estos escenarios conducen a trayectorias de flujocomplejas, o tortuosidad, que aumentan las presiones de ruptura de la formación y las caídas depresión por fricción de los fluidos durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Los dispa-ros cercanos al PFP ofrecen el trayecto de menor resistencia y, en consecuencia, minimizan o eli-minan las restricciones vecinas al pozo. Los disparos correctamente alineados, perpendiculares alesfuerzo horizontal mínimo (Sh), son esenciales para la optimización de la estimulación y el fractu-ramiento hidráulico orientado.

Disparos inestables,inefectivos

60°

60°

Disparos inestables,inefectivos

Disparos estables,efectivos

Pozo

CementoRevestidor

Disparos estables, efectivos

Cargas con fase de 60°

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)


SH

Sh

> Consideraciones para el control de la producción de arena. En yacimientos pobremente consoli-dados y formaciones con grandes contrastes creados por ambientes tectónicos complejos, losdisparos que apuntan a un plano de esfuerzo mínimo en sectores estables alrededor de un pozo,ayudan a reducir o eliminar las fallas de disparos y el influjo subsiguiente de arena. Los disparosorientados juegan un papel clave en las terminaciones sin cedazo que previenen la producción dearena, ya que maximizan la estabilidad del túnel dejado por los disparos dentro de la formación.

Verano de 2002 21

1. Venkitaraman A, Behrmann LA y Noordermeer AH:“Perforating Requirements for Sand Prevention,” artículode la SPE 58788, presentado en el Simposio Internacionalsobre Control del Daño de la Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.

2. Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K,Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B:“New Directions in Sonic Logging,” Oilfield Review 10,no. 1 (Primavera de 1996): 40–55.

GRAPI0 200

Esfuerzo de cierrelpc/pie

Agua

Hidrocarburo movible

Agua movible

Petróleo

Calcita

DPR 400

Altura de la fractura

DPR 800

DPR 1200

DPR 1600

Cuarzo

Ilita

Agua ligada

Rayos gamma (GR)

12,000 4.31

4.31

4.31

4.94

4.71

4.71

4.66

4.66

4.66

4.66

4.63

4.63

4.63

4.63

4.62

4.62

0.285398

5401

5405

5409

5412

5416

5419

5423

5427

5430

5434

5437

5441

5445

5448

5452

5455

5459

5463

5466

5470

5473

0.28

0.28

0.24

0.22

0.22

0.20

0.20

0.20

0.22

0.22

0.22

0.22

0.22

0.27

0.27

0.689

0.689

0.689

0.605

0.547

0.547

0.532

0.532

0.532

0.547

0.547

0.547

0.547

0.547

0.666

0.666

12,050

12,100

12,150

API0 200Porosidadpie3/pie31 0

Relación volumétricavol/vol0 1

GR

Profundidad 1 : 24 pies

Presión de poro (lpc)

Módulo de Young(YM)

Relación de Poisson (PR)

API0 200YM de FracCADE

(MMlpc)0 10PR de FracCADE

(MMlpc)0 0.5PR de registro

0 0.5YM de registro

(MMlpc) (MMlpc)0 10

Esfuerzo de cierre zonificadolpc/pie0 1

Cambio de presión (DPR)(lpc)0 2000

DPR 400(lpc)0 2000

DPR 800(lpc)0 2000

DPR 1200(lpc)0 2000

DPR 1600(lpc)0 2000

lpc/pie0 1Gradiente del esfuerzo de cierre

> Evaluación de los esfuerzos de la formación. El registro de la herramienta Sónica Dipolar DSI ofreceuna de las técnicas más valiosas de evaluación de formaciones para determinar la magnitud y orienta-ción de los esfuerzos. Los ingenieros utilizan la herramienta DSI para estimar los perfiles de esfuerzosy las propiedades mecánicas de la formación. Los datos obtenidos de este registro, tales como la rela-ción de Poisson y el Módulo de Young (Carriles 4 y 5), se utilizan en los programas de modelado de esti-mulaciones, tal como la aplicación FracCADE que permite estimar el alto de la fractura; y para diseñar,optimizar y evaluar los tratamientos de fractura.

Pared del pozo

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)


Ovalización delpozo por ruptura

Fracturas inducidaspor la perforación

SH

Sh

< Deformación del pozo durante la perforación.La ovalización del pozo es una forma de falla delmismo. A medida que las barrenas de perfora-ción penetran una formación, las concentracio-nes de esfuerzos en, o cerca, de la pared delpozo exceden la resistencia de la roca, y trozosde la formación caen o se erosionan a lo largode un ángulo de 45° entre las direcciones de losesfuerzos mínimo y máximo. Los planos de fallaresultantes se combinan y hacen que el pozo sealargue en la dirección del esfuerzo mínimo, per-pendicularmente a la dirección del esfuerzomáximo, o PFP. La elongación del pozo es una delas mejores indicaciones de la dirección de losesfuerzos porque las ovalizaciones se forman enrespuesta directa a las condiciones locales. Si lapresión hidrostática es lo suficientemente alta,el proceso de perforación también crea fractu-ras someras en los pozos. Estas fracturas induci-das por la perforación ocurren en la direccióndel esfuerzo horizontal máximo, propagándosetípicamente en forma vertical hacia arriba yabajo del pozo. Las fracturas naturales general-mente poseen un ángulo de echado asociado, yse pueden diferenciar de las fracturas inducidasen las imágenes de la pared del pozo.

roca se desprenden durante la perforación(arriba). El pozo se alarga en la dirección delesfuerzo mínimo (Sh), que está a 90° con res-pecto al PFP. Varias herramientas de registros depozo abierto ayudan a los operadores a determi-nar las direcciones de los esfuerzos antes deefectuar los disparos.

La herramienta Sónica Dipolar DSI mide lostiempos de propagación de ondas de corte (ciza-llamiento) y de compresión, y proporciona medi-ciones exactas para establecer los gradientes ydirecciones de los esfuerzos locales, y las pro-piedades mecánicas de la formación, tales comola relación de Poisson y el Módulo de elasticidadde Young (derecha).2 Los programas de diseño defracturas como la aplicación FracCADE y otrosmodelos petrofísicos, utilizan esta informaciónpara optimizar y evaluar los tratamientos de esti-mulación por fracturamiento hidráulico, así comopara pronosticar la producción de arena.

En el modo bipolar cruzado, la herramientaDSI determina la orientación del PFP detectandola anisotropía de onda de corte, que general-mente resulta de las diferencias en las direccio-nes del esfuerzo horizontal máximo y mínimo. Laanisotropía acústica puede ser intrínseca oinducida por el esfuerzo. La anisotropía intrín-seca se puede provocar por estratificación,microestructura o fracturas naturales alineadas.

La anisotropía inducida por el esfuerzo es elresultado de las condiciones de sedimentación yde las fuerzas tectónicas. Los registros de imá-genes de la pared del pozo ayudan a distinguirentre la anisotropía intrínseca y la inducida por elesfuerzo.3

En fluidos base agua conductivos, el genera-dor de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal FMI genera una imagen eléctrica perimetralde la pared del pozo y proporciona informacióncuantitativa para el análisis de las fracturas. Losingenieros utilizan esta herramienta para visuali-zar las fracturas inducidas por la perforación y lasovalizaciones del pozo por ruptura, y para esta-blecer la orientación de las mismas (derecha).Este registro FMI muestra ovalización del pozo enla parte superior de la imagen y fracturas induci-das por la perforación en la sección más pro-funda.4

Al igual que la herramienta FMI, el generadorde Imágenes Ultrasónicas de la Pared del PozoUBI provee imágenes perimetrales del pozo. Sinembargo, debido a que genera imágenes acústi-cas en vez de eléctricas, la herramienta UBI sepuede correr en fluidos base aceite no conducti-vos para caracterizar las fracturas inducidas porla perforación y la ovalización del pozo (abajo a laderecha). Los registros de calibre de cuatro bra-zos orientados también proporcionan una indica-ción de ovalización del pozo por ruptura, pero noofrecen una cobertura perimetral del mismocomo las herramientas DSI, FMI y UBI. La herra-mienta de resistividad GeoVision GVR ofreceimágenes completas perimetrales de la resistivi-dad del pozo durante la perforación con fluidosconductivos.5

22 Oilfield Review

3. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S yLynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” OilfieldReview 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

4. Serra O: Formation MicroScanner Image Interpretation,SMP 7028. Houston, Texas, EUA: SchlumbergerEducational Services, 1989.Peterson R, Warpinski N, Lorenz J, Garber M, Wolhart Sy Steiger R: “Assessment of the Mounds Drill CuttingsInjection Disposal Domain,” artículo de la SPE 71378,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiem-bre al 3 de octubre de 2001.

5. Bonner S, Bagersh A, Clark B, Dajee G, Dennison M,Hall JS, Jundt J, Lovell J, Rosthal R y Allen D: “A NewGeneration of Electrode Resistivity Measurements forFormation Evaluation While Drilling,” Transcripcionesdel 35to. Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Tulsa, Oklahoma, EUA, 19 al 21 junio de1994, artículo OO. Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R:“Resistivity While Drilling—Images from the String,”Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 4–19.

7520

90°

7530

Echadode la

ovalización

Echado dela fracturainducidaAzimut del

patín 1

Calibres 2-4

Calibres 1-3

Rayos gamma

La ovalización del pozo por rupturaes perpendicular a las fracturas

inducidas por la perforación

7510

E S WN NProf.,pies

> Generación de imágenes de microrresistividad. En fluidos de perforaciónbase agua conductivos, los ingenieros utilizan el generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI para determinar la orientación de lasdeformaciones del pozo, tales como ovalizaciones y fracturas inducidas por laperforación. Este ejemplo del registro FMI muestra ambas anomalías, las cua-les aparecen como eventos de baja resistividad o de color marrón oscuro. Enla sección superior, se muestra la ovalización del pozo por ruptura con unaorientación norte-sur, y en la sección inferior se muestran las fracturas indu-cidas por la perforación con una orientación este-oeste. Tal como se espera,estos eventos se hallan a 90° de separación.

4

2

2

0

0Radio del pozo, pulgadas

Imágenes versus profundidad

-2

-2-4

4

-4

Profundidad X66.7 m

Desviación del pozo 37.7 grados

Tope 138.0 grados N 111.2 grados r/tope 0.8 pulgadas

X066

X067

X068

NTope

Ovalización del pozo

Ovalización del pozo

> Generación de imágenes sónicas. El generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBIutiliza una medición de la reflexión pulso-eco para proporcionar imágenes de alta resolución deltamaño y forma del pozo en fluidos de perforación base aceite no conductivos (izquierda). La ovaliza-ción del pozo provocada por las fallas de compresión en la pared del pozo conducen al alargamientodel pozo en la dirección del esfuerzo mínimo, perpendicular a la dirección del esfuerzo máximo y alplano preferencial de fracturamiento hidráulico (derecha).

Verano de 2002 23

Orientación de los disparosLas primeras aplicaciones de disparos orientadosocurrieron en pozos con tuberías de producciónmúltiples o duales. Las herramientas se desarro-llaron para asegurar que las pistolas dentro deuna sarta de tubería de producción no perforaranotros tubulares en el pozo. Hasta hace muy poco,las opciones de las operaciones de disparos conherramientas operadas a cable para este tipo depozos se limitaban a sistemas tales como elDispositivo de Orientación Mecánica y laHerramienta de Orientación a Motor (MOD y POT,por sus siglas en inglés respectivamente) deSchlumberger.

Con el sistema MOD, es seguro dispararcuando un calibrador de fleje tensado mide eldiámetro interno completo (ID) del revestidor. Lossistemas POT son herramientas motorizadas consensores que proporcionan datos en tiempo reala medida que rota la sarta de la pistola. Las car-gas de la pistola se orientan a 180° del calibra-dor o se alinean con un sensor específico(izquierda). El POT-B incluye un detector de rayosgama blindado para localizar las fuentes radioac-tivas corridas concurrentemente en otras sartasde tuberías de producción. El POT-C utiliza princi-pios electromagnéticos para detectar metales entuberías de producción vecinas o en sartas derevestimiento. El POT-C se desarrolló fundamen-talmente para detectar terminaciones adyacen-tes cementadas en un pozo único, pero tambiénse ha utilizado exitosamente dentro de un reves-tidor con dos sartas de tuberías de producción.

En el pasado, los operadores utilizaban fre-cuentemente sistemas bajados con la tubería deproducción para las operaciones de disparosorientados. Sin embargo, estas operaciones pue-den ser más complicadas y costosas que las ope-raciones a cable, particularmente si el pozo esvertical, el intervalo objetivo es relativamentecorto o si la operación de disparos se lleva a caboen condiciones de balance de presión; esto es,presión hidrostática dentro del pozo igual a lapresión de la formación. Para los pozos horizon-tales y de gran inclinación, los sistemas pasivosde disparos orientados operados a cable omediante la tubería de producción o con tuberíaflexible, utilizan pesos y articulaciones giratoriasexcéntricos para orientar las sartas de las pisto-las respecto del lado bajo de un pozo con las car-gas apuntando hacia arriba (arriba).

Existe una nueva tecnología para alinear conexactitud las pistolas TCP a lo largo de extensosintervalos en pozos desviados. El sistemaOrientXact incluye pesos para orientación pasivay secciones de pistolas unidas por articulacionesgiratorias con cojinetes de rodillo que manejangrandes cargas. Este sistema orienta pistolas consecciones de más de 300 m [1000 pies] de largopara disparar en una dirección determinada, conuna exactitud de 10°, tal como el lado alto de unpozo inclinado. Un innovador Dispositivo deConfirmación de Orientación (OCD, por sus siglasen inglés) mide y registra la dirección de los dis-paros con una resolución de 1°, lo cual brindadatos valiosos acerca de la orientación de losdisparos luego de recuperar las pistolas.

Dispositivo de OrientaciónMecánica (MOD)

Calibrador de fleje tensado

Revestidor

Tubería deproducción

Herramienta deOrientación a Motor

(POT) B o C

Metal máximo

Rota

ción

de

la h

erra

mie

nta

Metal mínimoHacia latubería

adyacente

Alejamientode la

tuberíaadyacente

> Técnicas de orientación. El Dispositivo deOrientación Mecánica (MOD) y la Herramienta deOrientación a Motor (POT) se desarrollaron paradisparar pozos con sartas de tuberías de produc-ción dobles o múltiples. Los operadores utilizanestas herramientas para garantizar que las pisto-las que se bajan en una sarta de tubería de pro-ducción no perforen otros tubulares en el pozo.

Pozo

Contrapesos

Revestidor

Cemento

Disparos verticales, fase de 0°

Carga

Disparo

Fuerza de gravedad Fuerza de gravedad

0°

Unión giratoria

> Orientación gravitatoria. La técnica de orientación pasiva para pistolas transportadas con herra-mientas operadas a cable, mediante tubería de producción o con tubería flexible, emplea contrape-sos excéntricos en combinación con transferencia balística y cabezas giratorias de la tubería de pro-ducción, y se vale de la atracción gravitatoria para orientar las pistolas en el lado bajo del pozo. Estatécnica requiere un registro direccional del pozo.

En pozos verticales, las técnicas TCP utilizangiroscopios en vez de orientación pasiva por atrac-ción gravitacional para orientar los disparos. Sebaja un giroscopio a través de la tubería de pro-ducción con cable y se asienta en un perfil deorientación que incluye una llave interna alineadacon las cargas de la pistola. La sarta de la tuberíade producción se rota desde la superficie hastaobtener la orientación requerida, y el empacadorse asienta hidráulicamente para evitar cualquierrotación adicional. El giroscopio verifica la orienta-ción de la pistola antes de ser removido para pre-venir el daño causado por la sacudida de ladetonación.

Cuando se desconocen las direcciones de losesfuerzos o no es posible orientar los disparos, laspistolas con alta densidad de disparos y con fase de60 o 120°, ayudan a garantizar que al menos algu-nos de los disparos estarán entre 25 y 30° respectode la dirección del esfuerzo máximo. Sin embargo,esta aproximación al azar requiere cargas huecas(premoldeadas) adicionales y no asegura que losdisparos estén estrechamente alineados con el PFP.

La herramienta de Disparos OrientadosOperada a Cable (WOPT, por sus siglas en inglés)de Schlumberger, que se puede correr en pozos ver-ticales e inclinados, representa el método másreciente para orientar pistolas operadas a cable

(abajo a la izquierda). El sistema WOPT, desarro-llado inicialmente para el fracturamiento hidráulicoorientado, se lo utiliza también en operaciones dedisparos para prevenir la producción de arena. Estaherramienta orienta pistolas estándar de AltaDensidad de Disparos HDS con fase de 0°, 180° uotra óptima en una dirección predeterminada. Eltipo de carga o la densidad de disparos dependende los requisitos de terminación, tales como el con-trol o la prevención de la producción de arena, y delos criterios de diseño de la fractura, tales como elcalibre del apuntalante, los regímenes de bombeo,las presiones de tratamiento y el flujo de produc-ción requerido.6

24 Oilfield Review

Cabezagiratoria

Transportadordel giroscopio

Pistola de AltaDensidad deDisparos (HSD),con fase de 180°

Inclinómetro paraOperaciones de

Disparos Operado aCable (WPIT) con

detector de collaresdel revestidor (CCL)

Fleje superior deldispositivo de

posicionamiento(WSPD)

Adaptadorindexado superior

Adaptadorindexado inferior

Fleje inferior deldispositivo de

posicionamiento(WSPD)

Pistola HSD

Revestidor

Cargas

Cargas

Carrera inicial del giroscopio

Orientación relativa, 0°

Revestidor

Carrera de disparo

Orientación relativa, 0°

PFP

PFP Pistola HSD

> Disparos orientados con herramientas operadas a cable. Un sistema típicode herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT, por sussiglas en inglés) está configurado con un dispositivo de posicionamiento conflejes contrapesados (WSPD, por sus siglas en inglés) y adaptadores de inde-xación por encima y debajo de pistolas estándar con fase de 0° o 180°. Lasarta de la herramienta incluye un giroscopio y un transportador, un Inclinó-metro para Operaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT, por sus siglasen inglés) con detector de collares del revestidor (CCL) y una cabeza giratoriaoperada a cable para desacoplar el esfuerzo de torsión acumulado en elcable de la herramienta. El giroscopio mide la inclinación y el azimut del pozo,y la dirección relativa de la herramienta—orientación de la sarta de la herra-mienta—respecto del norte verdadero durante una carrera inicial con pisto-las desarmadas (arriba a la derecha). La operación de disparos se lleva acabo en viajes subsiguientes según se requieran, sin el giroscopio y luego derotar, o volver a indexar, las pistolas en la superficie (abajo a la derecha). Elinclinómetro WPIT permanece en la sarta de la herramienta todo el tiempopara medir en forma independiente la desviación de la misma y la orientaciónrelativa de la herramienta, así como para confirmar que la sarta de la herra-mienta repita la orientación previamente establecida.

12,040

Prof., piesDiagramadel pozo

Baja Alta

Escala horizontal: 1:9.153Orientación norte

Amplitud

360 240 120

grados

Desviación delpozo/sonda

0 9

0

12,050

12,060

12,070

12,080

12,090

12,100

12,110

12,120

12,130

12,140

12,150

grados

Azimut del pozo/sonda

0 360

Pistola carrera 1

Pistola carrera 2

Pistola carrera 3

Pistola carrera 4

> Verificación de la orientación de los disparos. Luego de disparar, sepuede correr un registro con la herramienta de Imágenes UltrasónicasUSI orientada para confirmar que los disparos se hallan orientadoscorrectamente. En esta imagen USI, los disparos aparecen comolíneas finas debido a la escala de medición (Carril 3). Las profundida-des de los disparos requeridas aparecen en el diagrama del pozo mos-trado en el Carril 2. Este pozo se disparó en cuatro bajadas separadasde la pistola, utilizando una fase de 180° y dos disparos por pie (dpp)—un total de 118 orificios—orientados de noreste a sudoeste. La inclina-ción del pozo era de alrededor de 1.7°. La herramienta WOPT ha sidoempleada en pozos con inclinaciones tan bajas como de 0.3°.

Verano de 2002 25

Esta técnica depende del hecho de que a unaprofundidad determinada, las herramientas ope-radas a cable asumen una orientación preferidaen el pozo cuando los parámetros de la sarta—longitud, peso, distribución de la masa, velocidaddel cable y dirección—son constantes. En estoscasos, se utiliza una articulación giratoria paraminimizar los efectos perjudiciales de la torsión.La articulación giratoria desacopla la torsión acu-mulada en el cable de acero de la sarta de laspistolas, lo que permite que la herramientaadopte su posición natural o preferencial. Larepetibilidad observada de esta “posición natu-ral” fue clave en el desarrollo de la herramientaWOPT. La herramienta WOPT requiere dos viajes(carreras) para pozos verticales con inclinacionesmenores a 8°. La operación de disparos en pozoscon menos de 1° de inclinación requiere un cui-dado extra durante la realización de la tarea y suejecución puede requerir más tiempo.

El primer viaje, o carrera de “mapeo,” se rea-liza con pistolas desarmadas y con un giroscopio

que apunte al norte verdadero para determinar laorientación natural—azimut de la herramienta, odirección—de la sarta de la herramienta. Los dis-positivos de posicionamiento con flejes contrape-sados en la parte superior e inferior (WSPD, por sussiglas en inglés) ayudan a rotar las sartas de herra-mientas hacia el lado relativamente bajo del pozo.

Varios pases en cada dirección garantizandatos de orientación precisa para determinar larotación requerida de la pistola, o “indexación”para efectuar disparos orientados. Se puedenmapear zonas únicas o múltiples durante el viajeinicial dentro del pozo. El Inclinómetro paraOperaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT,por sus siglas en inglés), un componente integralde la herramienta WOPT, proporciona medicionesindependientes, continuas y en tiempo real de ladesviación de la herramienta y de la orientaciónde la misma respecto al lado alto del pozo.

Si se hallan disponibles datos confiables delevantamientos direccionales y las zonas objetivose encuentran en secciones del pozo con inclina-

ciones mayores a 8°, la operación de disparos sepuede completar sin necesidad de correr ungiroscopio. En este caso, las mediciones de incli-nación son extremadamente exactas y correla-cionan con el azimut del pozo. Luego dedeterminar el azimut de la herramienta, se rotanmanualmente las pistolas en la superficie conincrementos de 5°, utilizando adaptadores deindexación arriba y abajo de las pistolas paraorientar las cargas. El giroscopio se remueveantes de disparar para evitar el daño a causa dela sacudida experimentada durante la detonaciónde los disparos. El tubo transportador con ungiroscopio ficticio y el inclinómetro WPIT perma-necen en el sistema WOPT para mantener la lon-gitud y masa de la sarta de la herramienta.

Luego se baja nuevamente al pozo la sarta dela pistola WOPT. Los datos de orientación rela-tiva provenientes de la herramienta WPIT confir-man que la orientación de la herramientapreviamente establecida se repite. El pozo se dis-para una vez que la longitud y profundidad de lapistola se verifican mediante el análisis de regis-tros repetidos (izquierda). El sistema WOPTpuede alinear exactamente los disparos dentrode los 5° del azimut requerido. Debido a la nece-sidad de mantener constantes los parámetros dela sarta de la herramienta, la incapacidad paradetonar selectivamente más de una pistola porcarrera es una limitación común del sistemaWOPT. En pozos verticales, una pistola detonadaalteraría la orientación preferencial previamenteestablecida de la herramienta.

Los operadores han corrido el generador deImágenes Ultrasónicas USI para verificar que losdisparos estén correctamente alineados en ladirección deseada (página anterior, a la derecha).Los registros posteriores a las operaciones dedisparos indican que los disparos se producenconsistentemente dentro de los 10° del azimutrequerido. El sistema WOPT ha disparado conéxito pozos con inclinaciones desde 0.3° hasta58°. Los operadores habían aceptado el conceptode orientar los disparos para mejorar la eficienciay efectividad del fracturamiento hidráulico, perolo consideraban impráctico antes de la introduc-ción del sistema WOPT.7

6. Venkitaraman et al, referencia 1.Behrmann LA y Nolte KG: “Perforating Requirements forFracture Stimulations,” artículo de la SPE 39453, presen-tado en el Simposio Internacional sobre Control del Dañode la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al19 de febrero de 1998.

7. Pearson CM, Bond AJ, Eck ME y Schmidt JH: “Results ofStress-Oriented and Aligned Perforating in FracturingDeviated Wells,” artículo de la SPE 22836, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de1992.Pospisil G, Carpenter CC y Pearson CM: “Impacts ofOriented Perforating on Fracture Stimulation Treatments:Kuparuk River Field, Alaska,” artículo de la SPE 29645,presentado en la Conferencia Regional Occidental de laSPE, Bakersfield, California, EUA, 8 al10 de marzo de 1995.

Inclinación Alfa Xgrados

Inclinación Alfa Y grados

Desviación delpozo/sonda

Orientación relativa delos registros repetidos

CCL de los registros repetidos

Desviación del pozo/sondade los registros repetidos

-180 grados 180

0 grados 20

Orientaciónrelativa

Prof., pies

1.61.61.7

1.61.6

1.61.6

1.91.7

1.41.51.51.3

0.41.1

1.91.61.82.01.8

29.7

1.5

-7.7-0.8

-10.1

-8.9-13.0

-9.2-16.5

-15.7-6.4

-10.4-12.9

-3.4-4.6

-54.6-48.1

-34.8-35.0-40.3-33.9-42.8 -46.8

-6.9

Orientación relativa enlos registros repetidos

-180 grados 180

Inclinación X de los registros repetidos-25 25grados

Inclinación Y de los registros repetidos-25 25grados

Registro en posición

-1.6-1.6-1.7-1.5-1.5

-1.6-1.5

-1.9-1.6

-1.4-1.5-1.5-1.2

-0.2-0.7

-1.5-1.3-1.3-1.6-1.3

-19.7

-1.5

-0.2-0.0-0.3-0.2-0.3

-0.3-0.4

-0.5-0.2

-0.2-0.3-0.1-0.1

-0.3-0.8

-1.1-0.9-1.1-1.1-1.2

-21.0

-0.2

11,700 Disparos

> Verificación de la orientación de la pistola. Luego de orientar las pistolas en la superficie, el sistemaWOPT se baja nuevamente al pozo sin giroscopio. La herramienta WPIT permanece en la sarta pararepetir el registro en tiempo real. Si la orientación relativa de la herramienta (Carril 1) en carreras sub-siguientes coincide con la carrera inicial, la sarta de las pistolas está repitiendo la orientación prefe-rencial previamente establecida. Los datos de inclinación (Carril 3) se utilizan cuando no es posibledefinir la orientación relativa de la herramienta debido a los extremadamente bajos ángulos de incli-nación del pozo. Cuando la orientación de la sarta de la herramienta no se repite, las pistolas seextraen y se vuelven a indexar.

Fracturamiento hidráulicoLa operación de disparos es un aspecto esencial,sin embargo, generalmente se lo pasa por alto enlos tratamientos de fracturamiento hidráulico ycon ácido. El tamaño del orificio, la densidad delos disparos, la penetración, la fase de la pistola yla orientación de los disparos son todos aspectosimportantes. El descuidar cualquiera de estosparámetros puede conducir al arenamiento de lafractura, lo cual es muy perjudicial para la produc-ción en el largo plazo, además de agregar costosde terminación por tiempo adicional del equipo determinación y de las herramientas para limpiar lospozos, así como de malgastar apuntalantes y flui-dos de estimulación muy caros. El arenamientoprematuro de una fractura generalmente conducea estimulaciones menos que óptimas y tambiénpueden hacer más difícil el refracturamientohidráulico en el futuro.

En cualquiera de los casos, la producción esgeneralmente menor a lo esperado debido a laincompleta cobertura de la zona, la reducida lon-gitud de la fractura y la menor conductividad demisma. Para manejar los problemas de caída depresión por fricción causadas por los disparosdesalineados y las restricciones al flujo en las cer-canías del pozo, los operadores generalmente hanrecurrido a aumentar los regímenes y presiones debombeo, a utilizar fluidos de mayor viscosidad queson más dañinos, a preestimular con ácido, a repe-tir la operación de disparos y a bombear baches deapuntalante durante las etapas tempranas de untratamiento para erosionar las restricciones. Todosestos métodos agregan costos y, dependiendo delas condiciones existentes en el pozo y la forma-ción, su efectividad es cuestionable.

Los esfuerzos que actúan sobre la formacióncontrolan la iniciación y propagación de la frac-tura hidráulica. Los disparos alineados con ladirección del esfuerzo máximo optimizan elimpacto y la efectividad de las presiones de ini-ciación de la fractura y propagación de la misma,maximizando el número de orificios abiertos auna fractura hidráulica y permitiendo que los flui-dos fluyan directamente dentro de la trayectoriade menor resistencia; el PFP (derecha).8 Cuandolos disparos no están correctamente alineados enel campo de los esfuerzos, la tortuosidad de latrayectoria del flujo aumenta las presiones de ini-ciación de la fractura y la fricción del fluidodurante las operaciones de bombeo. Estas pérdi-das disipan la energía hidráulica, lo cual limita lageometría de la fractura e incrementa la potenciade bombeo requerida durante los tratamientos deestimulación. Las consecuencias son posiblesarenamientos prematuros, concentraciones yvolúmenes finales de apuntalante reducidos, ymayores costos por la tarea.

Una estrategia de disparos y fracturamientohidráulico orientados minimiza o elimina las pér-didas de presión cerca del pozo. El diseño y laimplementación del fracturamiento hidráulicopueden concentrarse en la creación de fracturasanchas y conductivas, y en el transporte de apun-talante, más que en el flujo de fluidos en la regióncercana al pozo.9 Esto también permite a los inge-nieros de terminación diseñar programas de frac-turamiento hidráulico más agresivos conconcentraciones más altas o con apuntalantes demayor calibre, y fluidos menos viscosos, y menosdañinos, tales como los sistemas viscoelásticosClearFRAC, diseñados para mejorar la conductivi-dad de la fractura y la productividad del pozo.

Los disparos orientados también contribuyena optimizar los tratamientos de estimulacióncuando las operaciones se encuentran restringi-das por la presión o las limitaciones del régimende bombeo y restricciones en los volúmenes defluidos y apuntalantes. Estas aplicaciones inclu-yen pozos con tuberías de producción de diáme-tro reducido y estimulaciones selectivas tipoCoilFRAC, efectuadas con tuberías flexibles.10

Además de las nuevas oportunidades parafracturamiento hidráulico con tubería flexible, losdisparos orientados pueden eliminar la necesidadde bombear a través de la tubería de produccióny proteger el revestidor de presiones de inyecciónexcesivas, particularmente en formaciones que

26 Oilfield Review

Disparos

CementoPozo

Revestidor

Plano preferencial defracturamiento (PFP)

PFP

180°

Cargas con fase de 180°

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)


SH

Sh

Puntos de iniciaciónmúltiples y fracturas anulares

Disparosdesalineados

Disparos orientadosadecuadamente

Fractura simplede dos alas

> Optimización del fracturamiento hidráulico. La orientación de los disparos en la dirección delesfuerzo horizontal máximo mejora la eficiencia y efectividad de los tratamientos de estimula-ción de la formación. Los disparos alineados con el PFP reducen o eliminan la tortuosidadcerca del pozo y las restricciones al flujo (arriba). En las pruebas de laboratorio de iniciaciónde fracturamiento hidráulico efectuadas sobre bloques de formación sometidos a esfuerzostriaxiales, los disparos en la dirección del PFP originaron una fractura única o de doble aladominante con tortuosidad mínima y presiones de inyección reducidas (abajo a la izquierda).En las mismas pruebas, los disparos desalineados dieron lugar a fracturas múltiples, en com-petencia entre sí, que se iniciaron en varios puntos del perímetro del pozo y se propagaronalrededor de la interfase cemento-formación (abajo a la derecha).

Verano de 2002 27

son difíciles de tratar debido a las altas presionesde ruptura. En algunos casos, las presiones másbajas de iniciación y propagación de la fracturahacen posible bombear a través del revestidor, locual reduce el costo y la complejidad del fractu-ramiento hidráulico efectuado a través de tube-rías de calidad superior y alta resistencia.

En marzo de 2000, Louis Dreyfus Natural GasInc. (ahora Dominion Exploration and ProductionInc.) perforó el Pozo ETA-4 en el sureste deNuevo México, EUA (derecha). No se disponíandatos de presión, pero se midió una presión defondo de 2000 lpc [13.8 Mpa] en el pozo vecino.Los registros geofísicos ayudaron a identificaruna zona homogénea, de alta calidad, de 3 m [10pies] en la formación Morrow con cerca de 14%de porosidad y 20% de saturación de agua. Losnúcleos laterales ayudaron a confirmar estosvalores. Una zona de esta calidad debería produ-cir naturalmente, pero la alta permeabilidad y labaja presión hacen a la formación susceptible aldaño provocado por los fluidos de perforación yterminación. Una separación significante entrelas curvas de resistividad confirmó una invasiónprofunda, de modo que el operador quiso diseñaruna estimulación por fracturamiento hidráulicopara sortear el daño.11

En esta formación, estimulaciones anterioresllevadas a cabo con fluidos base agua fueronmarginalmente exitosas porque estas areniscasque contienen gas son de baja presión, sonpotencialmente sensibles al agua y su permeabi-lidad cubre un amplio rango. Si es posible, lospozos se terminan naturalmente sin estimula-ción, pero aquéllos en áreas de baja permeabili-dad deben ser hidráulicamente fracturados;generalmente con resultados marginales. Losoperadores conducen los tratamientos de esti-mulación de la formación Morrow con cautela.Para resolver la sensibilidad al agua y evitar unarenamiento, se utilizan frecuentemente fluidosmenos viscosos, energizados y con bajas concen-traciones de apuntalante, los que generan fractu-ras angostas y de baja conductividad.

Estudios realizados en la zona, sugieren quelos resultados pobres obtenidos se debieron a lasarcillas sensibles al agua, o a los efectos de lapresión capilar que reducen la permeabilidadcuando las zonas se exponen a los fluidos defracturamiento hidráulico. Además, la baja pre-sión del yacimiento exacerba los efectos capila-res. Estas cuestiones se resolvieron efectuandotratamientos energizados con nitrógeno [N2] odióxido de carbono [CO2] y utilizando metanol enlos fluidos de fracturamiento. Sin embargo, losresultados de la estimulación con los sistemasenergizados han sido inconsistentes. En zonas de

permeabilidad más alta, los pequeños tratamien-tos de fracturamiento hidráulico energizados sor-tean con efectividad el daño cerca del pozo, peroen zonas de más baja permeabilidad donde lalongitud de la fractura es crítica para la óptimaproductividad, los resultados con dichos siste-mas son inconsistentes.

Estos tratamientos resuelven el tema de lasensibilidad al agua, pero la baja viscosidad, laalta caída de presión por fricción y los requeri-mientos químicos incrementan los costos y elriesgo de un arenamiento. Las concentracionesmás bajas de apuntalante y el frecuente arena-miento prematuro dejan los pozos produciendoconsiderablemente menos que su pleno potencial.Para maximizar la producción, se necesitan dise-ños de fracturas hidráulicas que desarrollan unancho hidráulico adecuado y transportan mayoresconcentraciones y volúmenes de apuntalante.

La calidad del yacimiento en el pozo ETA-3,terminado dos meses antes, fue similar a la delpozo ETA-4, pero su espesor era un 50% menorque el de su vecino. Este último pozo se disparóconvencionalmente con pistolas recuperables de4 pulgadas con 4 disparos por pie (dpp), una fasede 60° y fue estimulado con un fracturamientohidráulico, efectuado a través del revestidor de 5pulgadas con fluido energizado con CO2 y apun-talante cerámico artificial de alta resistencia.Durante el tratamiento, la presión de superficiese elevó a 5000 lpc [34.4 MPa] y la concentraciónmáxima alcanzó las 4 libras de apuntalante agre-gado (laa). El aumento de presión cerca del finaldel tratamiento indicó un posible arenamiento.La producción posterior a la estimulación seestabilizó en 1.7 MMpc/D [48,700 m3/d], con unapresión de flujo de tubería (FTP, por sus siglas eninglés) en superficie de 500 lpc [3.4 MPa].

El operador decidió utilizar el sistema WOPTde Schlumberger para alinear las Pistolas de AltaDensidad de Disparos HSD con 6 dpp y una fasede 180° a lo largo del PFP. Utilizando los datos delregistro FMI, los ingenieros determinaron que enel pozo ETA-4 la dirección del esfuerzo máximoera de noroeste a sudeste. Era posible una mayorconcentración de apuntalante—6 versus 4 laa—para aumentar el ancho de la fractura porque losdisparos orientados reducían el riesgo de un are-namiento prematuro, como consecuencia de latortuosidad de las cercanías del pozo.

Debido a que la calidad del yacimiento eraequivalente al del pozo ETA-3 y su espesor era eldoble, el operador esperaba que el pozo ETA-4fuera excelente, pero la producción luego de laoperación de disparos fue sólo de 500 Mpc/D[14,300 m3/d], con una FTP de 220 lpc [1.5 MPa].Esta producción era equivalente a una termina-

ción extremadamente dañada con un factor dedaño de +45. Para aprovechar al máximo la calidaddel yacimiento, el operador quería diseñar unafractura más conductiva utilizando una concentra-ción de apuntalante mayor. Sin embargo, las pre-siones de tratamiento en el pozo vecino indicaronun posible arenamiento a una concentración de 4laa, de manera que esto no resultaría fácil.

8. Behrmann y Nolte, referencia 6.9. Nelson DG, Klins MA, Manrique JF, Dozier GC y Minner

WA: “Optimizing Hydraulic Fracture Design in theDiatomite Formation, Lost Hills Field,” artículo de la SPE 36474, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9 de octubre de 1996. Manrique JF, Bjornen K y Ehlig-Economides C:“Systematic Methodology for Effective Perforation andFracturing Strategies,” artículo de la SPE 38630, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.Manrique JF y Venkitaraman A: “Oriented Fracturing—APractical Technique for Production Optimization,” artí-culo de la SPE 71652, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

10. Para mayor información sobre estimulaciones selectivascon tubería flexible CoilFRAC, consulte: Degenhardt KF,Stevenson J, Gale B, González D, Hall S, Marsh J yZemlak W: “Aislamiento y estimulación selectivos,”Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 60–80.

11. Logan WD, Gordon JE, Mathis R, Castillo J y McNally AC:“Improving the Success of Morrow Stimulations the Old-Fashioned Way,” artículo de la SPE 67206, presentado en elSimposio de Operaciones de Producción de la SPE,Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 24 al 27 de marzo de 2001.

Nuevo México

CANADÁ

EUA

> Estimulaciones por fracturamiento hidráulicoen la formación Morrow. En las areniscas gasífe-ras de la formación Morrow, en el sudeste deNuevo México, EUA, se han intentado muchasestrategias diferentes de fracturamiento hidráu-lico y terminación de pozos.

A 6 laa, la estimulación en el programaFracCADE muestra una longitud de fractura de 91m [300 pies] y un ancho de 3.8 mm [0.15 pulg],más del doble de ancho de un diseño de 4 laa(abajo). Este tratamiento parece sobredimensio-nado, pero la experiencia local sugiere que puederequerirse un diseño que apunte a una longitudde fractura de 91 m para obtener una fracturaconductiva efectiva de 60 m [200 pies], conside-rando el potencial daño de conductividad de frac-tura luego del cierre de la fractura y del comienzode la producción.

Las presiones de tratamiento realzan elimpacto positivo de los disparos orientados en laejecución de la tarea (próxima página, arriba a laizquierda). Los regímenes de bombeo para los dostratamientos de estimulación son idénticos—30bbl/min [4.7 m3/min]—pero el fracturamientoconvencional alcanza una presión de tratamientode 5000 lpc, mientras las presiones para el frac-turamiento hidráulico orientado varían entre 3000y 4000 lpc [20 y 27 MPa].

Otro indicador importante de los beneficios delos disparos orientados es la respuesta de presiónluego de detener el bombeo. En el trabajo con-vencional, tomó 15 minutos para que la presiónalcanzara 3000 lpc, sugiriendo que la presión netaestaba aumentando y este trabajo se hallabacerca del arenamiento. Para la fractura orientada,la presión se estabilizó casi inmediatamente,sugiriendo que se podrían haber emplazado con-centraciones de apuntalante más altas.

La historia de producción del pozo ETA-4indicó una estimulación exitosa. La producciónposterior al fracturamiento fue de 3.5 MMpc/D [1 millón m3/d] con una FTP de 1280 lpc [8.9 MPa],comparado con 500 Mpc/D y una presión de flujode 220 lpc antes de la estimulación. El objetivodel fracturamiento hidráulico consistía en sortearel daño de perforación y una buena medida deléxito del mismo está dada precisamente por elfactor de daño. La producción posterior a la esti-mulación de 3.5 MMpc/D indica que el factor dedaño se redujo de +45 a –4.

El análisis mostró que con una concentraciónde apuntalante máxima de 4 laa y un ancho defractura de 1.5 mm [0.60 pulg], el pozo ETA-4debería producir 2.2 MMpc/D [63,000 m3/d] conuna FTP de 1280 lpc. Si el ancho de la fractura esde 3.8 mm, la producción aumentaría a 3 MMpc/D[85,000 m3/d] con una FTP de 1280 lpc. En reali-dad, el pozo produjo más, sugiriendo una fracturalevemente más ancha. Los disparos orientadospermiten utilizar una concentración de apunta-lante más alta, a la vez que evitan un arena-miento prematuro y la necesidad de limpiar lospozos luego de fracturar. Esto dio como resultadoun incremento de 1.3 MMpc/D [34,000 m3/d] ylos costos adicionales incurridos en las operacio-nes de disparos se pagaron con sólo tres días deproducción.

En algunas áreas, las aplicaciones de fractu-ramiento hidráulico incluyen objetivos de termi-nación más que el sólo tratamiento para mejorarla productividad. El campo Scott, operado porAmerada Hess en el sector central del Mar delNorte del Reino Unido, está sujeto a una produc-tividad deteriorada debido a depósitos de asfal-teno e incrustaciones en y alrededor de lospozos.12 La repetición de la operación de dispa-ros, la inyección de disolventes de incrustacio-nes, y la creación de fracturas cortas conexplosivos transportados por los fluidos, fuerontratamientos de remediación no exitosos debidoa la severidad de este daño. La única opción quequedaba para sortear el daño de la formación fueun tratamiento de estimulación por fractura-miento hidráulico; algo que es costoso enambientes costa afuera.

Este desafío, sin embargo, motivó la investi-gación de nuevos métodos y novedosas tecnolo-gías para garantizar el éxito. Amerada Hessconjuntamente con el Grupo de Mejoramiento dela Producción de Schlumberger (PEG, por sussiglas en inglés) identificó el pozo J9 como can-didato a una estimulación por fracturamientohidráulico sobre la base de la producción exis-tente versus la productividad potencial, el áreade drenaje, el soporte de presión de un pozo deinyección cercano y el acceso al pozo.13 La pro-ducción de petróleo alcanzó un pico de 5700 B/D[906 m3/d], pero declinó progresivamente a pesardel aumento de presión del yacimiento. La pre-sión en el bloque limitado por fallas subió de4000 lpc [27.6 MPa] a más de 9000 lpc [62MPa]después de que comenzara la inyección de agua.

Los registros de producción y de calibre depozo entubado, revelaron que la producción prove-nía principalmente de una zona superior y habíaacumulación de agua e incrustaciones en los dis-paros inferiores. El operador sospechó que habíauna combinación de formación de incrustaciones y

28 Oilfield Review

Prof

undi

dad,

pie

sPr

ofun

dida

d, p

ies

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fracturaen el pozo, pulg

4 laa

6 laa

Longitud de la fractura, pies

Concentraciónde apuntalante

8 9 10 0.1 0 0 200 400 6000.1

0.1 0.10 0 200 400 600

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.10.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

X1900

X2000

X2100

X2200

X2300

X2400

X1900

X2000

X2100

X2200

X2300

X24008 9 10

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fracturaen el pozo, pulg

Longitud de la fractura, pies

Concentraciónde apuntalante

La mayor concentraciónde apuntalante

La mayor concentraciónde apuntalante

Longitud de lafractura, 300 pies

Longitud de lafractura, 400 pies

> Conductividad de la fractura. La orientación de los disparos es clave en el diseño e implementación detratamientos de fracturamiento hidráulico destinados a generar fracturas más anchas y más conductivas.Dos diseños de fracturamiento alternativos del pozo ETA 4 poseían alturas y longitudes de fractura simila-res, pero la fractura efectuada con 4 libras de apuntalante agregado (laa) posee un ancho menor a lamitad (arriba) del de la fractura llevada a cabo con 6 laa (abajo).

Verano de 2002 29

sulfato, migración de finos y una posible acumula-ción de asfalteno, prevalecientes en otras partesdel campo. Volver a disparar el intervalo completono produjo ningún efecto en la producción.

El fracturamiento hidráulico era la únicaopción práctica que quedaba. Sin embargo, lacompleja y fallada estructura y las fuerzas tectó-nicas extremas, crean las condiciones para frac-turas hidráulicas potencialmente angostas y unposible arenamiento prematuro. Las altas desvia-ciones del pozo exacerban aún más las restriccio-nes cerca del pozo y complican las operacionesde fracturamiento hidráulico.

Se repitió la operación de disparos en unintervalo limitado, utilizando el sistema WOPTpara alinear las pistolas con una fase de 180° enla dirección del esfuerzo máximo, de modo deminimizar las pérdidas de presión debido a la tor-tuosidad de la fractura. Se obtuvo un azimut delPFP de 46° a partir de la anisotropía de la onda decizallamiento, de las mediciones con calibradorde cuatro brazos en pozo abierto y de las imáge-nes de la pared del pozo. El operador seleccionócargas PowerFlow para orificios de gran diámetroa 6 dpp, así como para reducir la incertidumbreacerca de la alineación de los disparos con el PFPy minimizar la fricción en los disparos. Estaopción también contribuyó a garantizar la fracturamás ancha posible para mitigar el daño posteriora la estimulación debido a la turbulencia del flujodurante la producción subsiguiente.

Aún con un azimut del pozo de 40° frente alintervalo objetivo, los ingenieros estimaron queuna fractura hidráulica se propagaría casi enlínea con el pozo. A pesar de contar con un azi-mut favorable del pozo, Amerada Hess decidiómitigar la posibilidad de un arenamiento debidoa un escaso ancho de fractura o a múltiples frac-turas cerca del pozo. Esto se logró volviendo adisparar sólo 10 pies y taponando nuevamentepara reducir el intervalo de inyección, aúncuando esto podría resultar en un flujo conver-gente, posiblemente turbulento, bajo condicionesde producción (arriba a la derecha).

La preocupación más importante era lograruna conductividad de fractura adecuada y man-

tener la productividad dada la alta propensión ala acumulación de incrustaciones en los pozos yen la matriz de la formación. Los tratamientos defracturamiento hidráulico reducen las caídas depresión durante la producción, lo cual disminuyela potencial acumulación de incrustaciones.

12. Norris MR, Gulrajani SN, Mathur AK, Price J y May D:“Hydraulic Fracturing for Reservoir Management:Production Enhancement, Scale Control and AsphaltinePrevention,” artículo de la SPE 71655, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

13. Para mayor información sobre el Grupo deMejoramiento de la Producción (PEG), consulte: Bartz S,Mach JM, Saeedi J, Haskell J, Manrique J, MukherjeeH, Olsen T, Opsal S, Proano E, Semmelbeck M, SpaldingG y Spath J: “Let’s Get the Most Out of Existing Wells,”Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 2–21.

7000

8000

5000

6000

3000

4000

1000

0

2000

35

40

25

30

15

20

5

0

10

84 87

Pres

ión,

lpc

Régi

men

de

bom

beo,

bbl

/min

90 93 97 100 103Tiempo de bombeo, min

106 109 113 116 119 122 125 129

Disparos convencionales, 4 laa

Disparosorientados, 6 laa

Régimen de bombeo enel pozo ETA-4Disparos orientados

Régimen de bombeo enel pozo ETA-3Disparos convencionales

Presión de tratamientoDisparos orientados

Presión de tratamientoDisparos convencionales

> Comparación entre tratamientos de fracturamiento orientado y con-vencional. La mejora más importante se observa en el comportamientode la presión de tratamiento en superficie. A medida que las concen-traciones de apuntalante aumentan de 1 a 4 laa en el pozo ETA 3 y de 1a 6 laa en el pozo ETA 4, las presiones de tratamiento son significativa-mente menores en el pozo ETA 4 (púrpura) que en el pozo ETA 3 (azul).Esta mejora se logró como resultado de orientar los disparos en ladirección del esfuerzo máximo, o PFP.

ÁFRICA

EUROPA

Mar del Norte

> Fracturamiento hidráulico de pozos de gran inclinación. A medida que lospozos se apartan del plano preferencial de fracturamiento (abajo), los dis-paros deberían orientarse y agruparse sobre intervalos más cortos paraoptimizar la comunicación con una fractura dominante (centro). Debido aque el azimut del pozo era de 40° y el azimut del PFP era de 46°, AmeradaHess escogió utilizar esta estrategia para estimular por fracturamientohidráulico el pozo J9 del campo Scott en el Mar del Norte (arriba), a losefectos de reducir la posibilidad de un arenamiento prematuro como con-secuencia de múltiples fracturas iniciándose cerca del pozo, con la corres-pondiente reducción del ancho de fractura.

Además, se utilizó un apuntalante especial im-pregnado con un químico inhibidor de incrustacio-nes, para brindar protección en el largo plazo a lafractura apuntalada y a los tubulares del pozo. Lacolocación de inhibidor junto con el apuntalanteaseguró la distribución dentro de la formación, yse perdió menos inhibidor durante el contraflujo ylimpieza de los fluidos de tratamiento. El inhibidorde incrustaciones no reacciona con fluidos de frac-turamiento hidráulico y permanece inactivo en lasuperficie del apuntalante hasta que es activadopor el agua de formación.

Una prueba de inyectividad previa al fractura-miento hidráulico indicó una fricción extremada-mente baja causada por la tortuosidad del pozo,sólo 200 lpc [1.4 Mpa] durante la iniciación de lafractura. El tratamiento con apuntalante tambiénexhibió efectos insignificantes cerca del pozo y norequirió baches con ácido o apuntalante durantela inyección del colchón para romper la formacióny erosionar las restricciones. Esto indicó que losdisparos orientados eliminaron las restriccionesal flujo, y que las alas de la fractura estabancorrectamente alineadas con el pozo.

La combinación de disparos orientados y frac-turamiento hidráulico con apuntalante impreg-nado con inhibidor de incrustaciones, aumentó laproducción de petróleo de 120 B/D [19m3/d] amás de 2500 B/D [397 m3/d]; veinte veces mayor(próxima página, abajo). La estimulación por frac-turamiento hidráulico arrojó un factor de daño de–2, mientras que el factor de daño anterior al tra-tamiento era de +80. El apuntalante impregnadocon inhibidor de incrustaciones previno la rápidadeclinación en la productividad que experimentóel pozo cuando fue colocado bajo soporte deinyección. La alta productividad sostenida pagóesta intervención en sólo 14 días de producción.

Como resultado del tratamiento aplicado en elpozo J9, el grupo PEG inició un programa de iden-tificación de pozos candidatos para evaluar elpotencial de estimulación por fracturamientohidráulico de otros pozos en el campo Scott. Esteprograma está ayudando a Amerada Hess a com-pensar la declinación de la producción del campoy a recuperar reservas adicionales potenciales.Las estrategias de fracturamiento hidráulicoorientado y la técnica de disparos WOPT tambiénhan sido aplicadas exitosamente en Canadá y elGolfo de México.

Prevención de producción de arenaAunque los métodos de control de producción dearena son necesarios en muchas terminaciones,las velocidades de flujo restringidas pueden hacerque los filtros mecánicos y el empaque de gravapara el control de la producción de arena resultenimprácticos o antieconómicos en pozos de altaproductividad.14 En algunos yacimientos pobre-mente consolidados y formaciones con esfuerzosanisotrópicos, las tecnologías de terminacionessin cedazo y de disparos orientados pueden maxi-mizar la estabilidad del túnel dejado por los dis-paros y reducir o eliminar la producción de arenasin restringir la producción del pozo (arriba).Mediante la determinación de las direcciones ymagnitudes de los esfuerzos locales, los ingenie-ros de terminación de pozos apuntan a áreas másestables de la formación alrededor de un pozo ycon mínimo contraste de esfuerzos, y evitan sec-tores menos estables con grandes contrastesentre los esfuerzos horizontales y verticales.

Los disparos con diámetros más pequeños, lamayor densidad de disparo, la fase óptima de lapistola y el máximo espaciamiento entre orificios,

así como la técnica de disparos orientados ayu-dan a prevenir la producción de arena de los yaci-mientos pobremente consolidados. Cuando serequieren altas densidades de disparo, la fase dela pistola se ajusta para orientar los disparoslevemente hacia cada lado de la dirección delcontraste del esfuerzo mínimo, a los efectos demaximizar el espaciamiento entre disparo y dis-paro. Esto optimiza la productividad del pozo yayuda a prevenir o demorar la producción dearena a lo largo de la vida útil de un pozo. Losmodelos geomecánicos y las pruebas de labora-torio determinan la desviación aceptable res-pecto de un azimut objetivo, típicamente cercade los 25 a 30°, o menos.

A partir de un estudio geomecánico detalladoacerca de las direcciones y distribución de losesfuerzos locales, Petróleos de Venezuela S.A.(PDVSA) aplicó la técnica de fase óptima de lapistola y los disparos orientados para prevenir laproducción de arena.15 La producción de arena esun problema mayor en el yacimiento Eoceno Cdel Lago de Maracaibo, Venezuela. Esta areniscaes competente y consolidada, pero como resul-tado de la tectónica compleja, el esfuerzo hori-zontal máximo es significativamente mayor queel esfuerzo vertical, el cual es similar en magni-tud al esfuerzo horizontal mínimo. El gran con-traste entre los esfuerzos horizontales mínimo ymáximo genera una importante producción dearena en los pozos verticales.

30 Oilfield Review

14. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:“Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1991): 41–53.Syed A, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B,Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D yTroncoso J: “Empaque de grava en pozos horizontalesde alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoñode 2001): 52–75.

15. Sulbaran AL, Carbonell RS y López-de-Cárdenas JE:“Oriented Perforating for Sand Prevention,” artículo de

Disparos

Tratamiento coninhibidor químico

Fractura apuntalada o de formación con unpreflujo que incluye inhibidor de incrustaciones o

apuntalante impregnado con inhibidor de incrustaciones

Apuntalante cubierto conresina o arena sujeta

en sitio con fibras PropNET

Terminación sin cedazo

CementoPozo

RevestidorCargas con fase de 180°

Fractura


Esfuerzohorizontal

máximo (SH)SH

Sh

> Terminaciones sin cedazo. Cuando las nuevas tecnologías, tales como apuntalantes revestidos conresinas e impregnados con inhibidor de incrustaciones (izquierda) y fibras PropNET (derecha), secombinan con disparos orientados y estrategias de fracturamiento hidráulico, controlan el contraflujode apuntalante y la producción de arena para proporcionar una efectiva prevención de producciónde arena sin necesidad de incluir filtros mecánicos o efectuar operaciones de empaque de grava enel fondo del pozo.

la SPE 57954, presentado en la Conferencia Europeasobre Control del Daño de la Formación de la SPE, LaHaya, Holanda, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.

16. Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing theEnvelope: Successful Hydraulic Fracturing for SandControl Strategy in High Gas Rate ScreenlessCompletions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE 73724, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

Verano de 2002 31

Durante la década de 1990, PDVSA utilizóvarias técnicas, incluyendo el fracturamientohidráulico y la perforación de pozos de gran incli-nación para reducir la producción de arena. Laproducción promedió los 1500 B/D [240 m3/d] porpozo, pero el influjo de arena permaneció en valo-res cercanos a 14 lbm/1000 bbl [4 kg/100m3] porpozo, lo cual se consideraba todavía excesivo.Para resolver este problema, PDVSA recurrió a latécnica de disparos orientados para prevenir laproducción de arena en pozos verticales.

Los efectos tectónicos y de fallas afectan lasvariaciones en la dirección de los esfuerzos en elyacimiento Eoceno C. PDVSA utilizó datos de imá-genes de la pared del pozo y mediciones efectua-das en núcleos de laboratorio para estimar lasdirecciones de los esfuerzos horizontales máximos.Los investigadores también evaluaron la estabili-dad de un túnel dejado por el disparo, utilizando unmodelo plástico-elástico, un análisis de elementofinito y un criterio de falla de material. Se utilizó elángulo crítico respecto de la dirección del esfuerzomáximo donde los túneles dejados por los disparospermanecen estables, para seleccionar la fase dela pistola y la orientación de los disparos.

Los estudios geomecánicos realizados porPDVSA y los experimentos llevados a cabo en elCentro de Terminaciones de Yacimientos deSchlumberger, ubicado en Rosharon, Texas, EUA,dieron como resultado las siguientes estrategiasy recomendaciones de disparo:• Determinar las direcciones y magnitudes de

los esfuerzos.• Definir el ángulo crítico para el cual los dispa-

ros son estables.• Seleccionar cargas PowerJet apropiadas y de

penetración profunda.• Utilizar suficiente densidad de disparos para

obtener una óptima productividad.• Utilizar una fase que permita una distancia

máxima entre disparo y disparo.• Evitar los disparos en direcciones para las cua-

les los túneles dejados por los disparos sonmenos estables.

• Disparar en condiciones de bajo balance sufi-ciente (desequilibrio hidrostático negativo).Inicialmente, se realizaron cuatro trabajos

utilizando las técnicas de TCP orientado. Entodos estos pozos, la producción de arena seredujo significativamente respecto del promedio

del campo de más de 14 lbm/1000 bbl (izquierda).Debido al éxito en la prevención de la producciónde arena en estos pozos del Eoceno C, PDVSAllevó a cabo operaciones de disparos orientadosadicionales en otros campos utilizando los siste-mas TCP y WOPT.

Las densidades de disparos inferiores a 6 dppredujeron la productividad. Por encima de 8 dppno existió esencialmente aumento de productivi-dad, pero se incrementó el riesgo de falla en losdisparos y de producción de arena. PDVSA selec-cionó de 6 a 8 dpp para satisfacer todas las con-diciones expuestas más arriba. Los primeros trespozos se dispararon con pistolas convencionalesutilizando 6 dpp. El cuarto pozo se disparó conuna pistola especialmente adaptada para propor-cionar 8 dpp, a la vez que se satisfacían losrequerimientos originales de máxima distanciaentre disparo y disparo, así como una distribu-ción más uniforme de los disparos dentro de lafase permitida.

La producción de arena es un problema enmuchas áreas. Durante el año 1995, SaudiAramco comenzó un amplio desarrollo de reser-vas de gas no asociadas en el campo Ghawar. Elyacimiento Jauf era parte del esfuerzo.16 Estaarena no consolidada produce gas dulce de 4115a 4390 m [13,500 a 14,400 pies] de profundidad,posee permeabilidades bajas y moderadas y unalto potencial de producción de arena a elevadapresión y alta temperatura; esto es, 60 MPa[8750 lpc] y 150°C [300°F].

Los pozos del yacimiento Jauf producen de 10a 60 MMpc/D [28,600 a 1.7 millones m3/d], peroes difícil obtener estas altas tasas de producciónsin producir importantes volúmenes de arena deformación. Este influjo de arena origina interven-ciones repetidas para limpiar los pozos y creauna severa corrosión en las tuberías de conduc-ción, arrasando con el inhibidor químico del inte-rior de las tuberías de recolección y transmisión.

Algunos pozos del campo Ghawar se termina-ron con un revestidor de 41⁄2 pulgadas, lo que nopermitió instalar filtros mecánicos de empaquede grava de velocidad restringida. Se consideróel fracturamiento hidráulico seguido de empaquede grava, pero las bajas permeabilidades deter-minadas a partir del análisis de núcleos y datosde pruebas de pozos, indicaron la necesidad defracturas más largas y de alta conductividad paraobtener las producciones de gas requeridas.Como resultado, Saudi Aramco decidió recurrir alas terminaciones sin cedazos con estimulacio-nes por fracturamiento hidráulico.

La planta de gas Hawiyah, recientementeconstruida, con una capacidad total de 1600MMpc/D [46 millones m3/d], requería 400MMpc/D [11.5 millones m3/d] de gas dulce, libre

Prod

ucció

n de

pet

róle

o y a

gua,

B/D

4000

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dicie

mbr

e

3500Anterior al tratamiento

Petróleo

Posterior al tratamiento

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Producción del Pozo J9, Año 2000

Agua

> Estimulación exitosa en el Mar del Norte. La productividad del pozo J9 de AmeradaHess en el campo Scott, un desarrollo del Mar del Norte central, aumentó comoresultado de un tratamiento de fracturamiento hidráulico optimizado, que incluyódisparos orientados de un intervalo limitado e inyección de apuntalante impregnadocon inhibidor de incrustaciones. La producción aumentó de 120 B/D [19m3/d] a unvalor sostenido de más de 2500 B/D [397 m3/d]. Esta intervención se pagó con menosde 14 días de producción.

Venezuela

AMÉRICADEL NORTE

AMÉRICADEL SUR

Promedio del campo Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4

1500

240

Producción inicial de petróleo

B/D

m3/d

4000

635

2200

350

700

111

1100

175

14

4

Flujo estabilizado de arena

lbm/1000 bbl

kg/100 m3

0.5

0.14

3

0.86

3

0.86

0.4

0.11

> Resultados de la producción antes y despuésde las operaciones de disparos orientados en elyacimiento Eoceno C.

de arena, de los pozos del yacimiento Jauf. Sinembargo, cuatro estimulaciones por fractura-miento hidráulico efectuadas en 1999 y 2000fallaron para prevenir la producción de arena, yconsecuentemente fueron muy poco efectivas.Con la puesta en marcha de la planta poco menosde un año atrás, el operador reunió un equipo deexpertos en petrofísica, geología, ingeniería deyacimientos y diseño de estimulaciones bajo lagerencia de Saudi Aramco y la coordinación deSchlumberger. Junto con representantes de lasoperaciones de campo, este grupo resolvió elcontraflujo de apuntalante y la producción dearena, optimizó los tratamientos de fractura-miento hidráulico y mejoró los procedimientos delimpieza del pozo.

El equipo identificó 10 pozos que eran candi-datos para terminaciones sin cedazo. Para lograrun cambio respecto de los diseños convenciona-les, se implementó el proceso de optimización depozos, conocido como PowerSTIM, el cual inte-

gra la petrofísica, la evaluación de formaciones,la caracterización de yacimientos y las pruebasde pozos con el diseño y la ejecución de estimu-laciones, así como de evaluación posterior al tra-tamiento.17 Además de una mejor evaluación dela formación y una caracterización del yacimientosuperior, las recomendaciones para mejorar lasestimulaciones por fracturamiento hidráulicoincluyeron disparos orientados para reducir laspresiones de tratamiento y crear fracturas másanchas, lo cual reduce el flujo turbulento, no dar-ciano durante la producción. Los disparos propia-mente alineados con el PFP también eliminan lostúneles no empacados que contribuyen a la pro-ducción de arena.

La ovalización del pozo por ruptura identifi-cada en los registros FMI confirmaron unesfuerzo máximo con dirección este-oeste y unaorientación del PFP en la formación Jauf con unazimut cercano a 80°, o 260° (izquierda). Lanueva estrategia de terminación de pozos evitódisparar dentro de 3 a 6 m [10 a 20 pies] de inter-valos más débiles identificados por los perfilesde esfuerzos. Los intervalos disparados se man-tuvieron a un mínimo de 9 o 12 m [30 o 40 pies]para asegurar la cobertura de la fractura en elpozo y prevenir el flujo de arena de los disparosabiertos sin tratar. Se utilizó el sistema WOPT ypistolas con una fase de 180°.

En la aplicación inicial de la técnica de dispa-ros orientados, el pozo produjo 2 MMpc/D [57,000 m3/d] con una FTP de 3800 lpc [26-MPa]antes de la estimulación. Una prueba de inyectivi-dad previa al tratamiento de fracturamiento veri-ficó la efectividad de los disparos orientados. Lascaídas de presión por fricción durante la iniciaciónde la fractura alcanzaron sólo 300 lpc [2 MPa], sig-nificativamente menos que el promedio de 900 lpc[6 MPa] en pozos disparados convencionalmentecon 6 dpp y una fase de 60°. Después de la esti-mulación, el pozo fluyó a razón de 30 MMpc/D[860,000 m3/d] con una FTP de 5200 lpc [36-MPa],pero continuó produciendo sólidos.

En el primer pozo asignado al equipo conjuntoPowerSTIM, se había utilizado terminación sincedazo. Para detener la producción de apunta-lante y arena, se disparó un intervalo estable de30 pies con el sistema WOPT. Los ingenierosdiseñaron una fractura limitando el largo de lamisma (TSO, por sus siglas en inglés), con fibrasde PropNET resistentes a altas temperaturaspara controlar el contraflujo. El pozo produjo 1.6MMpc/D [45,800 m3/d] con una FTP de 550 lpcluego de disparar. La presión a causa de los efec-tos de tortuosidad fue de 450 lpc [3.1 MPa], aúnigual a la mitad del nivel observado en pozos enlos que no se efectuaron disparos orientados. Laproducción post-fractura fue de 37 MMpc/D

[1 millón m3/d] y el pozo quedó produciendo gaslibre de sólidos luego de sólo 11 días de finali-zado el tratamiento; tiempo significativamentemenor que el promedio de 47 días observado enlos pozos anteriores.

Las terminaciones sin cedazo fueron optimi-zadas en los nueve pozos restantes de este pro-grama. El equipo desarrolló un modelopetrofísico refinado basado en núcleos de pozosvecinos, registros de pozo abierto y datos poste-riores a la fractura, e introdujo un modelo másexacto para predecir la producción de arena. Losingenieros de terminación utilizaron el Programade Análisis de Operaciones de Disparos deSchlumberger (SPAN, por sus siglas en inglés)para predecir los diámetros de entrada del orifi-cio de los disparos y optimizar la selección delcalibre del apuntalante.

Previo al programa PowerSTIM en el yaci-miento Jauf, los pozos tardaban tanto como 55días para lograr una producción libre de sólidos.Las terminaciones sin cedazo optimizadas y losprocedimientos que mejoraron el contraflujo, redu-jeron este período de limpieza a entre 3 y 5 días.Saudi Aramco ahora utiliza como rutina intervalosde disparos limitados y disparos orientados en lospozos del yacimiento Jauf. Hasta la fecha, todoslos pozos terminados sin cedazo han alcanzadoproducciones de gas libre de arena hasta con pro-ducciones iguales a su máximo potencial y luegode ponerlos y sacarlos de la línea de producciónvarias veces durante unos meses.

Si no se encaran, los problemas asociadoscon el influjo de arena afectan la productividaddel pozo y del yacimiento adversamente, ponenen peligro las futuras opciones de intervencionesde remediación, y limitan la rentabilidad delcampo. Un factor importante en el control de laproducción de arena es asegurar que los túnelesde los disparos y la formación circundante semantengan estables a lo largo de la vida útil deun pozo. Los mejores modelos para el control dela producción de arena, la superior evaluacióndel riesgo y las técnicas de disparos cada vezmás sofisticadas, resuelven estos problemasofreciendo estrategias alternativas para manejary eliminar la producción de arena.

32 Oilfield Review

17. Para mayor información sobre el programa de optimiza-ción de la terminación y estimulación de pozosPowerSTIM, consulte: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R,McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B,Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y RamseyL: “De las propiedades de los yacimientos a las solucio-nes de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Invierno de 2001): 44–65.

18. Morita N y McLeod HO: “Oriented Perforations toPrevent Casing Collapse for Highly Inclined Wells,” artículo de la SPE 28556, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 25 al 28 de septiembre de 1994.

270° 90°

180°

0°

150°

120°

60°

30°

210°

240°

300°

330° 30%

20%

10%

30%20%10%

Arabia Saudita

Plano preferencialde fracturamiento

hidráulico

Ovalización delpozo por ruptura

EUROPA

ÁFRICA

> Ovalización por ruptura típica de un pozo en laformación Jauf. Los registros FMI identificaronuna ovalización del pozo en dirección norte-surcercana al 25% en la formación Jauf en ArabiaSaudita. Esto confirmó una dirección este-oestedel esfuerzo máximo de la formación con un azi-mut de aproximadamente 80°, o 260°. La estrate-gia de disparos corriente consiste en orientar losdisparos a lo largo del plano preferencial de frac-turamiento hidráulico utilizando pistolas con unafase de 180° y 6 dpp. Esta técnica contribuye aprevenir la producción de sólidos y reducir lascaídas de presión por fricción cerca del pozodurante las operaciones de fracturamientohidráulico.

Verano de 2002 33

Otras aplicaciones y desarrollos¿Es común el arenamiento prematuro durante lostratamientos de fracturamiento hidráulico? ¿Sonlas presiones de inyección más elevadas que loesperado? ¿Se hallan la presión o el régimen deinyección limitados por las condiciones del reves-tidor o el uso de tuberías flexibles para la esti-mulación selectiva de zonas individuales? ¿Sedeberían emplear fluidos menos dañinos? ¿Sonlas concentraciones finales de apuntalantedemasiado bajas? ¿Poseen los pozos problemasde contraflujo de apuntalante o producción dearena? ¿Existen señales de acumulación deincrustaciones y asfalteno? Si la respuesta acualquiera de estas preguntas es positiva, la téc-nica de disparos orientados puede ser un ele-mento clave en los servicios de soluciones parael campo petrolero.

En la mayoría de los casos, la técnica de dis-paros orientados cuidadosamente planificadaproporciona resultados óptimos, a costos adicio-nales insignificantes comparados con el valorextra agregado. El análisis detallado y la selec-ción de candidatos son partes vitales del procesode planificación de disparos orientados (arriba).Las herramientas de registros geofísicos másavanzadas y las técnicas de interpretación facili-

tan este proceso mediante la medición y evalua-ción de las propiedades de la roca en una zonaque se extiende más allá del daño de formacióninducido por la perforación. Combinados con lacaracterización integrada de yacimientos, estosservicios brindan datos y aportes para el desa-rrollo de modelos del subsuelo precisos parasimular, diseñar y evaluar la optimización de laestimulación y las soluciones de control de laproducción de arena que los operadores de gas ypetróleo necesitan para mejorar la producción.

Las operaciones de disparos orientadosdependen de la técnica utilizada, y requierengeneralmente más tiempo que las operacionesconvencionales, particularmente en pozos verti-cales con poca inclinación. Debido a que el sis-tema WOPT depende de la repetibilidad de laorientación de la sarta de la herramienta, se debetener cuidado durante cada paso en la ejecucióndel trabajo. Además, si la herramienta asume unaorientación diferente durante una carrera de dis-paros, las pistolas se deben extraer del pozo ydebe repetirse el indexado de la herramienta.

Un sistema que permite rotación, o indexa-ción, de pistolas en el fondo del pozo reduciría sig-nificantemente la sensibilidad de la técnica ymejoraría en general la eficiencia de las operacio-

nes de disparos orientados. La reorientación en elfondo del pozo sería particularmente beneficiosaen pozos con inclinaciones mayores a 3°, dondelas mediciones de inclinación son más confiables.La capacidad adicional para disparar selectiva-mente más de un detonador, y por lo tanto, variaspistolas en un único viaje al pozo, reducirán drás-ticamente el número de carreras requeridas paradisparar intervalos más largos o zonas múltiples.En cualquier caso, se requiere bajar un giroscopiocuando no se disponen datos de inclinómetro.

La necesidad de disparar sin dañar los cables,líneas de control y otros componentes en pozosinstrumentados y cada vez más complejos, esuna necesidad creciente en la técnica de dispa-ros orientados con herramientas operadas acable. Se espera que el número de terminacionesinteligentes aumente a un ritmo de alrededor de30% por año. La instalación de sistemas de fibraóptica que permiten a los operadores monitorearel comportamiento del pozo en el fondo delmismo y evaluar la efectividad del tratamiento deestimulación a lo largo del tiempo está creciendoaún más rápido. Las técnicas para detectar ymapear los componentes de terminación en elfondo del pozo y monitorear la orientación de lapistola durante la operación de disparos ayudaráa satisfacer esta necesidad.

Otras aplicaciones de los disparos orientadosincluyen la intersección de fracturas naturales osectores del pozo con mínimo daño de formaciónpara una mejor productividad del pozo, la repara-ción de canales de cemento detrás del revestidory la activación de pozos de alivio durante las ope-raciones de control de presión. Los disparos orien-tados que evitan la exposición del revestidor,debilitado por las operaciones de disparos, a con-centraciones de esfuerzos extremas, también pre-vienen el colapso del revestidor en pozos de graninclinación o pozos perforados en áreas tectónica-mente activas.18 En el futuro, esta técnica tambiénpuede encontrar aplicaciones en estructuras geo-lógicas complejas y altamente falladas, donde lascondiciones de los esfuerzos locales complican eldiseño de la fractura, la implementación del trata-miento y la efectividad de la estimulación.

Estos requerimientos y las terminaciones depozos cada vez más exigentes están conduciendoal desarrollo de técnicas y sistemas de disparosde la próxima generación, dirigidos fundamental-mente a aumentar la eficiencia en el sitio delpozo y reducir el tiempo requerido para imple-mentar servicios y soluciones de operaciones dedisparos. Cuando estas mejoras en las herra-mientas y los nuevos sistemas de técnicas dedisparos que las utilizan se comercialicen, lasoperaciones de disparos orientados serán aúnmás flexibles y efectivas. —MET

Prevención deproducción de arena • Mitigar el influjo de arena• Detener el contraflujo de apuntalante• Utilizar terminaciones sin cedazo • Reducir el depósito de incrustaciones y de asfalteno

Fracturamientohidráulico • Minimizar los arenamientos • Aumentar la concentración de apuntalante • Reducir las presiones de inyección - Bombear a través del revestidor - Bombear a través de la tubería de producción - Utilizar estimulación selectiva

con tubería flexible

Registro del pozo y datos de desviación • Datos regionales • Registros convencionales a pozo abierto - Herramienta DSI - Herramienta FMI - Herramienta UBI - Registros de calibre

Técnicas de operaciones de disparos • Orientar los disparos con TCP o con herramientas operadas a cable • Alinear con el PFP

Datos del pozo • Trayectoria e inclinación del pozo

• Intersectar fracturas naturales • Penetrar con daño mínimo

• Optimizar los disparos - Diámetro del túnel - Profundidad de penetración - Ángulo de fase - Densidad de disparos - Espaciamiento

Servicios de interpretación• Evaluaciones de registros• Perfiles de los esfuerzos - Modelos mecánicos del subsuelo - Magnitudes y direcciones

de los esfuerzos - Competencia de

la formación

Disparos orientados

Control de producciónde arena

Optimización dela estimulación

Evaluaciónde la formación

Objetivos y parámetrosde la terminación del pozo

o

Caracterizacióndel yacimiento

> Planificación e implementación de los disparos orientados. Concretar los objetivos de las operacio-nes de disparos, el fracturamiento hidráulico y el control de la producción de arena implica identifi-car el problema, evaluar la aplicabilidad de los disparos orientados, correr los registros de pozosrequeridos, desarrollar modelos geomecánicos apropiados y resolver los aspectos operacionales determinación de pozos con anticipación. El diagnóstico preciso del problema puede sugerir algunasmodificaciones en los programas de perforación, adquisición de registros y terminación durante laplanificación de pozos que pueden agilizar la implementación de soluciones mediante el uso de dis-paros orientados.

34 Oilfield Review

Mediciones sísmicas bien posicionadas

Pascal BretonStephan CrepinJean-Christian PerrinTotalFinaElfPau, Francia

Cengiz EsmersoyAndy HawthornRichard MeehanWilliam UnderhillSugar Land, Texas, EUA

Bernard FrignetMontrouge, Francia

Jakob HaldorsenRidgefield, Connecticut, EUA

Toby HarroldSue RaikesBPSunbury, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a James Clippard, Shell International E&P,Rijswijk, Países Bajos; Richard Coates, Ridgefield,Connecticut, EUA; Nick Drinkwater y Wayne Pennington,Cambridge, Inglaterra; David Farmer, Marwan Moufarrej,Jim Thompson y David White, Sugar Land, Texas, EUA;Mohamed Hashem, Shell, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;Chuck Meeder, Marathon Oil Company, Houston, Texas;Joerg Meyer, Houston, Texas; Alan Mitchell, TotalFinaElf,París, Francia; Lewis Nelson, BP, Sunbury, Inglaterra; y LesNutt, Fuchinobe, Japón.ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta deResistividad de Arreglo Compensada), ASI (generador deImágenes Sísmicas de Arreglo), Bit On Seismic, Drill-BitSeismic, Drilling Office, IDEAL (Evaluación Integrada de laPerforación y la Evaluación de Registros), ISONIC,InterACT, Q-Borehole, SeismicMWD, SWINGS y WAVE sonmarcas de Schlumberger.

La información que llega demasiado tarde notiene mucho valor. Esto es así en casi todos lossectores industriales, desde el control del tráficoaéreo hasta los servicios médicos de urgencia ydesde el negocio de las editoriales hasta las bol-sas de valores. Las compañías de Exploración yProducción (E&P, por sus siglas en inglés) depen-den de datos oportunos y de alta calidad parapoder identificar prospectos exploratorios, opti-mizar localizaciones de pozos, evitar riesgos deperforación e identificar zonas objetivo en yaci-mientos. Hoy, muchos de estos yacimientos seencuentran ubicados en ambientes geológicosdifíciles y en algunos de los entornos más ame-nazantes de la tierra. Para encarar los desafíosque enfrenta la industria, las compañías de ser-vicios deben trabajar en estrecha colaboracióncon los operadores a fin de generar soluciones atiempo, de manera eficaz y eficiente.

Durante varias décadas, las imágenes sísmi-cas de superficie constituyeron la herramienta deexploración más útil y de mayor difusión en laindustria. Las imágenes sísmicas tradicionales sebasan en el tiempo de tránsito sísmico. El tiempode tránsito debe ser convertido a profundidadpara que las imágenes adquieran valor para elperforador que visualiza y encuentra el yaci-miento en términos de dicha variable. Si la corre-lación tiempo-profundidad es simple o el modelopara convertir tiempo a profundidad es suficien-temente detallado, esta conversión puede serexacta. Pero en muchas localizaciones de pozo laconversión a profundidad implica considerablesincertidumbres.

Este artículo examina los últimos adelantostecnológicos que convierten a las imágenes sís-micas en herramientas de gran utilidad para losresponsables de perforar pozos. Se analizan bre-vemente las técnicas de levantamientos sísmicosdurante la perforación y sus aplicaciones, y sepresenta una técnica nueva muy promisoria.Estudios de algunos casos demuestran su exitosaaplicación en pruebas de campo efectuadas endistintos lugares del mundo. Por último, se exa-mina la secuencia de tareas necesaria para apro-vechar al máximo los atributos de esta técnica entiempo real.

Tiempos desafiantesSi no se dispone de datos de pozo, la conversiónde tiempo a profundidad se realiza utilizando unmodelo de velocidad obtenido a partir de pará-metros de procesamiento de datos sísmicos. Sinembargo, en áreas en las que las velocidades sís-micas resultan difíciles de estimar debido a losaltos echados de los reflectores o a complejida-des estructurales, pueden producirse errores demagnitud considerable. Además, este tipo demodelo de velocidad promedia propiedades a lolargo de grandes extensiones, lo cual tambiénconduce a conversiones de tiempo a profundidadimprecisas.

La falta de precisión en la conversión detiempo a profundidad conduce a estimacioneserróneas de las profundidades en que se ubicandeterminados rasgos geológicos, tales como topesde formaciones, fallas o zonas sobrepresionadas.

Las compañías operadoras han tenido que tolerar cierta incertidumbre al

intentar conciliar lo que encuentra la barrena con los pronósticos efectuados

a partir de las secciones sísmicas. Una nueva solución fácil de utilizar para

el perforador resuelve esta ambigüedad y permite mejorar notablemente la

precisión con que los operadores programan y perforan sus pozos.

Verano de 2002 35

Los equipos a cargo de los activos de las compa-ñías operadoras basan muchas de las decisionesde construcción de pozos en la geología, de modoque ciertos parámetros clave de la programaciónde pozos, tales como la profundidad final (TD, porsus siglas en inglés), la profundidad de los reves-timientos y las trayectorias de pozos desviados uhorizontales pueden resultar imprecisos desde elprincipio. Estas imprecisiones representan algomás que un inconveniente; la seguridad personaly el medio ambiente pueden verse comprometi-dos, y hasta pueden perderse pozos.

Los errores de conversión de tiempo a profun-didad se manifiestan como diferencias entre lasprofundidades estimadas y las reales de un obje-tivo dado. La incertidumbre resultante suma ries-gos a los procesos de perforación y construcciónde pozos. Una incertidumbre de tan sólo un 5%en las velocidades sísmicas, puede traducirse endiferencias considerables—incluso de hasta

cientos de metros—entre las profundidades esti-madas y las profundidades reales.1 Los errores degran magnitud complican la programación depozos y reducen las opciones disponibles paracorregir trayectorias erróneas.

El saber anticipar la presencia de zonassobrepresionadas y cuándo ajustar las propieda-des del lodo puede prevenir reventones y salvarpozos.2 Las compañías operadoras de petróleo ygas también necesitan identificar y aislar fallasque no proveen sellos porque pueden actuarcomo conductos para la migración de los fluidos yde la presión, poniendo en peligro de contamina-ción a las formaciones adyacentes y comprome-tiendo la integridad del pozo. Muchos riesgos nopueden evitarse por lo que deben tenerse encuenta en la planificación y construcción del pozo.En pozos profundos, la identificación precisa delos riesgos de perforación permite a los perfo-radores realizar el pozo con menos revestidores.

El agregado de revestidores imprevistos puedeocasionar mermas de diámetros de revesti-miento, aumentos de costos y complicacionespotenciales durante la terminación de los pozos,así como la imposibilidad de intersectar los pre-suntos objetivos.

1. 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.

2. Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W yWright B: “Prevención de problemas durante la perfora-ción,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V,Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:“Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review11, no. 2 (Verano de 1999): 2–21.

Los registros de sísmica de pozo pueden ayu-dar a encarar estos problemas de perforaciónmejorando las mediciones sísmicas de superficiey generando mejores modelos de velocidad que,a su vez, contribuirán a identificar riesgos poten-ciales en el subsuelo.

Los tiros de prueba de velocidad mejoran los modelosLos registros de sísmica de pozo surgieron funda-mentalmente de la necesidad de los intérpretes yprogramadores de pozos de vincular los tiemposde tránsito sísmicos con las profundidades de lospozos medidas desde unidades de cable eléctricoo con equipos de perforación. En ciertos casos,una medición de sísmica de pozo conocida comotiro de prueba de velocidad permite realizar unaconversión de tiempo a profundidad precisa. Lostiros de prueba de velocidad eran muy comunesen la década de 1940. Con esta técnica, un recep-tor sísmico colocado mediante cable en profundi-dades conocidas en el pozo, registra el tiempo detránsito del primer arribo directo, a veces deno-minado primer quiebre, que se propaga desde unafuente ubicada en la superficie hasta el receptor(arriba). La correlación tiempo-profundidadgenera un modelo de velocidad local. Para con-vertir los datos sísmicos adquiridos en escala detiempo a escala de profundidad, a veces puedenrequerirse varios tiros de prueba de velocidadefectuados sobre topes de formaciones específi-cas en el pozo, a los efectos de confeccionar unmodelo de velocidad adecuado.3 Si la geología essimple, el modelo de velocidad puede ser de utili-

dad para una gran extensión. Sin embargo, comola velocidad sísmica varía con la litología, la pre-sión y el contenido de fluidos, las complejidadesdel subsuelo reducen la validez del modelo locala solamente cierta distancia del pozo.

Cuando se necesita una imagen sísmica deta-llada para evaluar el volumen de rocas del sub-suelo que rodean al pozo, se adquieren perfilessísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)con cable eléctrico. Los métodos de adquisiciónde VSPs con cable generan datos de mayor reso-lución con menor nivel de ruido y proveen valiosainformación para la perforación de pozos vecinosy la iniciación de pozos de drenaje a partir de unpozo piloto vertical (véase “Perfiles SísmicosVerticales,” página 38). Pero, si se quiere obtenerdatos de tiros de prueba de velocidad o de VSPs,el equipo de perforación debe dejar de perforarpara bajar el cable. Esto agrega riesgos, inefi-ciencias y costos a la operación. En muchoscasos, las respuestas de los métodos de sísmicade pozo con cable llegan demasiado tarde paralas necesidades de los perforadores.

Ayuda en tiempo real para los perforadoresLas técnicas que utilizan registros sónicos adqui-ridos durante la perforación (LWD, por sus siglasen inglés), tal como la técnica ISONIC IDEAL deSchlumberger, son de gran utilidad en la adquisi-ción de datos acústicos en tiempo real de áreasvecinas a la pared del pozo. Además de propor-cionar valiosa información sobre porosidad, estastécnicas proveen datos sónicos que pueden pro-cesarse para generar sismogramas sintéticos yseguir los cambios de presión de poro en el arre-glo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas eninglés). Sin embargo, no se trata de medicionessísmicas de reflexión y sólo describen a la forma-ción adyacente al pozo, que puede asemejarse ono al volumen sísmico en estudio.

La solución ideal sería obtener, antes de per-forar el pozo, un modelo de velocidad cuya preci-sión fuera al menos como la del tiro de prueba develocidad. Esto aún no es posible, pero las solu-ciones que aportan la adquisición de datos sísmi-cos durante la perforación proveen informaciónde velocidad de alta calidad, en tiempo real, paraasistir a los ingenieros de perforación en la tomade decisiones. Estos métodos utilizan el pozopara adquirir los datos durante la perforación, sinmodificar o demorar el proceso.

Los métodos de adquisición de datos sísmi-cos durante la perforación proveen informaciónde la relación tiempo-profundidad en tiempo real.Las compañías operadoras actualizan los mode-los de velocidad, facilitando la revisión frecuentede las profundidades objetivo y la identificaciónde riesgos de perforación a la vez que reducen

las incertidumbres a medida que la barrena seacerca al objetivo. Las compañías pueden deter-minar la posición de la barrena en la sección sís-mica de superficie con respecto a los horizontesgeológicos observados, garantizando una selec-ción más precisa de las profundidades de losrevestimientos y de extracción de núcleos.

Con el tiempo, estas técnicas se han vueltomás accesibles para el perforador. Como sucedecon la evolución de sus contrapartes operadas acable, la calidad de los datos sigue mejorando ysus aplicaciones se han multiplicado, así comotambién se ha ampliado el abanico de entornosoperativos.

El método Drill-Bit SeismicLas primeras mediciones sísmicas adquiridasdurante la perforación fueron obtenidas utili-zando una técnica en la que la barrena actúacomo fuente de energía sísmica de fondo depozo, es decir, la inversa de las configuracionesde VSP con cable. Sobre la base de esta técnica,Schlumberger desarrolló el método Drill-BitSeismic. Al penetrar las capas de roca, la barrenade tres conos actúa como una fuente bipolar yenvía la energía sísmica hacia la formación. Porotra parte, las vibraciones axiales que se propa-gan por la columna perforadora son detectadaspor un acelerómetro instalado en la mesa rota-tiva superior, ubicada en el piso del equipo deperforación. Estos datos se utilizan para construiruna imagen de la columna perforadora; es decir,

36 Oilfield Review

3. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J,Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpenthe Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Inviernode 1995): 18–31.

4. Borland et al, referencia 1.5. Staron P, Arens G y Gros P: “Method for Instantaneous

Acoustic Logging Within a Wellbore,” Solicitud dePatentes Internacionales según el Tratado deCooperación para Patentes No. WO 85/05695 (20 de mayo de 1985).Staron P, Arens G y Gros P: “Method for InstantaneousAcoustic Logging Within a Wellbore,” PatenteEstadounidense No. 4,718,048 (5 de enero de 1988).

6. Meehan RJ, Nutt L, Dutta N y Menzies J: “Drill BitSeismic: A Drilling Optimization Tool,” artículo de lasIADC/SPE 39312, presentado en la Conferencia dePerforación de las IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, 3 al 6 de marzo de 1998.

7. Kamata M, Underhill W, Meehan R y Nutt L: “Drill-Bit Seismic, A Service for Drilling Optimization,”Transcripciones del XXXVIII Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 15 al 18 de junio de 1997, artículo DD.Borland et al, referencia 1.Meehan et al, referencia 6.

8. Esmersoy C, Underhill W y Hawthorn A: “SeismicMeasurement While Drilling: Conventional BoreholeSeismics on LWD,” Transcripciones del 62do. SimposioAnual de Adquisición de Registros de la SPWLA,Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo RR.Underhill W, Esmersoy C y Hawthorn A: “Demonstrationsof Real-Time Borehole Seismic from an LWD Tool,” artículo de la SPE 71365, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

Tiros de prueba de velocidad

Fuente

Receptor

> Tiros de prueba de velocidad. Con una fuente ensuperficie y un receptor en el pozo, los tiros deprueba de velocidad proveen a los operadoresimportante información de la relación tiempo-pro-fundidad. En los levantamientos con tiros deprueba de velocidad se registran los tiempos detránsito de ida (color rojo) o los tiempos de los pri-meros arribos. Estas pruebas se realizan en hori-zontes sísmicos bien definidos dentro del pozo.

Verano de 2002 37

una imagen sísmica de los componentes de lasarta de perforación. Esta imagen se emplea paracorrelacionar las señales en el procesamientoposterior.4 La energía transmitida hacia la forma-ción genera ondas sísmicas que se propagandirectamente o por reflexión hasta los receptoresubicados en la superficie. Los receptores desuperficie pueden ser geófonos o hidrófonos.

La barrena emite continuamente ondas sísmi-cas hacia los receptores de superficie, pero paraextraer información de la relación tiempo-profun-didad, los especialistas en procesamiento debenconocer el carácter y la sincronización de la señalgenerada en la barrena. Elf patentó una técnicaen 1985 que demuestra cómo registrar las seña-les de vibraciones de la columna perforadorapara luego correlacionarlas con las señales delos receptores de superficie y así determinar susincronización relativa, o la diferencia entre eltiempo de tránsito de la columna perforadora(∆tds) y el de la barrena al receptor (∆tf).5 Losexpertos en procesamiento de señales determi-nan por separado el (∆tds) y utilizan esta infor-

mación para calcular el tiempo de tránsito de labarrena al receptor (∆tf) o el del tiro de prueba develocidad (arriba).

Los geofísicos construyen imágenes sísmicaso VSPs a partir de las reflexiones contenidas en lastrazas sísmicas adquiridas durante la perforación,las cuales ofrecen la posibilidad de ver lo que estáadelante de la barrena. Combinados con imágenesVSP obtenidas previamente con cable, los VSPsobtenidos con la técnica Drill-Bit Seismic permitenampliar la gama de aplicaciones para incluir tam-bién la detección de zonas sobrepresionadas yotros riesgos de perforación.

La técnica Drill-Bit Seismic no es aplicable entodos los casos. Sólo funciona de un modo efec-tivo con barrenas de tres conos que generanvibraciones axiales en la formación y a través dela sarta de perforación. Las barrenas de un com-puesto policristalino de diamante (PDC, por sussiglas en inglés) no transmiten tanta energía a laformación porque pulverizan la roca.6 La profun-didad del agua puede constituir un inconvenientecuando se utiliza esta técnica en áreas marinas.

La ubicación precisa de los arreglos de recepto-res se dificulta a medida que aumentan la pro-fundidad del agua y las corrientes oceánicas, apesar de que se han obtenido buenos datos enprofundidades de hasta 1200 m [3940 pies] conequipos especiales y mayor complejidad opera-tiva. Por otra parte, la atenuación de la señal dela columna perforadora debido a la fricción queésta ejerce sobre las paredes del pozo, impide lautilización confiable de esta técnica en pozoscuya desviación es mayor a 65 grados. La calidadde los datos también puede deteriorarse sustan-cialmente en formaciones no consolidadas, sobretodo cuando el peso sobre la barrena es menor a4540 kg [10,000 lbm]. A pesar de estas limitacio-nes, el método Drill-Bit Seismic ha permitido alas compañías operadoras optimizar el procesode perforación con un impacto mínimo sobre lasoperaciones.7

Mediciones sísmicas con una herramienta LWDEn 1997, Schlumberger encaró un proyecto parainvestigar intensamente formas de ver más alláde la barrena. Los especialistas examinaron lafactibilidad de realizar mediciones sísmicas depozo con receptores en la columna de perfora-ción y una fuente en superficie. Trabajando juntoa las compañías operadoras, los ingenieros ycientíficos de Schlumberger identificaron lamejor forma de obtener la información necesaria.Se construyó así una herramienta experimentalque en 1998 se probó en los pozos de prueba dela compañía con resultados promisorios.

En enero de 1999, BP y Schlumberger comen-zaron a trabajar conjuntamente en las pruebas dela técnica para registrar sísmica durante la per-foración (SeismicMWD) y probaron con éxito laherramienta experimental en el Centro dePruebas de Yacimientos Petrolíferos de lasRocallosas (RMOTC, por sus siglas en inglés) deWyoming, EUA. Alentada por los resultados,Schlumberger construyó más herramientas eintensificó las pruebas de campo. Durante eldesarrollo de esta nueva herramienta, sus inge-nieros y científicos debieron superar muchosdesafíos técnicos mediante la selección de lastecnologías existentes correctas y el desarrollode nuevas técnicas.

La nueva técnica emplea una herramientaLWD que contiene sensores sísmicos, una fuentesísmica de superficie y un sistema de telemetríade medición durante la perforación (MWD, por sussiglas en inglés) que transmite la información ala superficie.8 La energía sísmica se produce en lasuperficie mediante una fuente sísmica convencio-nal, tal como un cañón de aire desplegado fuera deborda de una barcaza o del equipo de perforación.

∆tf -∆tdsCorrelación cruzadadel acelerómetro ylas trazas del geófono

ReceptorAcelerómetro

Energía directautilizada porel tiro de pruebade velocidad

∆tf

de la

tray

ector

ia de

la fo

rmac

ión

∆tds

de

la tr

ayec

toria

de

la c

olum

na d

e pe

rfora

ción

Energía reflejadautilizada paragenerar laimagen VSP

> Técnica Drill-Bit Seismic. Utilizando el ruido de la barrena como fuente sís-mica y receptores de superficie, esta técnica permite la adquisición de datossísmicos durante la perforación. Los barrenas de tres conos emiten energíasísmica que puede medirse por los receptores en forma directa o luego dehaberse reflejado. El ruido de la barrena, sin embargo, no puede controlarseo sincronizarse cuidadosamente con los receptores. Por lo tanto, la señal dela columna perforadora generada por vibraciones axiales se mide con unacelerómetro de boca de pozo y luego se correlaciona con los datos delreceptor a los efectos de determinar los tiempos de tránsito sísmicos o lostiempos de los tiros de prueba de velocidad. Este fue el primer tipo de téc-nica que permitió eliminar los costos de tiempo de equipo de perforaciónrelacionados con los registros con cable, pero tiene muchas limitaciones.

38 Oilfield Review

Los perfiles sísmicos verticales (VSP) adquiri-dos con cable que fueron introducidos en ladécada de 1950, tienen la misma configuraciónde fuentes y receptores que los tiros de pruebade velocidad pero arrojan mejores resultados,incluyendo imágenes del subsuelo. La genera-ción de estas imágenes requiere más posicionesde receptores y las trazas se registran durantelapsos más prolongados para captar los datos dereflexión tardíos. El VSP sin desplazamientolateral de fuente (con desplazamiento cero), laprimera técnica introducida de perfil sísmico depozo adquirido con cable, utiliza una fuente ubi-cada encima del receptor en pozos verticales.Las imágenes resultantes se limitan a la zonaque rodea al pozo, pero las imágenes VSP pue-den tener mayor resolución que las imágenessísmicas de superficie (derecha).

Con el tiempo se desarrollaron otras configu-raciones de VSPs. El VSP con desplazamientolateral de fuente (OVSP, por sus siglas eninglés) se registra desplazando la posición de lafuente una cierta distancia de la boca de pozo,obteniéndose así la imagen de un mayor volu-men de subsuelo. Existen rasgos geológicosimportantes que pueden perderse o resultarambiguos en las imágenes sísmicas de superfi-cie. La alta resolución de los VSPs permite a losintérpretes encontrar fallas, refinar estructurasy detectar límites estratigráficos lejos del pozo.La distancia respecto del pozo del área cuyaimagen se genera, es una función de varios fac-tores que incluyen la desviación del pozo y elechado de la formación, y la cobertura lateral seextiende comúnmente un 20% o más de la pro-fundidad del pozo. Las compañías operadorasutilizan estos perfiles para evaluar la factibili-dad de que los pozos desviados atraviesen másunidades del yacimiento, o cuando los pozos ori-ginales se alejan del objetivo buscado.

Otros tipos de levantamientos VSP con cableincluyen el VSP con desplazamientos múltiplesde fuente (desplazamiento sucesivo de fuente) yel VSP con desplazamiento de fuente y recepto-res. Los VSPs con desplazamientos múltiples defuente utilizan un arreglo de receptores quecontiene una serie de receptores ubicados aprofundidades diferentes pero fijas, mientrasque la posición de la fuente básicamente

Perfiles sísmicos verticales

VSP sin desplazamiento lateral

Fuente

Receptor

a

VSP con desplazamiento lateral

Fuente

Receptor

b

VSP con desplazamientos múltiples

Fuentes

Receptor

c

VSP con desplazamientode fuente y receptores

Fuentes

Receptoresd

VSP deproximidad de la sal

Fuente

Receptores

Domo salino

e

> Cinco configuraciones de perfiles sísmicos verticales (VSPs). Los VSPs sin desplazamiento lateral de fuente(desplazamiento cero) (a) registran las señales sísmicas durante períodos de tiempo más prolongados y aespaciamientos regulares en el pozo. Los tiempos de adquisición prolongados permiten captar señales sísmi-cas reflejadas, lo cual ayuda a generar una imagen sísmica después del procesamiento. Los registros VSP per-miten obtener imágenes debajo de la profundidad final del pozo. Para ampliar el volumen de investigacióndel subsuelo, los VSPs con fuente desplazada (b) utilizan una fuente de superficie colocada a una distanciaconsiderable del pozo y receptores en el pozo para investigar las superficies de reflexión lejos del pozo. Per-miten a las compañías operadoras obtener imágenes sísmicas de alta resolución de las fallas y acuñamientosestratigráficos adyacentes. Esta técnica se utiliza generalmente para el diseño de pozos de drenaje. Se pue-den registrar VSPs con desplazamientos múltiples en diferentes direcciones respecto del pozo introduciendola técnica 3D. La técnica de levantamiento VSP con desplazamiento lateral sucesivo de fuente (c) utiliza múl-tiples ubicaciones de la fuente en superficie y de cinco a siete receptores en el pozo, cuyas posiciones sonfijas; sólo una de las cuales se representa gráficamente aquí. Las posiciones agregadas de la fuente amplíanaún más el volumen de subsuelo en las imágenes VSP. Con esta técnica, la cobertura lateral puede alcanzarun 50% de la profundidad del pozo. En el levantamiento VSP con desplazamiento de fuente y receptores (d),se coloca una fuente de superficie directamente sobre el receptor de pozo en un pozo desviado. Esta técnicadifiere de las otras porque la fuente y el receptor se desplazan juntos a medida que se obtienen las imágenesde los reflectores sísmicos debajo del pozo. El levantamiento de proximidad de la sal (e) utiliza una fuentecolocada sobre un domo salino y un receptor ubicado en distintas posiciones en un pozo adyacente al domosalino. El procesamiento requiere conocer la ubicación exacta de la fuente y el receptor durante el levanta-miento, la velocidad de la sal y de los estratos circundantes, así como la distancia al tope del domo salino.Este tipo de levantamiento genera un perfil del domo salino que permite a los operadores conocer la distan-cia del pozo a la sal y les suministra una indicación de la forma del domo salino.

Verano de 2002 39

“se desplaza” a lo largo de una línea alejándosedel pozo. Esta técnica generalmente produceimágenes sísmicas con una cobertura lateral deaproximadamente un 25% a un 50% de la profun-didad del pozo.1 La combinación de los resultadosde VSPs con desplazamientos múltiples conducea imágenes sísmicas 3D de alta resolución.

Para generar imágenes sísmicas alrededor depozos desviados u horizontales, se corre un VSPcon desplazamiento de fuente y receptores, tam-bién conocido como VSP de incidencia vertical(VIVSP, por sus siglas en inglés). En esta téc-nica operada a cable, la fuente se coloca verti-calmente sobre el receptor en el pozo y sedesplaza con cada nueva posición del receptor.Con un VSP con desplazamiento de fuente yreceptores, los operadores miden las variacioneslaterales de velocidad y obtienen imágenesdebajo del pozo para localizar y caracterizarfallas y estructuras en forma más completa. LosVSPs con desplazamiento de fuente y receptoresrequieren un conocimiento específico del pozo yde las posiciones de la fuente en todo momentodurante el levantamiento, lo cual se logra condatos detallados de orientación del pozo y utili-zando equipos de navegación, tal como el sis-tema de posicionamiento y navegación SWINGSde Schlumberger.

Un tipo de VSP más especializado es el levan-tamiento de proximidad de la sal, donde lafuente se coloca sobre un domo salino y elreceptor se instala en distintas posiciones en unpozo adyacente al domo salino. Los tiempos detránsito se registran y combinan con otros datosrequeridos, tales como la ubicación exacta de lafuente y el receptor, la velocidad de la sal y laroca circundante, y la distancia a la cima deldomo salino. Como resultado del procesamientose construye un perfil del domo salino, lo quepermite al operador determinar la distancialateral del pozo a la sal. También puede aportarinformación sobre la forma del domo salino, locual contribuye a la búsqueda de trampas dehidrocarburos a lo largo de sus flancos.2

La herramienta SeismicMWD se coloca en elBHA para recibir las energías sísmicas directa yreflejada que se originan en la fuente (arriba).

La realización de tal medición en la columnaperforadora plantea numerosas complejidades.La perforación genera ruido en el pozo y en laroca circundante que puede deteriorar la calidadde los datos, hasta el punto de inutilizarlos. Poreste motivo, se debe activar la fuente y medir lasseñales sísmicas en momentos de relativa calma;cuando se detiene la perforación para llevar acabo otras operaciones. Un momento ideal parala adquisición de datos es cuando se empalman

las barras de sondeo (tramos de la columna per-foradora); momento en que se interrumpe la cir-culación de lodo y las barras de sondeopermanecen fijas. En un proceso que ha sidoposible gracias al desarrollo de técnicas patenta-das por Schlumberger, se dispara la fuente aintervalos de 10 a 15 segundos; es decir, un totalde aproximadamente 21⁄2 minutos para un niveltípico de diez disparos. Evidentemente, es unlapso más breve que el tiempo normal deempalme de tuberías del equipo de perforación,por lo que el procedimiento SeismicMWD nointerrumpe las operaciones de perforación.

1. Meehan R, Miller D, Haldorsen J, Kamata M y UnderhillB: “Rekindling Interest in Seismic While Drilling,” OilfieldReview 5, no. 1 (Enero de 1993): 4–13.

2. Christie et al, Referencia 3, texto principal.

> Mediciones sísmicas durante la perforación. La nueva técnica SeismicMWD ubica los receptoresen el fondo del pozo dentro del BHA (recuadros, arriba y abajo a la izquierda). La fuente, en este casoun arreglo de tres cañones de 250 cm3 [1.5 pulgadas cúbicas], se coloca en la superficie (recuadro dela derecha) y se despliega fuera de una barcaza o del equipo de perforación. Los levantamientos queimplican desplazamiento de la fuente requieren la utilización de sistemas de posicionamiento preci-sos, tal como el sistema SWINGS (recuadro arriba al centro). La fuente se dispara durante losmomentos de calma cuando la herramienta SeismicMWD permite recolectar las señales sísmicasdirectas y reflejadas. Los tiempos de los tiros de prueba de velocidad se detectan automáticamenteen el pozo y los datos se envían a la superficie a través de sistemas de telemetría MWD. Los datos deformas de onda también se registran y se almacenan en la memoria de la herramienta para su poste-rior recuperación en la boca del pozo cuando el BHA llega a la superficie.

Cualquier información que se pierda en el pro-ceso de perforación puede obtenerse durante losviajes de entrada y salida del pozo entre lascarreras de barrena. Los operadores aprovechaneste momento para adquirir más nivelesSeismicMWD y así mejorar la calidad del regis-tro. Sin embargo, los datos adquiridos durantelos viajes no podrían utilizarse para tomar deci-siones de perforación en tiempo real.

A diferencia de las técnicas de sísmica depozo con cable, las que permiten maximizar lacalidad de los datos mediante la utilización degeófonos engrampados—mecánica o magnéti-camente—a la pared del pozo o al revestidor, losreceptores en la herramienta SeismicMWD for-man parte de la sarta de perforación. En conse-cuencia, el acoplamiento con la formacióndepende de la desviación del pozo y es menospredecible. En pozos desviados, pequeños geófo-nos reforzados e instalados en los portamechasgeneran una señal de buena calidad porque lacolumna tiende a yacer sobre el fondo del pozo.Sin embargo, el acoplamiento con la formaciónse dificulta en pozos verticales y entubados. Poreste motivo, también se hicieron pruebas conhidrófonos ya que éstos no necesitan estar aco-plados al pozo para garantizar la obtención de lamedición, independientemente de la calidad delacople entre los geófonos y la formación.

En una primera prueba de campo realizada enla plataforma continental externa del Golfo deMéxico para la compañía Marathon Oil, se obtu-vieron resultados coherentes tanto en los tramosabiertos como en los tramos entubados del pozocasi vertical (arriba). Muchos de estos datos seobtuvieron durante la sacada de la herramienta.Las fuentes se activaron mientras se empalmabala tubería de perforación, por lo que no se interfi-rió con la operación de perforación. En esta pri-mera prueba, los datos no se transmitieron a lasuperficie sino que se descargaron de la memoriade la herramienta una vez que ésta llegó a lasuperficie, lo cual proporcionó valiosa informa-ción de la relación tiempo-profundidad y se eli-minó el tiempo de equipo de perforaciónasociado con un perfil sísmico vertical adquirido acable, o el tiempo relacionado con los tiros deprueba de velocidad.

40 Oilfield Review

9. Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J,Hansen R, White J y Walsgrove T: “Logging WhileDrilling: A Three-Year Perspective,” Oilfield Review 4,no. 3 (Julio de 1992): 4–21.

Durante la carrera de barrena

Después de la carrera de barrena

Recuperación de losdatos de la memoria

Configuración de la herramienta

Procesamiento VSPFormas de onda

Activación de la fuente,adquisición de datos

Procesamiento en el fondo del pozo

Almacenamiento en memoria

Posicionamiento dela barrena en lasección sísmica

Picado de tiempovía MWD

Antes de la carrera de barrena

> Procedimientos operativos generales para levantamientos SeismicMWD. En cuanto a procedimientos, la técnica SeismicMWD puede dividirse en tressegmentos: antes, durante y después de las carreras de barrena. La herra-mienta se configura antes de bajarse al pozo para ser colocada en el BHA. Se ingresa la información relacionada con el programa de adquisición, talcomo el programa en función del tiempo y los parámetros de adquisición.Durante la bajada de la barrena y durante la perforación se adquieren y almacenan los datos de formas de onda, se procesan los datos en el fondo del pozo y los datos de los tiros de prueba de velocidad se transmiten a lasuperficie. La información de la relación tiempo-profundidad puede utilizarseen tiempo real para posicionar la barrena en las secciones sísmicas de super-ficie mientras las operaciones de perforación continúan sin interrupción.Cuando se extrae la columna de perforación del pozo, se descargan los datosde la memoria de la herramienta para el procesamiento de las imágenes VSP.

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s

11,000

12,000

13,000

14,000

15,000

16,000

17,000

18,000

1.8

Tiempo, segundos2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0 3.2 3.4

19,000

> Datos apilados obtenidos con la herramienta SeismicMWD en el segundopozo de prueba en el Golfo de México. La gráfica de las formas de ondamuestra la claridad de los primeros quiebres y demuestra cómo arriban mástarde a medida que el pozo se profundiza. Los datos fueron adquiridos conéxito en un pozo casi vertical y también en los tramos entubados utilizando unhidrófono. Los datos muestran además los eventos ascendentes reflejados a18.500 pies [5640 m], que se detectan a tiempos que decrecen a medida quese profundiza el pozo (sombra amarilla).

Verano de 2002 41

Las señales sísmicas son recibidas por laherramienta SeismicMWD en el pozo durante unproceso de adquisición perfectamente sincroni-zado. Las señales se procesan en el fondo delpozo para determinar los tiempos críticos de losprimeros arribos o los tiempos de los tiros deprueba de velocidad. Esta información se trans-mite luego en tiempo real a la superficie al sis-tema de Evaluación Integrada de la Perforación yla Evaluación de Registros IDEAL mediante un sis-tema de transmisión de pulsos a través del lodo.9

Los sistemas actuales de transmisión de pulsos através del lodo no tienen la velocidad necesariapara enviar datos de formas de onda a la boca delpozo. Sin embargo, gracias a los últimos avancestecnológicos, pronto podrán transmitirse datosbásicos de formas de onda a la superficie, inme-diatamente después de adquirida la información.

Las pruebas de campo realizadas durante elsegundo semestre del año 2000 se concentraronen los aspectos del servicio SeismicMWD relacio-nados con el tiempo real. Para que los perforado-res se beneficien de las mediciones en tiemporeal, se requiere un proceso bien concebido deadquisición, almacenamiento, procesamiento ytransmisión de datos (página anterior, abajo).

Para el proceso de adquisición de datos, laherramienta SeismicMWD se configura con infor-mación relacionada con el programa de adquisi-ción y grabado de datos, antes de ser bajada alpozo en el BHA. El programa de grabado de datoscontempla el tiempo necesario para el viaje debajada y la cantidad de disparos que se procesa-rán. Durante los momentos de calma, se registranlas señales sísmicas que llegan directamentedesde la fuente y las reflejadas desde las forma-ciones cuyas imágenes se pretende obtener.

Estas señales se almacenan en la memoria de laherramienta para su posterior procesamiento.Inmediatamente luego de adquirir los datos, elprocesamiento realizado en el fondo del pozodetermina los tiempos derivados de los tiros deprueba de velocidad. La herramienta prepara esainformación para su transmisión a la superficiecuando se resuma la transmisión de pulsos a tra-vés del lodo. En la superficie, la relación tiempo-profundidad obtenida en tiempo real se utilizapara ubicar la barrena en la imagen sísmica desuperficie, permitiendo la toma de decisiones deperforación. Cuando la columna perforadora sesaca del pozo, los datos de formas de onda sedescargan de la memoria de la herramienta, paraluego enviarlos a una central de procesamiento afin de generar las imágenes VSP.

En septiembre de 2000, se bajó una herra-mienta prototipo en pozos del Golfo de Méxicopara la compañía Shell Exploration & Production.En el pozo se recolectaron datos de geófonos yde hidrófonos. La fuente sísmica en superficie,desplegada desde una grúa instalada en elequipo de perforación, consistía de tres cañonesde aire de 2.5 L [150 pulgadas3] cada uno, carga-dos con 2000 lpc [13.8 MPa]. La activación de lafuente y la adquisición de datos se efectuaron enlos momentos de relativa calma, permitiendo asíla continuidad de las operaciones de perforación.Estos datos, junto con muchas otras medicionesLWD, se transmitieron a la superficie mediantesistemas de transmisión de pulsos a través dellodo. Ésta fue la primera vez que se registraron yrecuperaron datos de tiros de prueba de veloci-dad en tiempo real de una herramienta LWD.

En esta parte de la prueba de campo se probóun algoritmo que permite picar tiempos de ida en

el fondo del pozo, en forma precisa y automática.Finalizada la fase de prueba prototipo, el picadoautomático de tiempos arrojó un índice de éxitodel 90% en la obtención de datos de tiros deprueba de velocidad en tiempo real. Cuando secomparó el análisis automático de tiros deprueba de velocidad con los picados de tiemposmanuales, se observó que las diferencias eranmínimas y tenían la precisión necesaria parapoder tomar decisiones respecto al emplaza-miento del pozo (arriba).

Para lograr la correcta sincronización deeventos, la solución consistió en resolver proble-mas de comunicación entre la fuente de superfi-cie y la herramienta SeismicMWD. A diferenciade las operaciones con cable, aquí no hay comu-nicación electrónica directa entre la herramientade fondo de pozo y la fuente de superficie. Loscientíficos de Schlumberger superaron estabarrera desarrollando una tecnología innovadorapara sincronizar eventos en boca y fondo de pozocon precisión de milisegundos durante la adqui-sición con la técnica SeismicMWD. El éxito téc-nico y operativo logrado en el Golfo de Méxicopermitió comprobar la viabilidad de la técnica.También se demostró su utilidad en operacionesen aguas profundas, porque permite obtener losdatos necesarios sin recurrir a la ejecución deoperaciones costosas.

En el año 2000, se efectuaron levantamientosen ocho pozos en el Golfo de México durante laspruebas de campo de la técnica SeismicMWD.En el año 2001, la prueba de campo se extendióa otras regiones y se registraron seis pozos más,ubicados en diversos ambientes. Durante su eje-cución, se utilizaron tres diámetros diferentes dela herramienta SeismicMWD, 63⁄4, 81⁄4 y 9 pulgadas.

Prof

undi

dad,

pie

s

15,000

Pica

do d

el p

rimer

arri

boen

tiem

po re

al, s

eg

14,500

16,000

17,000

18,000

15,500

16,500

17,500

1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0Tiempo, segundos

2.6

2.5

2.4

2.3

2.2

2.12.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

Picado manual de tiempos, seg

Máximo error: 4 mseg

> Picado de los tiempos de tiros de prueba de velocidad en el fondo del pozo. Las marcas verticales (enrojo) en los primeros quiebres muestran el éxito inicial del procesamiento en el fondo del pozo que utilizaun nuevo algoritmo desarrollado por Schlumberger (izquierda). Estos tiempos de tránsito se transmiten ala superficie y se correlacionan bien con los picados manuales de los datos de formas de onda descar-gados posteriormente de la memoria de la herramienta, una vez que ésta llega a la superficie (derecha).

42 Oilfield Review

Riesgos de perforación en el Mar CaspioEn el sector sur del Mar Caspio, la complejaestructura geológica existente planteaba fuertesdesafíos al grupo de perforación de BP. En uncaso, el objetivo consistía en perforar un pozoexploratorio para evaluar la formación Fasila delPlioceno. Las numerosas fallas que rodeabanesta estructura de inclinación pronunciada y lasaltas presiones de poro en su cima, llevaron a BPa considerar un nuevo enfoque. La compañíadecidió perforar el pozo desde una posición fuerade la estructura, perforando en forma direccionaldentro de la formación Fasila para evitar laszonas sobrepresionadas y sortear el complejofallamiento (abajo).

Esta estrategia de perforación requería unconocimiento exhaustivo de la geología. Los ries-gos de perforación anticipados a partir de las imá-genes sísmicas de superficie, estaban en granparte empañados por la complejidad de la estruc-tura y por la presencia de pocos reflectores identi-ficables en gran parte de la sección en cuestión.Para complicar aún más las cosas, la incertidum-

bre en cuanto a la profundidad vertical para elpicado sísmico correspondiente a la cima delyacimiento era de 700 m [2300 pies]. En estazona, las formaciones son muy blandas para utili-zar la barrena como fuente sísmica. BP ySchlumberger decidieron recurrir a la técnicaSeismicMWD para enfrentar estos desafíos comoparte de la iniciativa Perforación sin Sorpresas(NDS, por sus siglas en inglés).10

La prevención de riesgos de perforación sinnecesidad de efectuar correcciones fundamenta-les en la trayectoria del pozo dependía del posi-cionamiento preciso y en tiempo real de labarrena en la sección sísmica. BP y Schlumbergerlo lograron efectuando, por primera vez en la his-toria de la perforación, un levantamiento sísmicocon desplazamiento de fuente y receptores(walk-above survey) con la técnica SeismicMWD.

Se colocó una fuente a bordo de una barcaza,posicionada verticalmente por encima del receptorLWD, utilizando el sistema de navegación y posi-cionamiento sísmico SWINGS (próxima página,arriba). Los datos se registraron durante los empal-

mes de la columna de perforación y durante viajesde entrada y salida del pozo. Los datos de tiros deprueba de velocidad se enviaron a la superficie entiempo real mediante un sistema de transmisiónde pulsos a través del lodo. En la superficie, uningeniero de Schlumberger controlaba la calidadde los mismos. Luego se transmitieron a un geofí-sico de operaciones y a un procesador de señalesen tierra. Los datos de formas de onda y los parestiempo-profundidad, descargados de la memoriade la herramienta SeismicMWD durante los pos-teriores viajes de barrena, se utilizaron para pro-cesar la imagen del VSP con desplazamiento defuente y receptores, así como para validar losresultados en tiempo real.

La conversión de tiempo a profundidad de losdatos de tiros de prueba de velocidad en tiemporeal se ajustaba bien a los datos pronosticados porla relación tiempo-profundidad anterior, mante-niéndose esa correlación hasta los 3500 m [11,500pies] de profundidad vertical verdadera (TVD, porsus siglas en inglés). Debajo de este punto, sinembargo, la disparidad entre la posición estimaday observada de la barrena, era importante al igualque la incertidumbre respecto de la profundidaddel objetivo. Gracias a la técnica SeismicMWD, BPlogró posicionar la barrena en la imagen sísmicasin interrumpir la perforación y pudo reducir sus-tancialmente la incertidumbre mientras perforabaesta compleja estructura.

Se adquirieron 63 niveles de datos de compo-nentes axiales—movimiento alineado paralelo ala trayectoria del pozo—sin producir impactoalguno sobre el proceso de perforación que conti-nuó sin obstáculos a la eficaz velocidad de 400 m[1310 pies] por día.11 Dados los costos diarios delequipo de perforación, 84,000 dólares estadouni-denses, era esencial la ejecución de una operaciónde perforación sin problemas. La operación con latécnica SeismicMWD permitió eliminar la necesi-dad de efectuar un levantamiento con cable, locual se tradujo en un ahorro de 12 horas de tiempode equipo de perforación.

El sistema de detección automática de los pri-meros arribos en el pozo funcionó perfectamentebien. Los tiempos de tránsito de los tiros de pruebade velocidad en tiempo real mostraron una desvia-ción de sólo 1 ms con respecto a los picadosmanuales en los datos descargados de la memoriade la herramienta. Lamentablemente, una fallatemporaria en la grúa de la barcaza que alojaba lafuente impidió la adquisición de varios niveles enla parte media del intervalo. No obstante, con losdatos de tiros de prueba de velocidad en tiemporeal, se redujeron las incertidumbres respecto de laprofundidad de 700 m a menos de 10 m [33 pies],volviendo más manejable el complejo escenario ypermitiendo que se procediera con la perforación.

Prof

undi

dad,

m

1000

0

2000

3000

4000

5000

Distancia, m6000 7000 8000 9000 10,000

Alta presión y fallamientosobre la cima

Zonaobjetivo

Incertidumbre sobre laprofundidad del objetivo

> Perforación con riesgos e incertidumbres. El pozo de BP destinadoa probar la formación Fasila en el sur del Mar Caspio debió evitar losriesgos que se presentaban en la cima de una estructura compleja.Había gran incertidumbre respecto de la profundidad. En este caso,había una incertidumbre de 700 m [2300 pies] en cuanto a la profundi-dad del objetivo debido a la presencia de campos de velocidad sís-mica complejos en los estratos adyacentes. Los planes de perfora-ción se basaron en información sísmica de superficie, convertida detiempo a profundidad mediante modelos de velocidad que no puedentener en cuenta estas complejidades.

Verano de 2002 43

Una vez revestido el pozo y utilizando lamisma fuente, se registró un VSP con cable entodo el intervalo con el generador de ImágenesSísmicas de Arreglo ASI de Schlumberger. Losdatos de tres componentes y la alta calidad delVSP registrado con cable, constituían una buenareferencia para verificar la calidad de los datos dela herramienta SeismicMWD.12 Los resultados delos tiros de prueba de velocidad LWD en tiemporeal se ajustaban bien a los de la herramienta ASI(abajo, a la derecha).13

Especialistas de Schlumberger, BP y elInstituto de Tecnología de Massachussets (MIT,por sus siglas en inglés), Cambridge, EUA, utiliza-ron los datos adquiridos con cable para evaluar lacalidad de los datos LWD y determinar la posibi-lidad de extender la aplicación SeismicMWD delos meros tiros de prueba de velocidad a la gene-ración de imágenes de la formación que seencuentra delante y alrededor de la barrena. Aesa altura de la prueba de campo, la herramientaexperimental contenía filtros pasa bajos, pero seobservó que las imágenes SeismicMWD eran decalidad superior a las imágenes sísmicas desuperficie, aunque de menor resolución que lasimágenes de la herramienta ASI de componentesmúltiples.14 Por otra parte, el grupo logró identifi-car el potencial de registrar componentes múlti-ples con la herramienta SeismicMWD paramejorar la calidad de la imagen. Además, éstapermitiría la utilización de datos de ondas decorte convertidas para reducir posibles transfor-maciones artificiales. La promesa de que losdatos de componentes múltiples mejorarían lacalidad y resolución de la imagen se ha concre-tado en un caso más reciente (véase“Componentes múltiples y canales en un áreamarina de África Occidental,” página 45).

Reducción del riesgo operativo en BrasilLos planes de BP de perforar el pozo exploratoriovertical B-2 frente a la costa de Brasil tambiénexigían un examen exhaustivo de las complejida-des operativas. En primer lugar, el campo develocidad sísmica era poco conocido. El modelode velocidad se había construido utilizando infor-mación del pozo más cercano—el pozo B-1 ubi-cado a 50 km [30 millas] de distancia—con datosde tiros de prueba de velocidad, arrojando un

10% de incertidumbre en cuanto a la profundi-dad. En segundo lugar, para mantener el pozoexploratorio B-2 vertical, éste tendría que pene-trar el objetivo primario superior del yacimientojusto debajo de una prominente falla sin sello. Elperforador quería asentar el revestidor de 135⁄8pulgadas debajo de la falla, pero por encima delyacimiento para evitar las pérdidas de fluidosfrente a la falla.

10. Bratton et al, Referencia 2.11. Harrold T, Poole A, Nelson L, Hawthorn A y Underhill W:

“Seismic Measurement While Drilling in Azerbaijan andBrazil,” artículo de las SPE/IADC 74539, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC, Dallas,Texas, EUA, 26 al 28 de febrero de 2002.

12. La adquisición de tres componentes de la señal sísmicaaporta más información sobre las ondas que llegandesde afuera del plano definido por la ubicación delpozo y la fuente, y ayuda a identificar las ondas compre-sionales y las de corte para obtener mejores imágenes.Los hidrófonos registran las variaciones de presión en el fluido de pozo y no suelen utilizarse en herramientaspara registrar sísmica de pozo con cable.

13. Los niveles que faltan generaron una discontinuidad enlos datos que se tuvo en cuenta al comparar los datosVSP adquiridos con cable con los datos de la herra-mienta SeismicMWD.

14. Haldorsen J, Krasovec M, Raikes S, Harrold T, Day DN yClippard JD: “Comparison of Full WaveformSeismicMWD and Conventional VSP Data from the SouthCaspian,” artículo Z-99, presentado en la 64ta.Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.

> Vista desde la barcaza en la que se desplegó la fuente durante un levantamiento SeismicMWD en elsur del Mar Caspio. El camión grúa mostrado en el primer plano se utilizó para desplegar el cañón deaire desde la barcaza de trabajo. En el fondo, se puede ver el equipo de perforación.

Tiem

po, s

eg

1200

1400

1600

1000

800

Profundidad vertical verdadera, m

2000 2500 3000 3500 4000 4500

Datos SeismicMWDfaltantes debido a unafalla en la grúa

Incidencia vertical del VSP, pozo entubadoIncidencia vertical del levantamiento SeismicMWD, pozo abierto

> Gráfica de tiempo versus profundidad que compara los datos SeismicMWD con los datosVSP adquiridos con cable. Un error promedio de 3 ms entre ambos se traduce en una diferen-cia de profundidad de 10 m. Con la herramienta SeismicMWD, la incertidumbre respecto a laprofundidad del objetivo Fasila fue de sólo 10 m contra los 700 m resultantes de las imágenessísmicas de superficie.

La clave para abordar la cuestión de la fallasería emplazar correctamente el revestidor de135⁄8 pulgadas. La proximidad de la falla con res-pecto al objetivo representaba una limitación.Con un rango de incertidumbre del 10%, se super-ponían las profundidades del objetivo con la de lafalla, de modo que no podía garantizarse la colo-cación del revestidor exactamente donde eranecesario; es decir debajo de la falla y encima delobjetivo superior (derecha). Durante la planifica-ción de la perforación, BP consideró interrumpir laperforación para registrar un VSP con cable a unaprofundidad más somera. Pero aún con los datosadicionales, las incertidumbres en cuanto a laprofundidad seguirían siendo inaceptables. Serequería una solución en tiempo real para hacerun seguimiento más preciso del avance de la per-foración en la imagen sísmica de superficie, demodo que BP optó por la técnica SeismicMWD.

Los datos de tiros de prueba de velocidad entiempo real adquiridos con la herramientaSeismicMWD permitieron reducir la incertidum-bre al 1% (abajo, a la derecha). En consecuencia,el revestidor de 135⁄8 pulgadas se colocó con éxitoentre la falla y el objetivo en el yacimiento.

La relación tiempo-profundidad derivada delos datos de tiros de prueba de velocidad en elpozo B-1 era muy diferente de las estimacionesprevias a la perforación obtenidas de las medicio-nes sísmicas de superficie y de lo encontrado enel pozo exploratorio (arriba). Los objetivos se

44 Oilfield Review

15. Kolla V, Bourges P, Urruty J-M y Safa P: “Evolution ofDeep-Water Tertiary Sinuous Channels Offshore Angola(West Africa) and Implications for ReservoirArchitecture,” Boletín 85 de la AAPG, no. 8 (Agosto de 2001): 1373–1405.

16. Beydoun W, Biteau J-J y Cardoso S: “GeophysicalChallenges and Opportunities of the Deep WaterAngolan Offshore,” The Leading Edge 18, no. 5 (Mayo de 1999): 604–607.

Objetivo

Incertidumbre acercade la profundidadde la falla

Incertidumbre acercade la profundidaddel objetivo

SO NE

> La selección de la profundidad de revestimientoen Brasil se vio complicada por las incertidum-bres acerca de la profundidad. Con 10% de error,tanto para la falla sin sello como para el tope delobjetivo superior, el margen de error correspon-diente a ambas profundidades se superponedebido a la proximidad de la falla respecto delyacimiento. Con la información disponible, la deci-sión respecto de la profundidad de asentamientodel revestidor de 135⁄8 pulgadas es riesgosa.

Incertidumbre acercade la profundidadde la falla

Incertidumbre acercade la profundidaddel objetivo

Ventana deprofundidad paraasentar el revestidor

Objetivo

SO NE

> Incertidumbre reducida a un nivel manejablecon la información de la técnica SeismicMWD.Los datos SeismicMWD permitieron reducir sus-tancialmente los errores asociados con la pro-fundidad de la falla y con la profundidad del topedel yacimiento; a un 1%. Así, quedó claramentedefinida la ventana sobre la cual asentar elrevestidor de 135⁄8 pulgadas y se logró perforarcon éxito este pozo brasileño.

Prof

undi

dad,

m

Tiempo, ms

2000

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

020000 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

ResultadosSeismicMWD

Predicción

Datos de tiros de prueba develocidad en el Pozo B-1Pozo B-1

Predicción del Pozo B-2Datos de tiros de pruebade velocidad en el Pozo B-2Tendencia en el Pozo B-2

> Comparación de diferentes modelos de la relación tiempo-profundidad. Los datos de tiros deprueba de velocidad del pozo anterior B-1, el pozo más cercano con información de tiros deprueba de velocidad, muestra una relación tiempo-profundidad completamente diferente. Larelación tiempo-profundidad extraída de los datos SeismicMWD confirmó la tendencia pronos-ticada, pero muestra un desplazamiento equivalente a un error de 80 m [260 pies] respecto dela profundidad. Es probable que sobre esta base se hubiera colocado el revestidor de 135⁄8 pul-gadas sobre la falla sin sello, poniendo en riesgo las futuras operaciones de perforación en elpozo B-2.

Verano de 2002 45

encontraron a una profundidad de 80 m [260 pies]mayor que la pronosticada por la correlacióntiempo-profundidad original, con lo cual el reves-tidor de 135⁄8 pulgadas se habría colocado proba-blemente encima de la falla si el programa deperforación del pozo hubiera respetado el planoriginal.

La técnica SeismicMWD, seleccionada en uncomienzo por BP para reducir los riesgos operati-vos en este complejo escenario exploratorio,también ofrecía otros beneficios. Los costos ope-rativos bajaron sustancialmente ya que se evita-ron al menos dos VSPs registrados con cable y seredujo el tiempo total del equipo de perforación.La nueva técnica también aportaba al equipogeotécnico valiosa información de velocidad paramejorar sus modelos antes de programar futurasoperaciones en el área.

Componentes múltiples y canales en un área marina de África OccidentalLos ejemplos anteriores demuestran cómo lainformación sísmica en tiempo real beneficia alproceso de perforación, donde la complejidad delas estructuras aumenta como resultado de lasambigüedades observadas en las imágenes sísmi-cas de superficie. También existen campos estrati-gráficamente complejos donde la nueva técnicaSeismicMWD podría aportar beneficios similares,pero para crear imágenes de lo que está delantede la barrena durante la perforación, se necesitandatos sísmicos de componentes múltiples.

La perforación en aguas profundas en un áreamarina de África Occidental se ha concentrado enlos yacimientos de areniscas turbidíticas delTerciario. Estas areniscas fueron depositadas enuna serie de canales sinuosos de aguas profun-das, a medida que grandes volúmenes de sedi-mentos provenientes del cratón africanoingresaron en el margen de Angola.15 Las moder-nas técnicas de sísmica 3D de superficie contri-buyen a definir canales Terciarios simples (arribaa la derecha).16 Sin embargo, la capacidad de losgeocientíficos de definir un yacimiento utilizandoimágenes sísmicas se reduce a medida queaumenta la complejidad de los sistemas de cana-les. Por ejemplo, generalmente es muy compli-cado resolver secciones de canales apilados muypotentes—60 a 80 m [200 a 260 pies]—utili-zando imágenes sísmicas (derecha).

Este menor conocimiento del subsuelo obsta-culiza los esfuerzos de los perforadores que nece-sitan ubicar la barrena con exactitud dentro delyacimiento. Los pozos cuyo objetivo son yaci-mientos de canales apilados suelen tener trayec-torias muy desviadas para poder intersectar todaslas areniscas posibles. Las técnicas para registrarsísmica de pozo con cable, incluyendo los VSPs

con desplazamientos múltiples de la fuente y condesplazamiento de fuente y receptores, se utilizanen general para delinear estos yacimientos com-plejos y mejorar el diseño de pozos de drenaje apartir de pozos piloto verticales. Los registros concable suelen realizarse durante las carreras inter-medias de registros o al final de la perforación,por lo que no aportan información en tiempo realpara utilizar durante el direccionamiento del pozo.

Frente a las costas de África Occidental, loscostos de perforación de pozos en aguas profundassuperan los 20 millones de dólares estadouniden-ses por pozo, y los niveles de producción mínimosrequeridos para que un pozo resulte económica-mente viable actualmente ascienden a 10,000 B/D[1590 m3/d]. TotalFinaElf (TFE) está explorando

métodos alternativos para reducir costos, mitigarriesgos y aumentar la producción mediante laconexión con una mayor cantidad de zonas pro-ductivas en el yacimiento. En esta área, las varia-ciones laterales observadas en el campo develocidad pueden hacer que un pozo se perforeencima o debajo del objetivo buscado, aumen-tando considerablemente el riesgo de perforaciónde pozos de drenaje horizontales. El ajuste deestas variaciones mediante el conocimiento entiempo real de la relación tiempo-profundidadpuede contribuir a reducir el riesgo. Por eso, TFEdecidió examinar el potencial de la herramientaSeismicMWD para mejorar el emplazamiento depozos de drenaje horizontales en estas complejassecuencias de canales turbidíticos.

> Canales marinos profundos de edad Terciaria en un área marina de África Occidental vistos desdearriba, mediante la utilización de técnicas modernas de mapeo de atributos sísmicos. Los actualesdatos sísmicos 3D de superficie de alta resolución permiten el seguimiento de canales turbidíticossimples. Sin embargo, los complejos sistemas de canales apilados siguen siendo objetivos de perforación riesgosos.

> Corte esquemático que muestra la compleja secuencia de canales apilados. Para atravesar mayorsuperficie del yacimiento con pozos de producción horizontales y reducir la frecuencia de desvíos, esnecesario entender claramente estas secuencias complejas.

En el año 2001, TFE programó un pozo de dre-naje a partir de un pozo geológico piloto. Seregistró un VSP con cable desde el pozo pilotopara contribuir a determinar la posición exactadel objetivo a utilizar en el diseño del pozo dedrenaje. La proximidad del pozo de drenaje res-pecto del pozo piloto ofrecía a TFE una oportuni-dad ideal para probar la herramientaSeismicMWD.

TFE y Schlumberger realizaron una prueba decampo de la técnica SeismicMWD en las aguasprofundas de Angola; profundidad del agua iguala 1350 m [4430 pies]. Se corrió una herramientaSeismicMWD de componentes múltiples experi-mental, alojada en el BHA, en combinación con laherramienta de Densidad-Neutrón AzimutalADN, la herramienta de Resistividad de ArregloCompensada ARC y sensores MWD (arriba). Estaversión experimental de la herramienta contabacon una tecnología de cuatro componentes (4C),equipada con tres geófonos ortogonales y unhidrófono. Dado que era la primera vez que seadquirían datos de cuatro componentes con laherramienta SeismicMWD, se agregaron variosobjetivos para evaluar la utilidad de la técnica(izquierda).

Para evaluar la calidad de los datos, se com-pararon los datos de la herramientaSeismicMWD en el pozo de drenaje con datosVSP previos adquiridos con cable en el pozopiloto. También se probó una reducción del espa-ciamiento de niveles de adquisición durante ellevantamiento SeismicMWD, registrando no sólodurante los momentos de calma de empalme dela columna de perforación sino también a inter-valos intermedios; 14 m [45 pies]. El aumento dedensidad de niveles de adquisición mejora lacalidad y la resolución de la imagenSeismicMWD. Los niveles registrados durantelos empalmes no incidieron en las operacionesde perforación, mientras que el espaciamiento deniveles intermedios implicó sólo ocho minutospara cada nivel registrado. Los registrosSeismicMWD y VSP se consideraron compara-bles: el pozo de drenaje estaba cerca del pozo

46 Oilfield Review

Barrena de81⁄2 pulgadas

Estabilizadores7.3 m

Longitud total=36 m

Herramienta deDensidad-Neutrón Azimutal ADN Herramienta SeismicMWD Inclinación y azimut MWD

Herramienta de Resistividad de ArregloCompensada ARC; rayos gamma, presión

> Arreglo de fondo. Otras herramientas LWD, incluyendo herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN y la de Resistividad de Arreglo CompensadaARC, acompañaron a la herramienta SeismicMWD.

Arribodirecto

Reflexión

Ondasde tubo

100

ms

Tiem

po

Geofóno de tres componentes Hidrófono

Z X Y

Profundidad Profundidad Profundidad Profundidad

> Datos sísmicos apilados de cuatro componentes (4C). Los datos sísmicos de cuatro componentesobtenidas en el pozo de prueba de campo de TFE, muestran los primeros quiebres fácilmente picadosy revelan ondas reflejadas ascendentes de buena calidad en los datos axiales o la componente Z delos geófonos (izquierda). La componente Z está orientada a lo largo del eje del BHA y con las compo-nentes X e Y forman tres direcciones ortogonales. Los arribos directos se ven claramente en las cua-tro componentes. Los eventos ascendentes en los tiempos tardíos de los datos de los hidrófonos sonondas de tubo generadas por el arribo directo en la zapata del revestidor de 95⁄8 pulgadas (derecha).

Prof

undi

dad

Tiempo de tránsito sísmico

50 m

50 ms

VSP adquiridocon cable en

el pozo piloto

Derivacióndel pozo

Derivación del pozo

Zapata delrevestidor de95⁄8 pulgadas

Sección vertical

~100 m

Resultados de laherramienta

SeismicMWD enel pozo de drenaje

Datos obtenidos a cableDatos SeismicMWD

> Comparación de datos de tiempo convertidos a profundidad adquiridos por la herramienta SeismicMWD con los correspondientes a un VSP adquirido con cable. Los datos de tiempo convertidosa profundidad de la herramienta SeismicMWD en el pozo de drenaje y los de un VSP obtenidos concable en el pozo original se superponen hasta donde divergen el pozo original y el de drenaje. La compa-ración nuevamente convalida la capacidad de la herramienta SeismicMWD para adquirir información dela relación tiempo-profundidad.

Verano de 2002 47

original; ambos levantamientos investigaron elmismo volumen de estratos; y los dos conjuntosde datos fueron adquiridos de la misma manera;es decir, con desplazamiento de fuente y recep-tores, utilizando la misma fuente sísmica. Sinembargo, el VSP con cable se registró con unamayor densidad de niveles (10 m), mejorando asíla resolución de sus imágenes.

Los tiempos de tránsito registrados, descar-gados posteriormente de la memoria de la herra-mienta SeismicMWD, se correlacionaban biencon los datos registrados con cable. Las únicasdesviaciones importantes estaban relacionadascon la diferencia en las posiciones de lospozos—el pozo de drenaje estaba en una posi-ción más alta que el original—poniendo así derelieve las aplicaciones de esta técnica en loreferente a la relación tiempo-profundidad yposicionamiento de la barrena en la sísmica desuperficie (página anterior, abajo). Por otra parte,los datos de geófonos y los de hidrófonos obteni-dos con la herramienta SeismicMWD mostraronbuenos ajustes de la relación tiempo-profundi-dad (derecha). No se contó con datos de tiempode tránsito en tiempo real debido a un error deinicialización de la herramienta antes de serbajada al pozo.

Los datos de geófonos de componentes múl-tiples provenientes de la herramientaSeismicMWD permitieron a los geofísicos de TFEy Schlumberger determinar la dirección de propa-gación de las ondas sísmicas, lo cual es crucialen el procesamiento de los VSPs. Los geófonosson mejores que los hidrófonos en cuanto a lageneración de datos sísmicos que se utilizanpara obtener imágenes de lo que está delante dela barrena, porque el campo de ondas ascenden-tes no está contaminado por las ondas de tuboconvertidas; problema muy común observado enlos datos de los hidrófonos.17 La prueba demostróque el geófono de tres componentes alojado enel BHA, provee datos de buena calidad y quepodría aportar estas mediciones en pozos muydesviados. La calidad de la imagen SeismicMWDfue tan buena como la de las imágenes sísmicas3D de superficie de alta resolución (derecha). Laherramienta experimental alcanzó una resoluciónaceptable a pesar de la utilización intencional de

un filtro pasabanda que removió las frecuenciasmás altas de los datos, reduciendo así la resolu-ción efectiva de la imagen. Las nuevas herra-mientas SeismicMWD no tienen este filtro, conlo cual se mejora la calidad general de la imagencon respecto a las herramientas anteriores.

Los datos de cuatro componentes pueden uti-lizarse de distintas formas a fin de mejorar lacalidad del producto y para otras aplicacionesnuevas. Por ejemplo, es posible aplicar los datosde hidrófonos a tiros de prueba de velocidad en

pozos verticales y entubados donde el acopla-miento de los geófonos puede ser impredecible.En pozos horizontales, los hidrófonos no aportaninformación direccional pero ayudan a los proce-sadores sísmicos porque ofrecen datos con-sistentes, mientras que los geófonos pueden sermenos sensibles a las ondas que se propaganverticalmente. Los datos de los geófonos de trescomponentes pueden rotarse en la dirección demáxima energía para una mejor relación señal-ruido en la detección de los primeros arribos.

17. Las ondas de tubo son múltiples de ondas que se propa-gan en forma ascendente y descendente por el fluidodel pozo, y que pueden dominar la porción tardía de losdatos de formas de onda. Los hidrófonos son especial-mente susceptibles a los efectos de estas ondas porqueresponden a cambios de presión en el pozo, mientrasque los geófonos están conectados a la formación y sonmenos susceptibles.Para más detalles sobre la sensibilidad de geófonos ehidrófonos a las ondas de tubo, consulte: Zimmerman LJy Chen ST: “Comparison of Vertical Seismic ProfilingTechniques,” Geophysics 58, no. 1 (Enero de 1993):134–140.

Prof

undi

dad

50 m

Tiempo de tránsito sísmico50 ms

GeófonoHidrófono

> Comportamiento de los hidrófonos respecto de los tiempos de tiros de prueba de velocidad. Enpozos verticales y entubados, los geófonos fijados en el arreglo de fondo a menudo no se acoplan a laformación. La prueba de campo demostró que los hidrófonos, si bien se ven afectados por las ondasde tubo, producen datos válidos de tiros de prueba de velocidad. Además aportan redundancia encaso de fallas de los geófonos.

Tiem

po d

e trá

nsito

sís

mic

o, m

s10

0 m

s

Imágenes sísmicasde superficie eimágenes SeismicMWD

Distancia horizontal

Porción de laimagen sísmicade superficie removida

ImagenSesimicMWD

insertada

> Comparación entre imágenes sísmicas de superficie e imágenes VSP generadas con la técnicaSeismicMWD. Como parte de la prueba de campo de África Occidental, se evaluó y comparó la cali-dad de la imagen SeismicMWD con las imágenes sísmicas 3D de superficie de alta resolución. Dentrode la sección sísmica (izquierda), se ha removido y desplazado hacia la derecha una porción repre-sentativa de las imágenes de superficie. Las imágenes SeismicMWD se han colocado sobre la imagensísmica de superficie con fines comparativos (recuadro de la izquierda). Las imágenes SeismicMWDmuestran claramente el adelgazamiento y espesamiento de las diversas capas. La calidad de las imá-genes resultó buena, considerando que esta versión de la herramienta para prueba de campo limitabael ancho de banda disponible que podría utilizarse en el procesamiento. Este filtro no impone limita-ciones sobre las herramientas más nuevas.

Por otra parte, la utilización simultánea de todos loscomponentes puede determinar la dirección de losarribos con respecto a la fuente y así contribuir aeliminar ciertas ambigüedades en las imágenes.Los datos de tres componentes también abren laposibilidad de procesar ondas de corte con susnumerosas aplicaciones.18 Con los datos de cuatrocomponentes, también pueden realizarse levanta-mientos de proximidad de la sal en tiempo realcerca de domos salinos, para determinar la posiciónde la barrena con respecto a los flancos de la sal.

Durante el trabajo con la herramientaSeismicMWD, la interferencia con la operación deperforación fue mínima y, según TFE, se vio másque compensada con los beneficios aportados porla técnica. Los especialistas en perforación, geolo-gía y geofísica de TFE esperan que esta tecnologíapermita aumentar aún más la rentabilidad de lasoperaciones en esta área, a través de sus nume-rosas aplicaciones. Integrados con las imágenessísmicas de superficie y demás información, losdatos SeismicMWD pueden ayudar a corregir yrefinar las profundidades del objetivo de perfora-ción y, en el futuro cercano, permitirán obtenerimágenes en tiempo real de lo que está delante dela barrena. Esto a su vez posibilitará a TFE optimi-zar la trayectoria del pozo a medida que progresala perforación, reduciendo así la cantidad de pozosdesviados necesarios para alcanzar los objetivos

de producción. La generación de imágenes sísmi-cas en tiempo real permitirá definir canales deareniscas complejos, ayudando a los perforadoresa contactar más extensión de yacimiento con labarrena, lo cual permite mejorar tanto la produc-ción como la recuperación general con menospozos piloto y de drenaje.

Planificación y secuencia de tareasAntes de utilizar el método SeismicMWD, debenestablecerse con claridad los roles y responsabili-dades para la planificación y ejecución de los tra-bajos. Los objetivos del levantamiento debensiempre fijarse con toda claridad. Esto resulta deespecial importancia en operaciones particular-mente complejas. Por ejemplo:• ¿Tiene el trabajo como único objetivo lograr el

posicionamiento de la barrena en tiempo real enla imagen sísmica de superficie?

• ¿Qué incertidumbres existen en cuanto a inter-sectar los objetivos buscados y los riesgos deperforación?

• ¿Se utilizarán velocidades de intervalos paraestimar la presión de poro?19

• ¿Se necesitan imágenes de lo que está delantede la barrena y, si así fuera, en qué tiempo?

• ¿Se necesita un geofísico en la localización delpozo para el procesamiento e interpretación entiempo real?

• Por otra parte, ¿qué equipos y qué personal—fuentes, barcazas, grúas y operadores—esnecesario asegurar y movilizar para garantizarel éxito del trabajo?

Las respuestas a éstas y otras preguntas dic-taminan cómo se configura, corre y procesa ellevantamiento. Cuando se diseña un VSP, el mode-lado previo a la ejecución del trabajo ayuda adeterminar la cantidad de niveles requeridos y lacorrecta geometría del levantamiento, incluyendolas posiciones de las fuentes y los receptores, asícomo el espaciamiento óptimo entre receptores.Si bien las operaciones típicas con la herramientaSeismicMWD producen un efecto mínimo sobre elproceso de perforación, el aumento de la densidadde niveles exige coordinación adicional con el per-sonal de perforación.

La correcta secuencia de tareas se torna aúnmás crítica cuando se requieren decisiones entiempo real que inciden sobre la seguridad y loscostos. Schlumberger ha construido la infraes-tructura y ha desarrollado numerosas herramien-tas y aplicaciones que ayudan a controlar esteproceso. La aplicación de procesamiento decampo WAVE Q-Borehole de Schlumberger, porejemplo, permitirá que se realice el procesa-miento y el control de calidad de los datosSeismicMWD con una computadora personal(PC) en cualquier parte del mundo (arriba).

48 Oilfield Review

Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada descarga de la memoria de la herramienta:datos de forma de onda almacenados en la memoria de la herramienta y salidas de la aplicación WAVE

Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada nivel:profundidad medida, profundidad vertical verdadera, tiempo de tránsito, tiempo detransito corregido, datos del levantamiento, salidas de la aplicación Bit On Seismic

Control de calidadAplicación

Bit On SeismicProcesamiento de formasde ondas sísmicas WAVE

DCS local

Datos sin procesar y salidas de las

aplicaciones Bit On Seismic y WAVE

Control de calidad y resultados

del procesamiento sísmico

Toma de decisiones delcliente en tiempo real

Ingeniero de pozoespecialista

en SeismicMWD

Aplicación Bit On Seismic

Procesamiento de formasde ondas sísmicas WAVE

Ventas de sísmica de pozo

Control de calidadAplicación Bit On SeismicProcesamiento de formasde ondas sísmicas WAVE

Representante del clienteen el sitio del pozo

> Secuencia de tareas de la técnica SeismicMWD. Una secuencia de tareas bien planificada es esencial para proveer soluciones exitosas entiempo real. El centro de Servicios de Datos y Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) pertinente se comunica con el ingeniero de pozo acargo del levantamiento SeismicMWD, como mínimo dos semanas antes del inicio de los trabajos para proveer los datos y la información quecorresponda. Previo al comienzo de los trabajos, se deben completar el plan de adquisición y la configuración de la herramienta. Durante laadquisición, el ingeniero de pozo controla la calidad de los datos y actualiza al DCS diariamente, o luego de cada nivel, con datos en tiemporeal e información del trabajo. Se controla la calidad de los datos y se los corrige antes del procesamiento en tiempo real utilizando los progra-mas Bit On Seismic y WAVE. Las respuestas en tiempo real se envían a los especialistas de la compañía operadora para la toma de decisionesy también a la localización del pozo. Después de extraer la herramienta del pozo y recuperar los datos, se inspeccionan los archivos de formasde onda para controlar su calidad utilizando el programa WAVE y luego se envían al DCS que se encarga del control de calidad y de los pasosde procesamiento sísmico necesarios.

Verano de 2002 49

Esta aplicación sintetiza todas las capacidades deprocesamiento de sísmica de pozo, para aplica-ciones de herramientas operadas a cable y aplica-ciones SeismicMWD. Es exactamente lo mismoque el procesamiento en una central de cómputosy se basa en los muchos años de experiencia deSchlumberger en esta área.

Los datos pueden transmitirse a la central deprocesamiento que corresponda a través del sis-tema de distribución de datos InterACT, basadoen la infraestructura y las herramientas de la Red.El programa de computación Bit On Seismic, den-tro de la plataforma integrada de programas deperforación Drilling Office, permite a los ingenie-ros representar gráficamente el avance de labarrena en la sección sísmica y evaluar los nive-

les de incertidumbre en cada profundidad obje-tivo (arriba). Con este proceso, las metas funda-mentales se encuentran fuertemente ligadas:hacer que el equipo perforador opere sin riesgosen dirección al objetivo buscado y actualizar enforma continua y precisa al grupo de perforaciónacerca del objetivo buscado y la ubicación de losposibles riesgos de perforación.

El próximo nivel en sísmicaEl futuro augura el desarrollo continuo de la téc-nica SeismicMWD y el advenimiento de otrasaplicaciones sísmicas que beneficiarán a toda lacomunidad de perforación. Schlumberger ya hagenerado imágenes VSP de alta calidad con laherramienta SeismicMWD. Los avances inmi-nentes en los sistemas de telemetría MWD, conla transmisión de formas de onda en tiempo realy el procesamiento en sitio, incluyendo los pro-gramas WAVE y Bit On Seismic, hacen de lasimágenes sísmicas en tiempo real el próximonivel para el perforador. Estas capacidades entiempo real que permiten observar lo que estádelante de la barrena, han captado la atención de

toda la comunidad de perforación, debido a suimpacto económico sobre las operaciones deE&P a nivel mundial. El correcto emplazamientodel pozo a través de yacimientos múltiples utili-zando información de la relación tiempo-profun-didad más exacta e imágenes sísmicas de lo queestá delante de la barrena, la prevención de ries-gos utilizando estimaciones de presión de poro ylos levantamientos de proximidad de la sal entiempo real se encuentran a la vuelta de laesquina.

Schlumberger está en condiciones de proveeruna amplia gama de tecnologías específicas pararegistrar sísmica de pozo, incluyendo herramien-tas operadas a cable, el método Drill-Bit Seismicy ahora la nueva técnica SeismicMWD. Estanueva tecnología es particularmente útil para losgrupos de perforación que trabajan en un mundodonde cada hora no productiva se traduce enpérdidas de miles de dólares, donde la infor-mación que llega tarde genera menos valor y laque llega a tiempo para incidir en las decisionesde perforación puede traducirse en un pozo pro-ductivo. —MG

> Localización de la barrena. La aplicación Bit On Seismic facilita el conocimiento en tiempo real de laposición de la barrena en las secciones sísmicas de superficie (arriba a la derecha) y evalúa lasincertidumbres respecto de la profundidad a medida que la barrena se acerca a los objetivos (abajo a la derecha).

18. Engelmark F: “Using 4-C to Characterize Lithologies andFluids in Clastic Reservoirs,” The Leading Edge 20, no. 9(Septiembre de 2001): 1053–1055.Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Predrill Pore-Pressure Prediction Using 4-C Seismic Data,” TheLeading Edge 20, no. 9 (Septiembre de 2001): 1056–1059.

19. Badri MA, Sayers C, Hussein RA y Graziano A: “PorePressure Prediction Data Using Seismic Velocities andLog Data in the Offshore Nile Delta, Egypt,” artículo de la SPE 68195, presentado en la Exposición de Petróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.

Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento

Una innovadora herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidor

de acero, el cemento y la roca para medir las presiones del yacimiento y obtener

muestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados en

pozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislando la

formación del pozo después de realizadas las pruebas. Debido a esta singular capaci-

dad para sellar los orificios, los operadores pueden reanudar la producción sin nece-

sidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.

Módulo de probeta

Cartucho depotencia

Módulo de cámarapara muestras

Módulo de controlde la perforación

Nueva herramienta para pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos en pozos entubados. La herramientaCHDT tiene cuatro módulos, incluido un cartucho de potencia, un módulo de control, un módulo de probeta de pozoentubado y un módulo de cámara para muestras. El módulo de potencia suministra energía a través del cable. El módulode control controla las etapas de perforación y de pruebas de presión. El módulo de probeta ancla la herramienta, lasella contra el revestidor, perfora y tapona el orificio. La unidad de obtención de muestras recoge muestras de fluidos.En la fotografía superior derecha, se muestra una moneda junto a los tapones para indicar la escala de los mismos.

Keith BurgessTroy FieldsEd HarriganSugar Land, Texas, EUA

Greg M. GolichAera Energy LLCBakersfield, California, EUA

Tom MacDougallRosharon, Texas

Rusty ReevesStephen SmithKevin ThornsberryChevronTexacoNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Brian RitchieDevon Canada CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Roberth RiveroPetróleos de Venezuela S.A.Caracas, Venezuela

Robert SiegfriedInstituto de Tecnología del GasDesPlaines, Illinois, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Patricia Bonilla y Juan Ceballos, Caracas,Venezuela; Kimi Ceridon, Chuck Fensky, Mario Flores, GusMelbourne, Joe Nahas, Dwight Peters y Brian Sidle, SugarLand, Texas, EUA; Beth Clark, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA; Trent Hunter y Alan Salsman, Calgary, Alberta,Canadá; Mike Kasecky, Anchorage, Alaska, EUA; KarlKlaudi, Belle Chasse, Luisiana; y Alan Sibbit, Houston,Texas.ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta de Resistividad deArreglo Compensada), CBT (herramienta de Adherencia delCemento), CHDT (Probador de la Dinámica de la Formaciónde Pozo Entubado), CHFR (Resistividad de la Formación enPozo Entubado), CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo),ELANPlus, GPIT, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA(Analizador Óptico de Fluidos), RFT (Multiprobador deFormaciones), RFT de Pozo Entubado, RSTPro (herramientade Control de Saturación del Yacimiento para la Sonda PSPlatform) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) sonmarcas de Schlumberger. Monel es una marca de IncoAlloys Internacional, Inc.1. 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 de 2001): 64–84.

2. Schlumberger: Cased Hole Log InterpretationPrinciples/Applications. Houston, Texas, EUA:Schlumberger Educational Services, 1989.

3. El Instituto de Tecnología del Gas, formado en el año2000 mediante la combinación del Gas Research Institutey del Institute of Gas Technology, es una compañía tecnológica estadounidense independiente que ofrece servicios de investigación y entrenamiento en temasrelacionados con gas natural, energía y medio ambiente.Si desea obtener mayor información, consulte: http://www.gastechnology.org/.

Verano de 2002 51

Las compañías de exploración y producción eva-lúan los yacimientos de petróleo y de gas demuchas maneras. Quizás los métodos de evalua-ción más comunes son los registros geofísicos depozo abierto, introducidos por Schlumbergerhace 75 años. Estas técnicas emplean registra-dores y equipos de control en superficie conecta-dos mediante un cable conductor a dispositivosde medición bajados al fondo del pozo queenvían las señales a la superficie. La medición yel registro de datos se pueden efectuar durantela perforación mediante técnicas desarrolladasdurante la década de 1990.1 La evaluación de for-maciones con registros de pozos entubados esmenos común porque es más difícil medir las pro-piedades de la formación a través del revestidory el cemento. A pesar de estos obstáculos, lasmediciones en pozos entubados han aportadoinformación vital desde la década de 1930.2 Lomás reciente en materia de evaluación de forma-ciones en pozos entubados, radica en la capaci-dad de medir la presión y obtener muestras defluidos sin poner en peligro la integridad delrevestimiento y la producción futura del pozo.

La presión del yacimiento es una de las pro-piedades clave que emplean los ingenieros, geó-logos y petrofísicos para caracterizar zonas deinterés. Se puede medir de varias maneras, algu-nas de las cuales también permiten la obtenciónde muestras de fluidos de la formación. ElProbador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT, se utiliza rutinariamente para obtener mues-tras de fluidos y medir las presiones de la forma-ción en pozos abiertos. Al permanecer estáticosdurante la operación, estos dispositivos corren elriesgo de quedarse atascados en pozos difíciles osobrepresionados, o en pozos muy desviados.

Las pruebas de formación que se efectúan a tra-vés de la columna de perforación (DST, por sus siglasen inglés), que se utilizan para medir la capacidadproductiva, la presión, la permeabilidad y la exten-sión de un yacimiento, implican el aislamiento de lazona de interés con empacadores temporales.Posteriormente, se abren las válvulas de la herra-mienta de pruebas dejando fluir el pozo, para produ-cir fluidos del yacimiento a través de la columna deperforación. Por último, el especialista en pruebascierra el pozo y las válvulas, desancla los empacado-res y extrae las herramientas del pozo. Dependiendo

de los requerimientos y objetivos, las pruebas de for-mación pueden durar menos de una hora o exten-derse durante varios días o semanas; en algunoscasos, se pueden tener varios períodos de flujo y deincremento de presión. Al igual que las operacionesde pruebas de formación con cable, los DSTs en pozoabierto también presentan riesgos mecánicos, talcomo el atascamiento de la tubería.

Cuando los riesgos para las herramientas depruebas o las pruebas de formación en pozoabierto son demasiado altos, las compañías deexploración y producción prefieren bajar el reves-tidor para evitar las pruebas en pozo abierto. Poresta razón, la capacidad de obtener muestras defluidos y medir las presiones en pozos reciente-mente entubados se convierte en una actividadcrítica.

La medición de la presión y la determinacióndel tipo de fluido que hay detrás del revesti-miento también es importante en pozos más vie-jos. Las reservas, que pueden haberse pasadopor alto por diversas razones, deben evaluarsepara estudiar el desarrollo de los campos y evitarel abandono prematuro de algunos pozos.Además, los datos provenientes de pozos entu-bados ayudan a los operadores a planificar lospozos de relleno y monitorear el progreso de lasoperaciones de recuperación secundaria, talcomo la inyección de agua, gas o vapor.

El Probador de la Dinámica de la Formaciónde Pozo Entubado CHDT es la primera herra-mienta capaz de penetrar el revestimiento, medirla presión del yacimiento, obtener muestras defluidos de formación y taponar los orificios deprueba en un solo viaje (página anterior).Schlumberger y el Instituto de Tecnología del Gas(GTI, por sus siglas en inglés) desarrollaron con-juntamente la herramienta CHDT como parte deuna iniciativa del GTI dirigida a desarrollar nue-vas formas de evaluar los pozos entubados.3

En este artículo se examinan los dispositivosprecursores de la herramienta CHDT, se describecómo opera la nueva herramienta y se discutenalgunos de los desafíos que supone desarrollaruna herramienta de pruebas de pozo entubado.Algunos ejemplos de campo demuestran laamplia variedad de aplicaciones en las cualesesta herramienta contribuye a la evaluación deformaciones.

Pruebas en pozos entubadosEn un primer intento por satisfacer las necesida-des de los operadores con respecto a la obtenciónde muestras de fluidos y a la medición de presiónen pozos entubados, Schlumberger modificó elMultiprobador de Formaciones RFT en la décadade 1980.4 El resultado fue la herramienta RFT dePozo Entubado que perfora el revestimiento conuna carga explosiva hueca (premoldeada). Aligual que sucede con todos los disparos, no esposible controlar ni predecir la longitud del túneldejado por el disparo sin conocer detalles acercadel revestidor, la cementación, la presión y la lito-logía de la formación; datos que generalmente nose encuentran disponibles (arriba a la izquierda).Después de haber realizado las pruebas y extra-ído la herramienta RFT del pozo, el túnel dejadopor el disparo se puede tapar con un parche, untapón o una cementación forzada (a presión). Estaherramienta puede hacer pruebas en dos zonaspor carrera.

Aunque este probador de pozo entubado per-mite a los operadores obtener importantes datosde presión, la calidad de las muestras de fluidosno es tan buena puesto que no se efectúan medi-ciones de las propiedades del fluido antes de laobtención de la muestra, y no hay control de lacaída de presión una vez que se abre la válvulade la cámara para muestras. El retorno del pozoa su estado productivo, puede ser difícil porqueel logro de un sello de alta calidad puede resul-tar complicado y consumir mucho tiempo.Además, la rebaba que queda en el revestidor enlos orificios de entrada del disparo puede dificul-tar operaciones futuras (arriba a la derecha). Laherramienta RFT de Pozo Entubado tiene un diá-metro externo más amplio que la herramientaCHDT, por lo que no se puede bajar en pozos dediámetro pequeño. Adicionalmente, la herra-mienta RFT de Pozo Entubado no se puede com-binar con módulos MDT.

Recientemente, la herramienta MDT se uti-lizó para obtener muestras de fluidos a través dedisparos en pozos entubados.5 Los multiprobado-res RFT de Pozo Entubado y MDT marcaronimportantes hitos en el desarrollo de la herra-mienta CHDT, ya que éstas dieron respuesta amuchos problemas de los probadores operados acable y de los DSTs en pozo abierto.

La herramienta CHDT supera las limitacionesdel probador RFT de Pozo Entubado porque per-fora túneles precisos y consistentes para laobtención de muestras de fluidos (arriba). Almismo tiempo, la herramienta CHDT permite eva-luar hasta seis zonas por carrera, triplicando asíla capacidad de la herramienta anterior. Ésta esla primera herramienta diseñada específica-mente para pruebas de formación a través delrevestimiento, capaz de medir múltiples datos depresión de formación, obtener muestras de flui-

52 Oilfield Review

> Modelo de probador de pozo entubado y resultados de la herramientaCHDT. Se perforó una sección entubada y cementada de arenisca Berea conun probador tradicional (FT) de pozo entubado y también se taladró con laherramienta CHDT (arriba). Las longitudes de los túneles dejados por los dis-paros de la herramienta RFT de Pozo Entubado no se pueden controlar. Encontraste, la herramienta CHDT crea túneles precisos y consistentes (abajo).

> Orificios de entrada dentados causados por unprobador de pozo entubado.

> Túneles y tapones CHDT. La herramienta CHDTperfora orificios de bordes lisos a través delrevestidor, el cemento y la formación. Los tapo-nes de la herramienta CHDT encajan perfecta-mente en los orificios.

Verano de 2002 53

dos de alta calidad y restablecer la integridad delrevestimiento; todo en una única operación efec-tiva en materia de costos (arriba). La herramientase puede bajar al pozo con cable, con tubería deperforación o con un tractor; dispositivo utilizadopara bajar herramientas en pozos muy desviados.

La calidad de la adherencia del cemento esuna consideración clave cuando se preparan ope-raciones con la herramienta CHDT. Si la adheren-cia es deficiente, la comunicación entre zonaspodría afectar los resultados. También es impor-tante conocer el estado del revestidor y la posi-ción de accesorios externos del revestidor, talescomo los centralizadores. Estos factores se pue-den valorar utilizando el generador de ImágenesUltrasónicas USI en combinación el registradorde la Adherencia del Cemento CBT, para evaluarla calidad del cemento y los parámetros del

revestidor. El espesor del revestidor y de la capade cemento, así como el tipo de roca afectan lafacilidad y velocidad con que se pueden perforarlos orificios de prueba.

La operación comienza con la bajada de laherramienta CHDT hasta la profundidad objetivo.Las zapatas de anclaje empujan al empacador dela herramienta contra el revestidor, a fin de crearun sello entre la superficie interna del revestidor yla herramienta. Una prueba de sello de empacadorasegura que el sello se ha establecido apropiada-mente antes de perforar el revestimiento.

Una vez verificado el sello, se comienza a per-forar con una barrena (mecha, broca, trépano)híbrida montada sobre un eje flexible. El meca-nismo de perforación está hidráulicamente ais-lado del pozo; la posición de la barrena y lapresión del fluido circundante se monitoreandesde la superficie. El fluido que rodea la barrenapuede ser fluido de terminación, como aguasalada, o fluido de perforación base aceite o baseagua. A medida que la barrena avanza a travésdel revestidor hacia el cemento, hay pequeñasvariaciones de presión que se originan por lasdiferencias de los cambios volumétricos y de lapresión de poro del cemento. A medida que laperforación penetra el cemento, se efectúanciclos de limpieza para eliminar efectivamentelos escombros existentes en el túnel, los cualesson aspirados dentro de la herramienta. Este pro-cedimiento mejora el rendimiento de perforacióny reduce el esfuerzo de torsión en la barrena. Labarrena es versátil y duradera, y está diseñadapara perforar acero, cemento y roca en una solaoperación.

Una vez que la barrena se encuentra con laformación, la presión medida se equilibra con laexistente en el yacimiento y entonces se puededetener la perforación. Si se reduce la presióndel fluido que rodea la barrena antes de la perfo-ración, se mejora la respuesta a la presióncuando se establece comunicación con la forma-ción, lo que facilita la detección de dicha res-puesta. Si se extiende el túnel perforado másadentro en la formación, se incrementa el áreade flujo para evaluar formaciones de baja perme-abilidad y aumentar la posibilidad de interceptarfracturas naturales. La herramienta puede perfo-rar hasta 15 cm [6 pulgadas] desde la superficieinterna del revestidor.

Para analizar la caída de presión, la herra-mienta CHDT puede realizar pre-ensayos múlti-ples a diversos gastos (tasas, ratas, caudales,velocidades de flujo) con volúmenes de hasta 100cm3 [6 pulgadas3]. Se realiza un pre-ensayo conel objetivo de obtener registros precisos de lapresión de formación. Este pre-ensayo tambiénindica si es posible obtener una muestra de fluidode buena calidad mediante una prueba prelimi-nar del sello hidráulico y de movilidad de pre-ensayo. La cámara de pre-ensayo de laherramienta CHDT puede llenarse, purgarse y lle-narse nuevamente. Si se realizan pre-ensayosmúltiples a diferentes profundidades de penetra-ción, es posible detectar la presencia de microa-nillos y asegurar que las mediciones de presiónde formación son repetibles. La interpretación delos pre-ensayos en el pozo tiene en cuenta la pro-fundidad de penetración en la formación en elanálisis e incluye las respuestas de presión, yasean de sensores de deformación o de cristal decuarzo CQG.

Las muestras de fluidos de la herramientaCHDT se obtienen una vez que se ha establecidouna comunicación adecuada entre la herramientay la formación. La herramienta monitorea laresistividad para la tipificación del fluido y sepuede combinar con el Analizador Óptico deFluidos OFA, el Analizador de Fluidos Vivos LFA ylos módulos de bombeo de la herramienta MDTpara realizar la tipificación avanzada del fluido yel monitoreo de la contaminación (abajo).6

4. Burgess KA, MacDougall TD, Siegfried RW y Fields TG:“Wireline-Conveyed Through-Casing Formation TesterPreserves Casing Integrity,” artículo de la SPE 72371,presentado en el Congreso de la SPE de la Región

Oriental, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001.5. Para mayor información sobre la obtención de muestras

de fluidos utilizando la herramienta MDT en pozos entu-bados, consulte: Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole Tester Provides Field Testing Alternative,” Oil & GasJournal 99, no. 24 (11 de junio de 2001): 49–52.

Longitud (sin módulo de muestreo)

Cámara para muestras (opcional)

Diámetro externo de la herramienta

Diámetro del revestidor

Temperatura

Presión

Apto para servicio H2S

Bajo balance máximo

Número máximo de orificios perforados y sellados†

Diámetro del orificio perforado

Penetración máxima

Resistencia a la presión del tapón

Volumen del pre-ensayo

Sensores de presión

Presión estándar del CQG

Muestreo

Identificación de fluidos

Combinable con el probador MDT

31.2 pies

9.7 pies

4 1⁄4 pulg

5 1⁄2 pulg a 9 5⁄8 pulg

350°F

20,000 lpc

Si

4000 lpc

6 por carrera

0.28 pulg

6 pulg

10,000 lpc,bidireccional

100 cm3

Sensores dedeformación y CQG

15,000 lpc

PVT y convencional

Resistividad y módulo LFA

Si‡

†Dependiente de la formación ‡Combinable con módulos MDT en revestidores de 7 pulgadas y de mayor diámetro(bombeo, OFA y cámaras para muestras PVT)

> Especificaciones de la herramienta CHDT. Estacompleja pero robusta herramienta opera enambientes de hasta 350ºF [177ºC] y 20,000 lpc [138MPa]. Su diseño modular hace que se adaptefácilmente a numerosas aplicaciones.

Cartuchode potencia

Módulo de cámaraspara muestrasmúltiplesMódulo de cámarapara muestras

Módulo decámara paramuestras

Cartuchode potencia

Módulo decontrol de laperforaciónMódulo deprobeta

Módulo de bombeo

Módulo OFA

Módulo de controlde la perforación

Módulo de probeta

> Combinaciones de la herramienta CHDT. Loscuatro módulos de la herramienta CHDT estándarse muestran a la izquierda. Los módulos del dis-positivo MDT se pueden combinar con la herra-mienta CHDT, tal como se ilustra a la derecha.

Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole TesterProvides Field Testing Alternative,” Oil & Gas Journal 99,no. 25 (18 de junio de 2001): 50–52.

6. Para mayor información sobre obtención de muestras defluidos utilizando la herramienta MDT, consulte: AndrewsRJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH,Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, JamaluddinA, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y VanDusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizandoel color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13,no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.

La herramienta CHDT puede incorporar cáma-ras para muestras aptas para fluidos con H2S de1 galón [3.8 litros] de capacidad, las cuales seajustan bien a casi todos los revestimientos de51⁄2 pulgadas. El diámetro externo de las cámaraspara muestras de la herramienta MDT es de 43⁄4pulgadas; estas cámaras pueden bajarse enpozos con revestimientos de 7 pulgadas o demayor diámetro. Las cámaras para muestrasincluyen el módulo para muestras múltiples, quepuede contener seis botellas. Las botellas paramuestras múltiples son sólo para una fase y susvolúmenes son de 450 cm3 [27 pulg3] o 250 cm3

[15 pulg3]. También hay cámaras para muestrasde 1, 23⁄4 y 6 galones [3.8, 10.4 y 22.7 litros] decapacidad. Cuando se utilizan varias cámaras almismo tiempo aumenta la eficiencia.

Luego de las pruebas de formación y obten-ción de muestras de fluidos de un objetivo en par-ticular, la herramienta CHDT inserta un tapónMonel resistente a la corrosión para sellar el ori-ficio perforado en el revestimiento (arriba). Estesello metal-metal restablece la integridad delrevestimiento y es capaz de resistir una presióndiferencial de 10,000 lpc [69 MPa]. El cambio enel diámetro interno original del revestimientodespués de colocado el tapón es de sólo 0.8 mm[0.03 pulgadas]; este espesor extra, o protube-rancia, se puede eliminar sin reducir la resisten-cia a la presión del tapón.

Con el restablecimiento de la integridad delrevestimiento luego de las operaciones con laherramienta CHDT, se eliminan los costos y tiem-pos de equipo de perforación asociados con ope-raciones convencionales de carreras paraasentar tapones, cementaciones forzadas, prue-bas de presión y carreras de raspadores delrevestidor. Durante la vida de un pozo, la herra-mienta CHDT puede proporcionar informacióncapaz de confirmar o descartar la necesidad deun programa completo de disparos, porque per-

mite la realización de pruebas efectivas en mate-ria de costos, antes de efectuar operaciones dereparación o de abandono de pozos.

Los resultados de las operaciones con laherramienta CHDT se pueden integrar con losresultados de otras herramientas de evaluaciónde formaciones a través del revestimiento, talescomo los registros de Resistividad de laFormación en Pozo Entubado CHFR y los deControl de Saturación del Yacimiento RSTPro. Laevaluación de formaciones a través del revesti-miento, realizada con la integración de estosrecursos, elimina la necesidad de efectuar conje-turas que pueden desembocar en decisiones irre-versibles, costosas o subóptimas. El servicioCHDT proporciona un método efectivo en materiade costos para optimizar los planes de retermi-nación, mejorar datos de registros viejos oincompletos, valorar zonas desconocidas y eva-luar el potencial económico de los yacimientos.

La herramienta CHDT—incluso en estas pri-meras etapas de su utilización—tiene un índicede éxito de 93% en el taponamiento de orificios.Esta confiabilidad significa que las acciones deremediación pueden ser necesarias sólo en 7%de las ocasiones. Las técnicas de remediación,tales como el aislamiento con un tapón puente,la instalación de un parche en el revestimiento olas cementaciones forzadas, son típicos planesde contingencia para cuando los orificios perfora-dos por la herramienta CHDT no se pueden tapo-nar. El aumento de la confiabilidad operacional esun desafío permanente (abajo). La preparaciónprevia al trabajo es clave para alcanzar los obje-tivos planificados. Las preparaciones se planifi-can para cada trabajo en particular debido a laamplia gama de aplicaciones en las cuales seemplea la herramienta CHDT.7

54 Oilfield Review

Efic

ienc

ia, %

5010 15 20 25 30 35 40 45

Número de carreras de la herramienta

50

Índice de éxito respecto al taponamiento acumulado

55 60 65 70 75 80 85 90

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

> Mejoras de la confiabilidad de la herramienta CHDT.

> Tapones de la herramienta CHDT. Estas fotografíasmuestran la precisión con que los tapones encajan en losorificios de prueba.

Verano de 2002 55

Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos en pozos exploratoriosChevronTexaco perforó un pozo exploratorio en elGolfo de México en Estados Unidos que repre-sentó un verdadero desafío (derecha). La planifi-cación del pozo de acuerdo con la iniciativa dePerforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglasen inglés) aseguró que el pozo se perforaría yevaluaría con la mayor seguridad y minuciosidadposibles.8

ChevronTexaco decidió correr los registros deResistividad de Arreglo Compensada ARC yDensidad-Neutrón Azimutal ADN durante la per-foración. Las condiciones subóptimas del pozoimpidieron la utilización de otras herramientaspara la evaluación de formaciones en pozoabierto, pero había dos interrogantes para res-ponder: si dos lóbulos de arenisca estaban conec-tados entre sí y con un pozo productivo cercano, ysi la zona objetivo más profunda tenía un contactoagua-petróleo.

A fin de realizar una evaluación completa,ChevronTexaco corrió la herramienta CHDT con elmódulo OFA, bajándola por primera vez con lacolumna de perforación. Con estas herramientassería posible valorar la compartimentalizacióndel yacimiento a través de las mediciones depresión, y evaluar el fluido contenido en la for-mación mediante la obtención de muestras.También fue el primer trabajo en que se bajó laherramienta CHDT desde una torre articulada(flexible) de 610 m [2001 pies] de altura en 535 m[1754 pies] de agua. La torre articulada se encon-traba en constante movimiento. Además, fue laprimera vez que la herramienta CHDT perforó através de una tubería en espiral.

El ambiente operativo generó preocupacionesimportantes a los ingenieros de ChevronTexaco.La herramienta CHDT perfora orificios de 0.71 cm[0.28 pulgadas] de diámetro, de modo que elmovimiento de la herramienta durante las opera-ciones que siguen a la perforación del orificiopodría crear suficiente desalineación como paraimposibilitar la operación de taponamiento. Laprincipal inquietud era que la columna de perfo-ración se moviera y la herramienta cambiara deposición, por lo que los ingenieros dedicaron

grandes esfuerzos a desarrollar planes alternati-vos. Por ejemplo, bajar un empacador de inyec-ción forzada con la columna de perforación porencima de la herramienta CHDT, lo que permitiríaque el empacador fuese anclado en el revestidorpara soportar el peso de la herramienta y asíminimizar las posibilidades de que ésta semoviese.

Finalmente, ChevronTexaco desechó todoslos planes alternativos, y optó por monitorear losacelerómetros de fondo de pozo durante 30minutos antes de comenzar el proceso de perfo-ración. Los acelerómetros X, Y y Z son parte del

inclinómetro GPIT, el cual se puede incluir en lasarta de la herramienta CHDT. Estos aceleróme-tros monitorean la aceleración de la herramientaen el fondo del pozo en las direcciones X, Y y Z.Mediante la observación del eje Z en particular,el ingeniero a cargo de la operación puede adver-tir si la herramienta está en movimiento.Además, el personal de operaciones monitoreó latensión de cabeza del pozo y la presión hidrostá-tica, y se aseguró que hubiera condiciones depeso neutro sobre la columna de perforaciónantes de que la herramienta CHDT iniciara lasecuencia de perforación.

LUISIANA

MISSISSIPPI ALABAMA

FLORIDA

G o l f od e

Mé

x

ic

o

> Ubicación del pozo de exploración de ChevronTexacoen el Golfo de México junto a una fotografía de la plata-forma articulada (flexible).

7. Para mayor información sobre las aplicaciones de laherramienta CHDT, consulte: Burgess et al, referencia 4.

8. Para mayor información sobre la iniciativa Perforaciónsin Sorpresas, consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J,Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J,Nicholson H, Standifird W y Wright B: “Prevención deproblemas durante la perforación,” Oilfield Review 13,no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

ChevronTexaco deseaba perforar, realizarpruebas y taponar tres orificios (derecha). El pri-mer punto de prueba sería perforado para medirla presión con el objetivo de determinar si ellóbulo superior de arenisca encontrado en estepozo era el mismo que se había hallado en elpozo productivo vecino. La presión de formaciónmedida en el segundo punto de prueba indicaríasi el lóbulo inferior de la arenisca superior tam-bién estaba conectado a la zona productiva delpozo vecino. El tercer punto de prueba mostraríasi había un contacto agua-petróleo en la areniscainferior o si la medición decreciente de resistivi-dad se debía sólo a cambios en la litología. Lamuestra de fluido del tercer punto se enviaría allaboratorio para efectuar el análisis de la relaciónpresión-volumen-temperatura (PVT).

ChevronTexaco estaba dispuesta a asumir elriesgo de que la herramienta no fuera capaz detaponar los orificios porque necesitaba medicio-nes de presión de los primeros dos puntos paraplanificar el desarrollo del yacimiento. Antes decomenzar el trabajo, la compañía decidió que sino se podían colocar los tapones, entonces inyec-taría cemento en los primeros dos orificios y deja-ría el tercero abierto.

La operación se realizó de forma impecable ysin pérdida de tiempo: se perforaron los tres ori-ficios, se realizaron las pruebas y se colocaron lostapones con todo éxito. ChevronTexaco logró ter-minar el pozo como estaba planeado y realizar untratamiento de estimulación por fracturamientohidráulico en la zona inferior. El pozo se puso enproducción y, cinco meses más tarde, continuabaproduciendo 10,000 bppd [1600 m3/d]. Más aún,el operador obtuvo respuesta a los interrogantespertinentes al yacimiento. La primera prueba con-firmó que la arenisca estaba conectada con el

56 Oilfield Review

Velocidad de penetración,promediada sobre los

últimos 5 pies

Tiempo de resistividad ARC,después de la berrena

Tiempo de densidad,después de la berrena

Rayos gamma ARC

1000 pies/h 0

Prof.,pies

rpm

0 200

Veloci-dad de

rotacióndel ADN(RPM_ADN)

0 h 40

0 h 40

0 API 150

Resistividad de cambio defase ARC de 40 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo









0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

Calibre diferencial

Corrección de la densidadvolumétrica, fondo

Densidad volumétrica

Densidad volumétrica, fondo

Porosidad neutrón termal

0 pulg 20

0.8 g/cm3 -0.2

1.85 g/cm3 2.85

1.85 g/cm3 2.85

60 u.p. 0

Prim

er p

unto

de

prue

baSe

gund

o pu

nto

de p

rueb

aTe

rcer

pun

to d

e pr

ueba

Conector eléctrico de fondopara carrera con la columnade perforación

Unión giratoria

Medición de tensióno compresión

Módulo de telemetría

Rayos gamma

Cartucho de potencia CHDT

Módulo OFA

Módulo de bombeo

Reducción

Módulo de probeta CHDT

Cartucho electrónicoy de control CHDT

Módulo de cámaras paramuestras múltiples

Inclinómetro que mide laaceleración en los ejes X, Y y Z

> Objetivos profundos. La trayectoria del pozosuperó los 7315 m [24,000 pies] de profundidadmedida y atravesó dos secciones de arenisca. Se esperaba que la arenisca superior, que habíasido anticipada en el pronóstico del pozo, fuese lamisma arenisca que se encontró en un pozo pro-ductivo cercano (primer punto de prueba). La pre-sión de la formación medida en el segundo puntode prueba indicaría si el lóbulo inferior de la are-nisca superior también tenía conexión con la zonaproductiva del pozo vecino. El tercer punto deprueba mostraría si había un contacto agua-petróleo en la arenisca inferior, o si la resistividaden descenso se debía a cambios en la litología. La muestra de fluido obtenida en el tercer puntose enviaría al laboratorio para su análisis de larelación presión-volumen-temperatura (PVT). Lasarta de la herramienta CHDT empleada en estaoperación se muestra a la derecha del registro.

Verano de 2002 57

pozo vecino (izquierda). El segundo intervalo, quemostró contener agua, probó no estar conectadocon la arenisca superior ni con el pozo vecino.Sorprendentemente, la tercera prueba indicó quela arenisca más profunda contenía petróleo y noagua en la porción más profunda del intervalo.

Si bien las operaciones CHDT tuvieron éxito,el trabajo resultó bastante exigente. Por ejemplo,ChevronTexaco deseaba obtener seis muestrasde fluidos del tercer punto. El plan era perforar elorificio, tomar muestras a intervalos de 30 minu-tos y obtener una muestra con mínima contami-nación y retener siempre una muestra en caso deque se taponara la probeta. La probeta se taponóa causa de la naturaleza no consolidada de laarenisca. El ingeniero revirtió la bomba para des-tapar la probeta. Esta operación bombeó fluidodel pozo hacia la formación, pero no era desea-ble sacar la probeta del revestimiento. La retrac-ción y reinserción de la probeta podría haberimpedido la realineación exitosa del tapón con elorificio de perforación. No obstante, las muestrasobtenidas sugirieron que la zona contenía petró-leo y no agua.

La gente de ChevronTexaco quedó impresio-nada con el desempeño de la herramienta CHDTy con la información recibida. El hecho de que lostres orificios quedaran sellados con todo éxito yque pasaran las pruebas de presión fue especial-mente importante para el operador. El siguientepozo perforado en el yacimiento presentó proble-mas similares, y la herramienta CHDT se corriónuevamente; esta vez para perforar, efectuarpruebas y taponar cinco orificios. La gente deChevronTexaco cree que la herramienta CHDTbrinda la oportunidad de adquirir datos clave delyacimiento en pozos en los cuales no es posibleobtener datos a pozo abierto.

En Alaska, EUA, se empleó la herramientaCHDT para medir la presión y obtener cinco mues-tras de fluidos de un pozo de exploración duranteel invierno de 2000 a 2001, después que las con-diciones del pozo impidieron la utilización de unaherramienta de obtención de muestras de fluidosen pozo abierto. Todos los orificios se taponaroncon éxito, y la integridad del revestimiento severificó mediante pruebas de integridad mecá-nica. En Alaska, al igual que en el Golfo deMéxico, la herramienta CHDT ha ayudado a losoperadores a adquirir datos de presión y muestrasde fluidos de alta calidad para análisis PVT; datossumamente útiles para una evaluación integral deáreas prospectivas problemáticas.

7000

6000Pr

esió

n, lp

cPr

esió

n, lp

cPr

esió

n, lp

c

Tiempo, seg

Tiempo, seg

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:Movilidad del período de flujo, mD/cp:



5739.75 5740.62 4772.89 833.1

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

Primer punto

Volumen del pre-ensayo: 31.3 cm3

Pruebade

sello Pruebade

sello

Pruebade

sello

Prueba de sello

Pruebade

selloPrueba de sello

Retracción dela herramienta

Retracción dela herramienta

Taponado

Taponado

Reto

rno

a la

pre

sión

hid

rost

átic

a

Reto

rno

a la

pre

sión

hid

rost

átic

a

Prue

ba d

e se

llo d

el ta

pón

Prue

ba d

e se

llo d

el ta

pón

Reci

claj

e de

l pre

-ens

ayo

Reci

claj

e de

l pre

-ens

ayo

Prue

ba d

e se

llo d

el ta

pón

exito

sa

Perfo

raci

ón d

e 0.

7 pu

lg

Pre

-ens

ayo

de 1

0 cm

3

Pre-

ensa

yo d

e 30

cm

3 Pe

rfora

ción

de

2.1

pulg

Pre-

ensa

yo d

e 30

cm

37000

6000

5772.82 5773.36 5335.95 175

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000

Segundo punto


Estabilización de la presión

Perfo

raci

ón d

e 0.

5 pu

lg

Perfo

raci

ón d

e 2.

4 pu

lgPr

e-en

sayo

de

20 c

m3

Pre-

ensa

yo d

e 20

cm

3

7000

6000

5927.71 5926.31 5569.57 24.6

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 50000

Tercer punto


Estabilización de la presión

Comienzo del bombeo

Perfo

raci

ón d

e 0.

6 pu

lg

Perfo

raci

ón d

e 1.

1 pu

lgPr

e-en

sayo

de

20 c

m3

Pre-

ensa

yo d

e 20

cm

3

Anclaje de la herramienta

Anclaje dela herramienta

Anclaje de la herramienta

< Gráficas de presión de la herramienta CHDT delpozo del Golfo de México. Todas las pruebas se realizaron sin incidentes.

Pruebas en pozos entubados para el manejo de yacimientosLos datos de presión son especialmente valiososcuando los operadores formulan planes demanejo de yacimientos de largo plazo. En estassituaciones, las compañías desean obtener datossin alterar permanentemente el revestidor o lacementación de sus pozos productivos. Los dis-paros efectuados con cargas explosivas y luegoreparados con inyecciones forzadas decemento—procedimientos comunes cuando seutilizan otras herramientas de pruebas de forma-ciones en pozo entubado—son menos deseablesque la perforación y posterior taponamiento deorificios lisos. Aera Energy LLC empleó la herra-mienta CHDT en cinco pozos para determinar laspresiones de la formación, evaluar el agota-miento del yacimiento y planificar pozos derelleno. Estos pozos producen petróleo de unaformación de diatomita en el campo Belridge Sur,California, EUA (izquierda).9

En todas las operaciones de la herramientaCHDT, Aera ejecutó una intensa planificaciónprevia al trabajo. Se corrieron registros CBT enpozo entubado y se obtuvieron imágenes ultrasó-nicas para determinar la condición del cemento yla integridad del revestidor. También se bajaronuna canasta de chatarra y un anillo de calibraciónpara asegurar que la herramienta CHDT bajarasin problemas hasta las zonas objetivo. Los pre-ventores de reventón y las bombas para matar elpozo estaban disponibles en todo momento, porsi al perforar el orificio se encontraba una presiónmás alta de la esperada y el taponamiento delrevestimiento no fuera posible. En este caso, seescogió no obtener muestras de fluidos.

En cada uno de los tres pozos, las seis prue-bas se realizaron en un solo viaje. En dos pozosadicionales, se llevaron a cabo doce pruebas endos viajes. Todos los orificios se taponaron conéxito. Se determinaron los gradientes de presiónen cada pozo para comprobar la existencia dezonas pasadas por alto y la conectividad entrezonas (izquierda). A medida que se extraía fluidode la formación hacia la cámara de pre-ensayo auna velocidad de flujo determinada, la herra-mienta también midió el incremento y la caída depresión. Estas mediciones permitieron realizaranálisis en tiempo real de todos los pre-ensayospara estimar la movilidad a partir de la caída depresión de las zonas específicas en las que se

58 Oilfield Review

Los Ángeles

Condadode Kern

San Francisco

CALIFORNIAEUA

Bakersfield

Campo Belridge Sur

0

0 100 200 300 km

100 200 millas

> Campo Belridge Sur, California, EUA. El campo produce petróleo de ladiatomita de la formación Belridge.

1200

1600

2000

2400

Pres

ión,

lpc

2800

32000 25 50 75 100 300 700 1100

Presión, lpcAPI1500 1900 0 60 120

Rayos gamma Perfil de presión Perfil de movilidad

Movilidad, mD/cp180 240

> Registro de rayos gama de pozo abierto, perfil de presión, y perfil de movilidad determinada a partirde la caída de presión durante el período de flujo de los pre-ensayos en un pozo del campo BelridgeSur. La comparación entre el perfil de presión medida (curva azul de la gráfica central) con el perfil depresión inicial (línea roja) ilustra zonas con agotamiento que varía de significativo a pequeño. El perfilde movilidad (derecha) confirmó la existencia de zonas potenciales de productividad alta y baja.

9. La diatomita es una roca sedimentaria blanda, rica ensílice que comprende restos de sedimentos de diato-meas. La diatomita, que se forma por lo común en lagosy áreas marinas profundas, puede ser una excelenteroca yacimiento.

10. Para mayor información sobre la interpretación técnica,consulte: Burgess et al, referencia 4.

Verano de 2002 59

hicieron pruebas. La interpretación de la presiónde pre-ensayo supone un flujo esférico de unlíquido levemente compresible en una formaciónhomogénea.10 Hubo buena repetibilidad entre lospre-ensayos sucesivos, efectuados en cada pro-fundidad de prueba de presión (arriba).

El agotamiento medido con las pruebas de laherramienta CHDT está siendo utilizado para guiarel emplazamiento de pozos de relleno (abajo).Sobre la base de los datos CHDT, Aera está recon-siderando actualmente el espaciamiento entrepozos en esa porción del campo.

Monitoreo de la presión del yacimiento en pozos de rellenoLa determinación del nivel de agotamiento enzonas definidas del yacimiento es una tarea difí-cil, pero es vital para optimizar la producción. Enel pasado, las presiones del yacimiento se obte-nían utilizando el probador RTF para pozo abierto,o terminando y probando individualmente unida-des separadas del yacimiento en pozos entuba-dos. En algunos campos en Alberta, Canadá,estos métodos son muy costosos.

Recientemente, se evaluó un yacimiento car-bonatado en un campo gasífero maduro deAlberta con la herramienta CHDT. El yacimientoDunvegan Debolt comprende 240 m [800 pies] decapas interestratificadas de piedra caliza, rocadolomita, lutita y anhidrita. La producción pro-viene de 15 zonas de roca dolomita que típica-mente tienen menos de 10 m [30 pies] deseparación vertical. Todas las zonas de gas seterminan al mismo tiempo y la producción es con-junta; los datos de la historia de presión del pozorepresentan un valor promedio de todas laszonas productivas en el mismo.

1600

1400

Pres

ión,

lpc

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:

1041.11 1040.98 1002.07

1200

1000

800

600

400

0 500 1000 1500 2000 2500 30000

Retracción dela herramientaTaponado

Reciclaje del pre-ensayoReciclaje del pre-ensayo

Anclajede laherramienta

Prueba de sello del revestidor

Prueba de sellodel revestidor

Perforaciónde 2.52 pulg

Pre-ensayode 40 cm3

> Operaciones con la herramienta CHDT en el campo Belridge Sur. La repetibilidad de múltiples pre-ensayos en un punto de este pozo muestra que las operaciones progresaron sin incidentes. El análisisen tiempo real de los datos de presión de la herramienta CHDT ayudó a Aera a evaluar el agotamientopara optimizar el programa de perforación de pozos de relleno.

2500

2000

1500

Prof

undi

dad,

pie

s

Presión

Pozo A Pozo B Pozo C Pozo D

1000

500

0

> Comparación de perfiles de presión medida (azul) e inicial (rojo) en cuatropozos de estudio. En un quinto pozo, la herramienta CHDT se utilizó en unaformación diferente luego de que la compañía revisara los perfiles de presióny de movilidad de los cuatro pozos que se muestran en la gráfica. En elmanejo del yacimiento, las pruebas con la herramienta CHDT arrojaron infor-mación valiosa para las estrategias de recuperación secundaria.

El campo Dunvegan, descubierto en la décadade 1960 y desarrollado en la década de 1970,tiene un agotamiento cercano al 50%. La optimi-zación de las ubicaciones de los pozos de relleno,representa un desafío clave en todos los progra-mas subsiguientes de perforación de estos pozos.Actualmente, la ubicación correcta de los pozosde relleno se escoge sobre la base de las predic-ciones de presión o velocidad de agotamiento, demanera que el conocimiento de la presión encada zona es importante para el operador,Anderson Exploration Ltd., actualmente DevonCanada Corporation.

Devon perforó el Pozo 7-3 como parte de suprograma de perforación de pozos de relleno delaño 2001 en el campo Dunvegan (derecha). Lacompañía decidió medir la presión en ocho zonasutilizando la herramienta CHDT. A diferencia desus contrapartes de pozo abierto, los dispositivosde pozo entubado como la herramienta CHDT sepueden correr desde una grúa o un equipo dereparación, y no requieren mantener un equipo deperforación en espera, lo que significa que, eneste campo maduro, la adquisición de los datoscon la herramienta CHDT resulta práctica desdeel punto de vista económico.

Antes de correr la herramienta en el pozo, seexaminaron los registros CBT y USI a fin de eva-luar la calidad del cemento y se confirmó el aisla-

60 Oilfield Review

Presión hidrostática en el pozoPrueba de presión CHDTRango de presión anticipado

Prof

undi

dad,

pie

s

Presión, kPa

Litología

Hidrocarburomovible

Agua

Gas

Dolomita

Calcita

Anhidrita

Arcilla

VolúmenesELAN

1 vol/vol 0

XX30

XX40

XX50

Prueba 16409

Prueba 77419

Prueba 69446

Prueba 413,704

Prueba 514,015

Prueba 86888

Prueba 25949

Prueba 35043

XX60

XX70

XX80

XX904000 6000 8000 10,000 12,000 14,000 16,000

> Agotamiento del yacimiento. Las mediciones de presión con la herramienta CHDT (símbolos verdes) de ocho zonas del pozoDunvegan 7-3 indican diversas etapas de agotamiento en el yacimiento Debolt del campo Dunvegan. La litología, determinada conla ayuda de la aplicación ELANPlus, se muestra a la derecha. La línea roja indica la presión hidrostática en el pozo. Se esperabaque las mediciones de presión cayesen en la zona sombreada en color lavanda. Las pruebas 4 y 5 fueron afectadas posiblementepor la naturaleza compacta de la formación, o podrían estar sobrecargadas. Las mediciones tomadas con la herramienta CHDTdemuestran claramente un intervalo agotado en la Prueba 3 y una presión superior a la esperada en la Prueba 6.

Edmonton

Campo Dunvegan

Calgary

ALBERTA

0

0 200 400 600 km

200 400 millas

> Ubicación del campo Dunvegan, Alberta, Canadá.

Verano de 2002 61

miento entre las zonas a probar. Las medicionesde presión de ocho zonas se obtuvieron en dosbajadas de la herramienta CHDT. Las medicionesdemostraron que seis de las ocho zonas en elpozo de relleno correspondían a roca yacimiento;los otros dos intervalos—Pruebas 4 y 5—arroja-ron resultados no conclusivos porque las zonaseran de relativamente muy baja permeabilidad opodían estar sobrecargadas (página anterior,abajo).

Puesto que la composición del gas del yaci-miento era bien conocida, no hubo incentivo parala obtención de muestras de fluidos. Luego demedir la presión de la formación, se taponarontodos los orificios con éxito. Dado que todas laszonas potencialmente productivas del yacimientoserían disparadas después de las pruebas con laherramienta CHDT, el taponamiento exitoso noera un aspecto crucial de este trabajo.

Los datos de presión revelaron que unazona—Prueba 3—estaba más agotada de lo queDevon sospechaba, lo que sugirió el drenaje porparte de un pozo vecino. Otra zona—Prueba 6—tenía una presión más alta de la esperada. Devonincorporó estos resultados en su modelo del yaci-miento, dando lugar a nuevas oportunidades paraoptimizar la ubicación de los pozos de relleno amedida que proseguía el programa de perfora-ción de estos pozos.

El valor de los datos de la herramienta CHDTen el campo Dunvegan es alto: Devon puedemejorar el número y las ubicaciones de los pozosde relleno de manera continua. La compañía aho-rra cerca de 1 millón de dólares canadiensescada vez que evita perforar innecesariamente unpozo. Devon también busca incorporar datos nue-vos lo más rápido posible para mejorar sus ope-raciones de perforación de pozos de relleno en

lugar de esperar hasta el final de una campañade perforación; los datos CHDT ofrecen informa-ción inmediata para los modelos de yacimiento.Dado que las ubicaciones de pozos de relleno delcampo Dunvegan se basan en las interpretacio-nes de ingeniería de yacimiento y no en datos desísmica, los datos de la herramienta CHDT sonimportantes para analizar el desempeño de lospozos y efectuar los cálculos de balance de mate-ria. Puesto que la herramienta CHDT proveyó losdatos necesarios al mismo tiempo que minimizócostos y riesgos, es probable que en el futuro seconvierta en un componente estándar en las eva-luaciones de pozo del campo Dunvegan.

Pruebas en pozos viejos en SudaméricaEn una arenisca no consolidada en el campo Sur,ubicado al sur de Venezuela, se evaluaron doszonas penetradas por un pozo ligeramente des-viado con la herramienta CHDT (izquierda). Eloperador, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),deseaba determinar la presión de la formación.Para preparar las operaciones de prueba y obten-ción de muestras de fluidos, el equipo evaluó laintegridad del cemento y confirmó que habíabuen aislamiento entre las zonas a ser evaluadas.

PDVSA también deseaba obtener muestrasde fluidos, pero dada la naturaleza poco consoli-dada de la formación, la recuperación de mues-tras de fluidos era improbable. El operador creíaque el valor de las mediciones de presión justifi-caría las operaciones CHDT, pero decidió incre-mentar la posibilidad de obtener una muestra defluidos mediante la aplicación de la técnica deobtención de muestras con choque bajo.11

Una desventaja de los probadores de forma-ción convencionales, es que el proceso de obten-ción de muestras de fluidos puede crear unchoque de presión en la formación y el fluido. Enel momento en que la cámara se abre, se produceuna caída súbita de presión y comienza una olea-da de fluido cuando se abre la formación a lascámaras para muestras que se encuentran a pre-sión atmosférica. Además, las altas velocidadesde flujo pueden aflojar los granos de la matriz, loque puede ocasionar el taponamiento de la líneade flujo.12

Co

rd

i l l e r a

Al

to

sd e

Gu

ay

an a

de

l os

A n d e s

VENEZUELA

TRINIDAD YTOBAGO

San Cristóbal

Caracas

M a r

C a r i b e

Campo Sur

0

0 300 600 km

200 400 millas

> Ubicación del yacimiento Sur, Venezuela.

11. Para mayor información sobre la técnica de obtenciónde muestras de fluidos con choque bajo, consulte:Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998):26–41.

12. Las herramientas CHDT más recientes, desarrolladasdespués de las pruebas realizadas en el pozo deVenezuela, incorporan un filtro para eliminar los proble-mas de taponamiento de la línea de flujo con arenadurante la obtención de muestras de fluidos en forma-ciones no consolidadas.

La técnica de obtención de muestras de flui-dos con choque bajo se desarrolló para limitar lacaída de presión durante las operaciones deobtención de muestras de fluidos. El choque seminimiza bombeando fluidos de la formaciónhacia la herramienta de pruebas contra cámarasde pistón mantenidas a la presión del pozo, enlugar de succionar fluido de la formación hacialas cámaras con presión atmosférica. Antes deque se abra la cámara para muestras, el módulode bombeo descarga el filtrado de la formación alpozo. El líquido de la línea de flujo se puedemonitorear utilizando el módulo OFA para deter-minar cuándo se puede recuperar una muestra defluido con baja contaminación y el flujo puedeentonces derivarse hacia la cámara para mues-tras sin interrupción.

El pozo probado se perforó en marzo de 1998y originalmente se terminó en una sola zona. Acausa de la elevada producción de agua, PDVSAdecidió probar una zona adicional para determi-nar la presión de la formación y el tipo de fluidospresentes en la zona. Una muestra de arena delpozo indicó que la formación era altamenteporosa, pobremente consolidada y que probable-mente taponaría la herramienta de prueba.

Se intentó obtener muestras de fluidos en dosocasiones, pero sin éxito porque la herramientase taponó con arena. Se registraron las medicio-nes de presión y ambos orificios se taponaroncon éxito (arriba). Los datos de presión resultaronútiles inmediatamente para PDVSA porque unamedición de presión inferior a la esperada indicóque los pozos vecinos estaban agotando una delas zonas (derecha). Al no perforar la zona de bajapresión, la compañía se ahorró más de 250,000dólares estadounidenses. Luego de esta opera-ción, las presiones de formación de otros dospozos viejos de la misma área fueron evaluadascon la herramienta CHDT con una eficiencia detaponamiento del 100%.

62 Oilfield Review

13. Para mayor información sobre la herramienta CHFR,consulte: Aulia K, Poernomo B, Richmond WC,Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, RouaultG, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougallA, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividaddetrás del revestimiento,” Oilfield Review 13, no. 1(Verano de 2001): 2–25.

4000

Pres

ión,

lpc

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión: Movilidad del período de flujo, mD/cp:

3095.52 3088.742023.24 938

1000

1500

2000

2500

3000

3500

500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 70000


Pruebade sello

Prue

ba d

e se

llo

Presión hidrostática

Perforación y prueba de presión

Presión hidrostática

Taponamiento dela línea de flujo

Perforación de 2.5 pulg

Perfo

raci

ón d

e 1

pulg

Prueba deaislamientodel cemento

> Pruebas en Venezuela. En esta gráfica de presión en función del tiempo semuestra que la presión del yacimiento era inferior a la esperada. En unaetapa más avanzada de la prueba se produjo el taponamiento de la línea deflujo, lo que impidió obtener muestras de fluidos.

0 Rayos gamma, API Resistividad, ohm-m200 0.2 2000

> Puntos de prueba de la herramienta CHDT (círculos rojos) en un pozo productor de Venezuela.

Verano de 2002 63

Principios de la evaluación de formaciones detrás del revestimientoLa herramienta CHDT ha estado en operacióndurante más de un año, incluyendo una etapa derigurosas pruebas de campo durante las cualesdemostró sus capacidades en varios ambientesdifíciles (izquierda). El desarrollo exitoso de estecomplejo sistema electromecánico refleja años detrabajo en equipo e innovación en ingeniería.

La evaluación de formaciones detrás delrevestimiento en la actualidad incluye porosidadnuclear y acústica, resistividad, propiedadesmecánicas de la roca, litología, análisis elemen-tal y mediciones de sísmica de pozo. Estas medi-ciones, junto con los datos obtenidos con lasherramientas CHDT, CHFR y RSTPro, formanparte de la gran iniciativa de Análisis Detrás delRevestimiento ABC, la cual ofrece una completaevaluación de formaciones en pozos entubados.13

Estos servicios permiten a los operadores obte-ner datos en pozos nuevos, en los cuales no seencuentran disponibles datos adquiridos durantela perforación o datos de registros geofísicosobtenidos a pozo abierto, o estos datos son ina-decuados para valorar reservas pasadas por altoen pozos viejos, así como para monitorear perfi-les de agotamiento y cambios de saturación o depresión de los yacimientos.

En la medida en que los servicios de evalua-ción de formaciones en pozo entubado maduren ysea más fácil disponer de ellos en todo el mundo,la industria seguirá buscando nuevas y más diver-sas aplicaciones para estas mediciones. —GMG

25,000

20,000

15,000

10,000

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

5 10 15 20 25 30 35 40

Desv

iaci

ón d

el p

ozo,

gra

dos

5000

0

100

80

60

40

20

0

90

70

50

20

10

0.6

0.5

0.4

0.3

Espe

sor,

pulg

adas

5

Bloque estándar y barrena

10 15 20 25 30 35 40

0.1

0.2

0

Espesor del revestidor CHDT

Temperatura350

300

250

200

Tem

pera

tura

, °F

5

0

0

0 10 15 20

Número de trabajos

Número de trabajos

Número de trabajos25 30 35 40

100

50

150

0

Profundidad CHDT y desviación

> Diversas condiciones en las cuales la herramienta CHDT ha operadocon éxito, incluyendo profundidad y desviación (arriba), espesor delrevestidor (centro) y temperatura (abajo).

Uwe Albertin está trabajando desde el año 2001 comocientífico senior involucrado en el desarrollo y merca-deo técnico, y en el despliegue de la migración pordiferencia finita antes del apilamiento. Previamente,trabajó como geofísico de investigación, dirigiendo elgrupo de investigación de generación de imágenes enescala de profundidad en Houston, Texas, EUA.Comenzó en la compañía como geofísico de investiga-ción, trabajando en modelado geológico. En 1993 sedesempeñó como geofísico de investigación y trabajóen el diseño de un algoritmo explícito de migracióndespués del apilamiento. BP utilizó su trabajo de gene-ración de imágenes en escala de profundidad para ubi-car muchos de los más importantes pozosdescubridores en el Golfo de México. Autor de más de30 publicaciones y poseedor de cuatro patentes, Uweobtuvo una licenciatura en física del Juniata Collegeen Huntingdon, Pennsylvania, EUA, y un doctorado enfísica teórica de la Universidad de California enBerkeley, EUA.

Jim Almaguer es gerente del sector de ProductosMaduros del grupo de Evaluación de Yacimientos-Wireline de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Jimha sido responsable de proveer soporte de ingenieríapara las herramientas nucleares y de inducción desde2001. Ingresó en Schlumberger en 1978 luego de traba-jar dos años como ingeniero junior en sistemas decomputación para la Administración Nacional delEspacio y la Aeronáutica (NASA). Trabajó paraSchlumberger como campeón de productos para variosproductos de registros geofísicos y pruebas de forma-ciones en América del Norte y del Sur. Desde 1994hasta 1996, se desempeñó como gerente de secciónpara el grupo de Rápida Respuesta de Ingeniería deOperaciones de Disparos con Herramientas Operadasa Cable. Durante los siguientes dos años fue gerentede sección del grupo de Ingeniería de Sistemas dePistolas, el cual desarrolló las nuevas pistolas de dis-paros operadas a cable y bajadas con tubería flexible, yde cargas huecas (premoldeadas). Antes de su cargoactual, se desempeñó como gerente de la sección acargo de la Plataforma de Operaciones de Disparoscon Herramientas Operadas a Cable. Este grupo desa-rrolló herramientas tales como la herramienta deDisparos Orientados Operada a Cable (WOPT) y laherramienta de Anclaje de Operaciones de DisparosOperada a Cable (WPAT), las cuales ganaron el premioPerformed by Schlumberger. Jim obtuvo una licencia-tura en ingeniería eléctrica de la Universidad deHouston en Texas.

Pascal Breton es el líder del equipo de geofísica depozo para el grupo de Calibración y Visión Alrededordel Pozo. Trabaja para TotalElf Exploration &Production en Pau, Francia. Desde 1991, se ha desem-peñado como ingeniero geofísico con Elf, ahoraTotalFinalElf. Pascal posee una licenciatura en ingenie-ría geofísica y una maestría en ciencias de la tierra delInstitut de Physique du Globe de Strasbourg, Francia.

Gillian Brown está basada en Gatwick, Inglaterra. Es geofísico de área para la generación de imágenes en escala de profundidad en WesternGeco. Su área deacción abarca Europa, países de la ex-Unión Soviética(CIS) y África. Provee soporte técnico y práctico paratodos los proyectos de generación de imágenes en escalade profundidad en dichas regiones. Ingresó en WesternGeophysical en 1988 y trabajó cuatro años en procesa-miento de datos marinos como analista de geofísica. Los siguientes dos años trabajó con el grupo deProyectos Especiales, donde estuvo involucrada en elprocesamiento de datos marinos y continentales, inver-sión sísmica y generación de imágenes en escala de pro-fundidad. Desde entonces ha trabajado exclusivamenteen generación de imágenes en escala de profundidad;primero como analista senior, luego como líder de grupo,supervisor, supervisor senior y finalmente como geofísicode área. Gillian obtuvo una licenciatura en geología (conmención honorífica) de la Universidad Hull enInglaterra.

Keith Burgess es ingeniero senior en la sección deProductos de Interpretación del departamento dePresión y Obtención de Muestras de Yacimientos delCentro de Productos de Sugar Land. Allí estuvo involu-crado en la interpretación de datos del Probador de laDinámica de la Formación de Pozo Entubado CHDT* yen el sistema de análisis de la producción NODAL*.Comenzó su carrera en 1978 como investigador, traba-jando en el modelado de la conificación en el Centrode Investigaciones Doll de Schlumberger enRidgefield, Connecticut, EUA. Posteriormente fuetransferido al departamento de Ingeniería deInterpretación en Houston, donde proveyó soporte alas necesidades de ingeniería de yacimientos del grupode Descripción de Yacimientos. Desde 1986 hasta1989, se desempeñó como ingeniero en el Centro deOperaciones de Disparos y Pruebas de Formación deSchlumberger en Rosharon, Texas, donde ayudó adesarrollar el programa de Análisis y Reporte dePresiones Transitorias STAR*, utilizado para el mode-lado y la planificación de pruebas de pozos. Tambiénse desempeñó como ingeniero de proyectos, traba-jando en el desarrollo de módulos para el programa deComputación, Análisis e Interpretación de la Dinámicade las Zonas ZODIAC* (1989 a 1993), y luego comoingeniero de proyectos senior (1993 a 1996). Antes deocupar su cargo actual, trabajó como ingeniero senioren proyectos de yacimientos, obtención de muestras ypresión, y modelado de la productividad de pozos hori-zontales. Autor de numerosos trabajos, Keith obtuvouna licenciatura (con mención honorífica) de laUniversidad de West Indies en St. Augustine, Trinidad,y una maestría y doctorado en ingeniería de petróleo ygas natural de la Universidad Estatal de Pensilvania enUniversity Park.

Stephan Crepin trabaja con el grupo de Desempeño yEmplazamiento de Pozos Complejos en TotalFinalElfen Pau, Francia. Desde 2000, se ha desempeñado comolíder de un proyecto transversal de Investigación yDesarrollo (R&D). Desde 1981, Stephan ha estadoinvolucrado en operaciones de perforación de la com-pañía. Desde 1992 hasta 1996, trabajó como gerente deperforación y terminación de pozos para Elf Serepca(Cameroon). Antes de su cargo actual, fue asesor prin-cipal de África en la división de perforación y termina-ción de pozos en Pau. Stephan obtuvo una licenciaturaen ingeniería civil del Ecole Centrale de Paris,Francia.

Fiona Dewey ingresó en Wintershall Noordzee BV, LaHaya, Países Bajos, en 1995 como geofísico senior res-ponsable de las actividades geofísicas en la plataformamarina holandesa. Anteriormente, desde 1982 hasta1988, trabajó con BP en Londres (procesamiento dedatos) y en los Países Bajos (interpretación). Desde1988 hasta 1993, Fiona trabajó para ConocoNetherlands (control de calidad de procesamiento einterpretación). Fue consultor independiente durantedos años antes de ingresar en Wintershall. Fiona poseeuna licenciatura en ciencias geofísicas de laUniversidad de Southampton en Inglaterra.

Cengiz Esmersoy dirige el grupo de adquisición deregistros acústicos durante la perforación (LWD) en elCentro de Productos de Sugar Land en Texas. Se incor-poró al programa de Sísmica en el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger (SDR) enRidgefield, Connecticut en 1985, y trabajó en técnicasde generación de imágenes sísmicas y sísmica de pozode componentes múltiples. En 1990 se desempeñócomo líder del programa Sonics en SDR. En 1996 seconvirtió en el líder del Tema de Caracterización deFormación Profunda y al final del año fue transferido aAnadrill Engineering en Sugar Land, como gerente delprograma Look Ahead & Look Around (LALA) para elemplazamiento óptimo de pozos. En 1997 se desem-peñó como gerente del grupo de Mediciones Profundas.El siguiente año trabajó como gerente de sección delproyecto SeismicMWD* de obtención de informaciónde la relación tiempo-profundidad y de velocidad de lasformaciones durante el proceso de perforación. En elaño 2000 ocupó su cargo actual, supervisando el pro-yecto LALA y los proyectos SeismicMWD y LWD Sonic.Cengiz obtuvo un doctorado en ingeniería eléctrica delInstituto de Tecnología de Massachussets enCambridge, EUA. Ha trabajado en la publicaciónGeophysics como editor asociado para temas relaciona-dos con geofísica de pozo y de yacimiento.

Jim Farnsworth es vicepresidente de Exploración enAmérica del Norte para BP. Está radicado en Houston,Texas. Anteriormente se desempeñó como vicepresi-dente de Exploración en Aguas Profundas para BP enHouston (2000 a 2001). Sus otras posiciones en BPincluyen la gerencia de producción en aguas profundasy la gerencia de exploración en aguas profundas; lagerencia de exploración en Alaska, (EUA); y la geren-cia de subsuelo en el Mar del Norte Central. Jimobtuvo una licenciatura en geofísica y geología de laUniversidad de Michigan Occidental en Kalamazoo,EUA, y una maestría de la Universidad de Indiana.

Troy Fields se desempeña como campeón de productode Schlumberger para la herramienta CHDT en SugarLand, Texas. Tuvo a su cargo el despliegue global de esteservicio, incluyendo el entrenamiento, el mercadeo, lasrelaciones con el cliente, y el soporte técnico para lasoperaciones de campo desde el año 2000. Comenzó sucarrera de ingeniería con la NASA, diseñando y condu-ciendo un experimento de microgravedad. Luego trabajótres años como ingeniero de diseño en una instalaciónnuclear de Ontario Hydro en Canadá. Troy ingresó enSchlumberger en 1994 como ingeniero de campo y tra-bajó en Trinidad. Allí suministró servicios de produccióny de evaluación de formaciones. En 1996 fue transferidoa Aberdeen, Escocia, donde se desempeñó como inge-niero líder para las operaciones de alta presión y alta

Colaboradores

64 Oilfield Review

temperatura en el Mar del Norte. Posteriormente fuetransferido a Dinamarca como gerente de operacionescon cable. Se graduó en la Universidad de Toronto,Ontario, Canadá, y posee una licenciatura (con menciónhonorífica) en ingeniería mecánica.

Bernard Frignet se desempeña como geofísico desoporte de interpretación para Servicios Técnicos deSchlumberger en Montrouge, Francia. Está a cargo dela coordinación de los servicios de registros sónicos yde sísmica de pozos para TotalFinalElf en todo elmundo. Comenzó su carrera en 1977 como geofísico deinvestigación en el Bureau de Récherches Géologiqueset Minières. Desde que ingresó en Schlumberger en1983, Bernard ha ocupado varios cargos en soporte deinterpretación en Francia, China, Indonesia, AbuDhabi, Arabia Saudita y el Reino Unido. Bernard segraduó en la Ecole des Mines de París en 1975 y obtuvouna licenciatura en geofísica del Instituto Francés delPetróleo (IFP) en Rueil-Malmaison, Francia.

Greg M. Golich trabaja como ingeniero de yacimientospara Aera Energy LLC en Bakersfield, California.Obtuvo su licenciatura en ingeniería de petróleo en1983 de la Universidad de Wyoming en Laramie, EUA.Ingresó en Shell Oil Company en 1984 como ingenierode producción. Trabajó en yacimientos termales y depetróleo liviano en California. Actualmente, Gregdirige un equipo asignado a evaluar y proponer nuevasoportunidades de desarrollo.

Gary Grubitz es el gerente de exploración de BHPBilliton para el Golfo de México. Está radicado enHouston, Texas. Luego de obtener su licenciatura engeología de la Universidad de Oklahoma, Norman, EUA,en 1979, ingresó en Cities Service Oil Company. Desde1981 ha trabajado en exploración para BHP Petroleumen Oklahoma, Texas y Australia. Desde 1995 hasta2001, Gary se desempeñó como líder del equipo deexploración de BHP para la faja Atwater Fold. Antes deocupar su posición actual como gerente de explora-ción, se desempeñó como geofísico en jefe para BHP.

Ali Habbtar está radicado en Udhailiyah, ArabiaSaudita. Allí se desempeña como ingeniero de produc-ción para Saudi Aramco en el departamento de pro-ducción de gas profundo. Sus actividades actuales seconcentran en tratamientos de estimulación de carbo-natos por fracturamiento con ácido y en el fractura-miento hidráulico de areniscas para el mejoramientode la productividad y el control de la producción dearena. Ali también está a cargo de monitorear lospozos que han sido estimulados para el control de laproducción de arena y asegurar que tales pozos no pro-duzcan sólidos. Ali obtuvo su licenciatura en ingenie-ría de petróleo de la Universidad Estatal dePensilvania en University Park.

Jakob Haldorsen obtuvo su doctorado en física de laUniversidad de Oslo en Noruega en 1971. Trabajó seisaños investigando y enseñando en la Universidad deOslo y en la Organización Europea para InvestigaciónNuclear (CERN) en Ginebra, Suiza. Luego de ingresaren Geco en 1981, ocupó distintos cargos, que incluyenla gerencia de proyectos de investigación e ingeniería;primero en Oslo y luego en Houston. Luego de queGeco formara parte de Schlumberger en 1987, fuetransferido al Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut, comomiembro del departamento de Geoacústica. Tres añosmás tarde, ingresó en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra como miem-bro del departamento de sísmica. En 1992, fue transfe-

rido a Geco-Prakla en Hannover, Alemania, para traba-jar en algoritmos y problemas de física relacionadoscon datos adquiridos en ambientes de mucho ruido.Jacob regresó a SDR en 1995 como líder del programaRadar de Superficie y actualmente se desempeñacomo científico principal de investigación con respon-sabilidades en la generación de imágenes durante laperforación.

Ed Harrigan es el gerente de proyectos de la herra-mienta CHDT en el Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land. Allí supervisa el grupode ingeniería que desarrolla mejoras para la herra-mienta CHDT y soporta las operaciones y fabricacionesde dicha herramienta. Ingresó en la compañía en 1993como ingeniero electrónico para el proyecto delProbador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT* en Sugar Land. Antes de ocupar su posiciónactual en el año 2001, se desempeñó como ingenieroelectrónico para ambas herramientas; CHDT y MDT.Ed obtuvo su licenciatura y maestría en ingenieríaelectrónica de la Universidad de Strathclyde enGlasgow, Escocia.

Toby Harrold es analista de presión de poro para BP.Está radicado en Sunbury, Inglaterra y es responsabledel modelado de cuencas, y del análisis sísmico ypetrofísico de presión de poro para la unidad de nego-cios de Azerbaiján. Anteriormente, se desempeñócomo geofísico de operaciones supervisando levanta-mientos de sísmica de pozos para apoyar las operacio-nes de perforación en el Mar Caspio. Ingresó en BP en1999 y trabajó en la unidad de negocios de Argeliahasta octubre de 2000 cuando se incorporó al equipode Azerbaiján. Toby posee una licenciatura en geologíade la Universidad de Birmingham y un doctorado de laUniversidad de Durham, ambas en Inglaterra, para tra-bajar en la estimación de la presión de poro a partir deregistros geofísicos.

Andy Hawthorn se desempeña como coordinador depruebas de campo para el proyecto SeismicMWD enSugar Land, Texas. Sus responsabilidades incluyen laentrega de la herramienta al campo en perfectas con-diciones de funcionamiento, la documentación, laspruebas y el entrenamiento del personal para el uso dela herramienta. Ingresó en la compañía en 1990 comoingeniero de campo del segmento de negocios dePerforación y Mediciones de Schlumberger enNoruega. Desde entonces ha ocupado varios cargosalrededor del mundo, especialmente en el Mar delNorte y Medio Oriente. Andy obtuvo una licenciaturaen geología y una maestría en ingeniería geotécnica dela Universidad de Durham en Inglaterra.

Jerry Kapoor dirige el grupo de generación de imáge-nes en escala de profundidad de WesternGeco.Comenzó su carrera con Geophysical Services Inc. enCroydon, Inglaterra, y ha dirigido centros de procesa-miento de datos sísmicos en Stavanger, Noruega;Bedford, Inglaterra; y Houston. Jerry también pasóparte de su carrera adquiriendo y procesando datossísmicos en Trípoli, Libia. En 1990, comenzó a trabajaren el desarrollo y la aplicación de tecnología paragenerar imágenes de sedimentos fuertemente inclina-dos debajo de la sal. Desde entonces, ha estado involu-crado en muchos complejos y exitosos proyectos degeneración de imágenes para clientes.

Mark Kemme ha trabajado para Clyde PetroleumExploratie BV (una subsidiaria de Conoco) en La Haya,Países Bajos, desde 1991. Hasta 1996 estuvo en eldepartamento de exploración y actualmente trabaja en

el departamento de desarrollo como geofísico senior acargo de la coordinación de las actividades geofísicas.Comenzó su carrera como geofísico de investigacióncon el Instituto de Geofísica Aplicada TNO en Delft,Países Bajos (1987 a 1989). Antes de ingresar en ClydePetroleum, trabajó dos años como geofísico del pro-yecto de Levantamiento Geológico de los Países Bajosen Haarlem. Mark obtuvo diplomas avanzados en geofí-sica y geología estructural, ambos de la Universidad deUtrecht, Países Bajos.

Jorge López-de-Cárdenas es gerente de soluciones decontrol de producción de arena de Schlumberger enRosharon, Texas. Allí supervisa el desarrollo y la imple-mentación del control de producción de arena deSchlumberger en todo el mundo. Ingresó enSchlumberger en 1981 como ingeniero de campo enSudamérica. Desde 1983 hasta 1984, se desempeñó enSchlumberger como gerente de campo en CañadónSeco, Argentina. Durante los siguientes cinco años tra-bajó como oficial de reclutamiento para SchlumbergerSurenco en la Ciudad de México y luego como inge-niero de soporte en Houston. En 1989 fue trasferido alCentro de Operaciones de Disparos y Pruebas deFormación de Schlumberger en Rosharon, Texas, comoingeniero de desarrollo de productos. Dos años mástarde se desempeñó como gerente de ingeniería de sis-temas de pistolas. Desde 1996 hasta 1997, ocupó elcargo de gerente de desarrollo de productos de opera-ciones de disparos. Luego se desempeñó como gerentede desarrollo de negocios de operaciones de disparospara Latinoamérica (1998 a 1999), gerente de cuentasinternacionales para Oilfield Services (1999), ygerente de desarrollo de negocios de pozo entubadopara América del Norte y del Sur (1999 a 2000).También trabajó como gerente de producción para elGrupo Industrial ASM, Los Reyes, La Paz, México(1977 a 1980). Jorge posee varias patentes en técnicasy herramientas para operaciones de disparos y defondo de pozo, y una licenciatura en ingeniería mecá-nica y eléctrica de la Universidad Iberoamericana dela Ciudad de México. También posee una maestría eningeniería mecánica de la Universidad de Houston.

Tom MacDougall es gerente de desarrollo de produc-tos del departamento de control y monitoreo de ya-cimientos del Centro de Terminaciones de Yacimientosde Schlumberger en Rosharon, Texas. Allí supervisa eldiseño y la entrega de soluciones confiables para opti-mizar la producción o la inyección de pozos medianteel monitoreo de los parámetros críticos del yacimiento.Luego de obtener su licenciatura, Tom trabajó para LaFuerza Aérea de Estados Unidos durante tres años rea-condicionando motores a reacción. Ingresó enSchlumberger en 1995 como ingeniero de productospara trabajar en la obtención de núcleos laterales.Posteriormente trabajó en el equipo de desarrollo devarias herramientas, incluyendo el probador MDT. En1994 contribuyó a desarrollar la idea de perforar unorificio a través del revestimiento y resellarlo con untapón mecánico, por lo que le fue otorgada unapatente. En 1995 se convirtió en el gerente de proyectopara la nueva herramienta y supervisó el proyectodurante su desarrollo y prueba de campo hasta que fuetransferido al Segmento de Terminaciones de Pozos.Poseedor de varias patentes relacionadas con el desa-rrollo de herramientas de fondo de pozo, Tom obtuvosu licenciatura de la Universidad de Texas en Austin, ysu maestría de la Universidad de Houston; ambas eningeniería mecánica.

Verano de 2002 65

Jorge Manrique trabaja como consultor de yacimien-tos y estimulaciones para Schlumberger TechnologyCorporation. Actualmente se desempeña como gerentede soluciones para América del Norte y del Sur (NSA).Es responsable de desarrollar estrategias y solucionestécnicas que captarán el valor agregado de los resulta-dos que ofrece la tecnología de Schlumberger. Desdeque ingresó en Schlumberger en 1994, ha ocupadovarias posiciones técnicas y de mercadeo, tales comocampeón del proyecto de fijar el precio en función delvalor para el segmento de Servicios al Pozo deSchlumberger; gerente de soluciones de estimulaciónpara Norteamérica; gerente del Grupo deMejoramiento de la Producción (PEG) en AsiaOriental; y gerente del grupo PEG en Norteamérica,Oeste. El Dr. Manrique posee una licenciatura en inge-niería de petróleo de la Universidad Nacional deIngeniería en Lima, Perú, y una maestría y doctorado,también en ingeniería de petróleo de la Universidad deTulsa en Oklahoma.

David May es ingeniero de petróleo consultor. Trabajapara Amerada Hess en Aberdeen, Escocia. Es respon-sable de la optimización de la producción y el monito-reo de pozos en varios campos de Hess en el Mar delNorte, incluyendo el campo Scott. Entre 1991 y 1997,ocupó varios cargos de ingeniería de petróleo para Elf,incluyendo su participación en el equipo de manejo deactivos de Elf de la Cuarta Ronda del Mar del Norte.También ha trabajado para Occidental. David obtuvouna licenciatura en ciencias de la ingeniería de laUniversidad de Aberdeen, y una maestría en ingenieríade petróleo de la Universidad Heriot-Watt enEdimburgo, Escocia.

Alan C. McNally está radicado en Oklahoma City,donde se desempeña como gerente de perforación yterminación de pozos para la región occidental deDominion Exploration and Production, Inc, anterior-mente, Louis Dreyfus Natural Gas, Inc. Alan dirige laperforación, la ingeniería de producción y el personalpara una de las áreas continentales más activas deNorteamérica, donde actualmente operan los cuatroequipos de perforación más activos de Estados Unidosen base al número de pies perforados por año.Anteriormente estaba basado en Midland, Texas, comogerente de ingeniería de la compañía del distrito de laCuenca Pérmica. Allí supervisaba la perforación depozos, la ingeniería de producción y el personal. Antesde ingresar en la compañía, Alan se desempeñó comogerente técnico de ingeniería para BJ Services, Inc. enla Cuenca Pérmica. Alan obtuvo una licenciatura eningeniería mecánica de la Universidad Tecnológica deTexas en Lubbock.

Richard Meehan es gerente del sector de Productosde Interpretación de Perforación del Centro deProductos de Schlumberger en Sugar Land. Es respon-sable de desarrollar nuevas técnicas y aplicaciones deinterpretación de perforación, así como de comerciali-zar estos productos. Ha permanecido con la compañíadesde 1985, cuando ingresó en el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,Connecticut, para trabajar en las propiedades físicasde las lutitas, las vibraciones de la columna de perfora-ción, la sísmica de pozo y los sistemas de telemetríapara las mediciones durante la perforación. Richardobtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Strathclyde en Glasgow, Escocia, y unamaestría en energía termal del Instituto de TecnologíaCranfield en Bedfordshire, Inglaterra.

Jean-Christian Perrin es geofísico senior del grupo de colaboración y visión alrededor del pozo deTotalFinalElf en Pau, Francia. Allí está a cargo de efec-tuar recomendaciones técnicas, así como de la adqui-sición, supervisión y el procesamiento de sísmica depozo. Jean-Christian también supervisa la adquisicióny el procesamiento de las mediciones SeismicMWD enAngola. Ha estado involucrado en estudios de sísmicade pozo desde 1998. Anteriormente trabajó 10 años enel procesamiento de sísmica de superficie paraTotalFinalElf. Jean-Christian obtuvo una licenciaturaen física acústica del Conservatoire National des Artset Métiers de Paris, y una licenciatura en ingeniería dela Ecole Nationale Supérieure du Petrole et desMoteurs a Combustión Interne, Rueil-Malmaison,Francia.

Sue Raikes se desempeña como geofísico consultorsenior en el Equipo de Manejo de Yacimientos delGrupo de Tecnología de Upstream de BP. Está radicadaen Sunbury, Inglaterra. Trabaja principalmente en geo-física de pozo y en la técnica de lapsos de tiempo apli-cada a las propiedades sísmicas de la roca, incluyendoperfiles sísmicos verticales. Ingresó en BP Explorationen 1980 como geofísico de la oficina de Londres,Inglaterra. Anteriormente trabajaba como investigadoren el Instituto de Geofísica, Universität Karlsruhe enAlemania. Sue posee una licenciatura en física teóricade la Universidad de Cambridge, Inglaterra y un docto-rado en geofísica del Instituto de Tecnología deCalifornia en Pasadena.

Richard Randall actualmente trabaja como consultortécnico y geofísico de área para WesternGeco enHouston, en el departamento de generación de imáge-nes en escala de profundidad para operaciones terres-tres. En 1975, luego de obtener su licenciatura enmeteorología y una maestría en geología de laUniversidad Estatal de San José en California, ingresóen Marathon Oil Company en Houston como geofísicode exploración. Desde 1978 hasta 1982, se desempeñócomo geofísico senior y líder de proyecto paraMcClelland Engineers Inc. en Ventura, California.Durante los siguientes tres años trabajó para SohioPetroleum Company en San Francisco, California,como geofísico de exploración y geofísico de distritopara Alaska del Sur. Desde 1985 hasta 1988, se desem-peñó como supervisor de exploración en Californiapara BP Exploration. Posteriormente, fue gerente delgrupo de Análisis de Geofísica de BP en Houston, yluego gerente del grupo de Soporte de Interpretaciónen Uxbridge, Inglaterra. En 1995, Richard ingresó enParadigm Geophysical como geofísico senior y gerentede servicios técnicos. Antes de ocupar su cargo actualtrabajó para Geosignal en Houston.

Rusty Reeves es ingeniero de yacimientos de la uni-dad de negocios de aguas profundas de ChevronTexacoen Nueva Orleáns, Luisiana, EUA. Está asignado al pro-yecto Petronius en el Golfo de México. Desde queingresó en Texaco en 1977, ha acumulado 25 años deexperiencia en ingeniería de yacimientos, producción,perforación y terminación de pozos. Rusty posee unalicenciatura en microbiología de la Universidad EstatalNoroccidental en Natchitoches, Luisiana, y una licen-ciatura en ingeniería de petróleo de la UniversidadTecnológica de Luisiana en Ruston.

Brian Ritchie es ingeniero de explotación senior delequipo Pace River Arch. Trabaja para Devon CanadaCorporation en Calgary, Alberta, Canadá. Ha trabajadocon Devon por dos años y anteriormente se desempeñócomo ingeniero de producción y de yacimientos paraImperial Oil Limited. Brian obtuvo una licenciatura ymaestría en ingeniería de la Universidad deSakatchewan, Saskatoon, Canadá.

Roberth Rivero es ingeniero de yacimientos dePetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en Caracas,Venezuela. Allí es responsable de buscar oportunidadespara perforar nuevos pozos; obtener datos de análisisde yacimientos; programar reparaciones de pozos; ana-lizar datos de registros geofísicos, de producción y depruebas de pozo, y monitorear yacimientos. Ingresó enPDVSA en 1999, luego de obtener una licenciatura eningeniería de petróleo de la Universidad del Zulia enMaracaibo, Venezuela.

Robert Siegfried II es director asociado en ciencias dela tierra en el Instituto de Tecnología del Gas en DesPlaines, Illinois, EUA. Allí gerencia y realiza investiga-ciones y desarrollo tecnológico con el objetivo de incre-mentar las reservas y la producción de gas natural.Comenzó su carrera en 1977 con Corning Glass Worksen Corning, Nueva York, EUA, donde ayudó a desarro-llar nuevos métodos de fabricación de guías de ondasópticas de vidrio. Desde 1980 hasta 1994, trabajó paraAtlantic Richfield Co. en Plano, Texas, donde dirigió losservicios técnicos y de investigación asociados con ladeterminación de las propiedades de las rocas del yaci-miento. Posee 13 patentes y fue vicepresidente de laSPWLA. Robert posee una licenciatura en física delInstituto de Tecnología de California en Pasadena, y undoctorado en geofísica del Instituto de Tecnología deMassachussets en Cambridge.

Mart Smith es gerente de mercadeo de WesternGecopara todo el mundo. Se responsabiliza por el procesa-miento de datos en Houston, Texas. Allí ha sido res-ponsable de la estrategia de mercadeo global para estalínea de productos desde el año 2000. Trabajó paragrandes y pequeñas compañías petroleras antes depasar de BP a WesternGeco en el año 2000. Durantesus 33 años en la industria se ha desempeñado comogeofísico de división, gerente de geofísica, gerente deexploración y gerente de servicios técnicos. Estas posi-ciones lo llevaron a Mozambique, el Lejano Oriente,Sudáfrica, Libia, Francia y EUA. Mart posee una licen-ciatura (con mención honorífica) en geología y físicade la Universidad de Nottingham en Inglaterra y haatendido varios programas de entrenamiento ejecu-tivo, incluyendo la Escuela de Negocios Wharton enFiladelfia, Pensilvania.

Stephen Smith es líder del equipo de subsuelo paraProducción en Aguas Profundas de ChevronTexaco. Esel responsable del planeamiento y la ejecución depozos y de las actividades de manejo de yacimientos entodos los activos productivos de aguas profundas de lacompañía. Comenzó su carrera con Gulf Oil en 1981 enMidland, Texas, ocupando una variedad de cargos enexploración y producción. En 1992 se desempeñó comogerente de ciencias de la tierra y gerente de estudiosestratégicos en Bakersfield, California. Allí fue respon-sable del desarrollo a largo plazo de activos de lutitassilíceas y recursos de petróleo pesado. En 1999 fuetransferido a Nueva Orleáns, Luisiana, para ocupar sucargo actual. Stephen obtuvo una licenciatura en geo-logía de la Universidad del Occidente de Illinois enMacomb, y una maestría en geología de la Universidadde Indiana en Bloomington, EUA.

66 Oilfield Review

Chris Soufleris es gerente de generación de imágenesen escala de profundidad de WesternGeco paraEuropa, países de la ex Unión Soviética (CIS) y África.Es responsable del éxito técnico y comercial de lageneración de imágenes en la región. Luego de cum-plir funciones en la Armada Griega, se desempeñócomo geofísico en la Universidad Técnica Nacional enAtenas, Grecia en 1983. El siguiente año ingresó enMerlín Profilers, Ltd. para trabajar en adquisiciónmarina de datos sísmicos 2D. Desde 1984 hasta 1990,se desempeñó como sismólogo en el grupo deProyectos Especiales y luego como gerente de serviciosde sísmica vertical para Western Geophysical enHouston y Londres. Desde 1990 hasta 1995, fue geofí-sico para Chevron UK. Durante los siguientes dos añosse desempeñó como geofísico senior en geología dedesarrollo para Chevron. Volvió a ingresar en WesternGeophysical en 1997 como gerente del Reino Unidopara la generación de imágenes en escala de profundi-dad. Chris recibió una licenciatura en ingeniería topo-gráfica de la Universidad Técnica Nacional en Atenas yuna maestría en geodesia de la Universidad de Oxford,Inglaterra; un diploma DIC en métodos geofísicos delImperial College de la Universidad de Londres,Inglaterra; y un doctorado en sismología de laUniversidad de Cambridge en Inglaterra.

Arturo Sulbarán es gerente del yacimiento CentroSur Lago para Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA).Trabaja en la unidad de negocios de producción enMaracaibo, Venezuela. Previamente, se desempeñócomo gerente del proyecto del campo Ceuta. Ha traba-jado para PDVSA desde 1978 en ingeniería de perfora-ción, operaciones de producción, desarrollo deyacimientos y manejo de proyectos. Arturo posee unalicenciatura en ingeniería de petróleo de laUniversidad de Missouri en Rolla, EUA.

Kevin Thornsberry es ingeniero de yacimientos en launidad de negocios de aguas profundas deChevronTexaco. Está radicado en Nueva Orleáns,Luisiana y es responsable del manejo de activos parael campo Petronius. Desde que ingresó en Texaco(ahora ChevronTexaco) en 1996, ha trabajado en inge-niería de yacimientos y manejo de activos en NuevaOrleáns. También ha trabajado para Kerr-McGee (1989a 1995) en ingeniería de yacimientos y manejo de acti-vos en Houston, Texas. Kevin obtuvo una licenciatura ymaestría en ingeniería de petróleo de la Universidadde Missouri en Rolla.

William Underhill es gerente del proyectoSeismicMWD. Está asignado al Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land, Texas. Ingresó enSchlumberger en 1990 como ingeniero de desarrollopara trabajar en el grupo de Estudios Avanzados deAnadrill, donde investigó cuestiones de telemetría paramediciones durante la perforación (MWD). En 1992,fue transferido a Geco-Prakla como ingeniero líder parael desarrollo del sistema Drill-Bit Seismic* y luegoestuvo a cargo de las pruebas de campo e introdujo estesistema como servicio comercial en 1996.Posteriormente, volvió a Sugar Land para trabajar en elgrupo de Estudios Avanzados de Wireline, explorandonuevos conceptos en herramientas de pruebas de for-mación. En 1997 asumió el rol de ingeniero líder para eldesarrollo de sísmica LWD. También estuvo a cargo delas pruebas de campo de las herramientas SeismicMWDexperimentales. Bill obtuvo una licenciatura en físicade la Universidad Colgate en Hamilton, Nueva York, yuna maestría y doctorado en ingeniería mecánica de laUniversidad de Arizona, Tucson, EUA.

Phil Whitfield es supervisor de generación de imáge-nes en escala de profundidad para WesternGeco enGatwick, Inglaterra. Allí supervisa los proyectos degeneración de imágenes llevados a cabo en la oficinadel Reino Unido. En el último año estos proyectos hanprovenido de Rusia, la plataforma del Golfo de México,Libia y muchas áreas del Mar del Norte. Después deobtener una licenciatura en astronomía (con menciónhonorífica) del University College en Londres,Inglaterra en 1974, comenzó a trabajar como progra-mador geofísico para Seiscom y luego para Digicon yGeco. En 1980 ingresó en BP como programadorsenior. Luego de cuatro años ingresó en ParadigmGeophysical como geofísico de proyecto para genera-ción de imágenes en escala de profundidad. Phil haocupado su cargo actual desde 1997. Entre sus logroscabe mencionar la terminación exitosa del primer pro-yecto de migración en profundidad con un modelo develocidad anisotrópica en el Mar del Norte en 1999.

Saliya Wickramasuriya obtuvo una licenciatura enfísica de la Universidad Loughborough en Inglaterraen 1984. Ingresó en Schlumberger como ingeniero decampo en China. Posteriormente trabajó en Paquistán,India y el Mar del Norte como ingeniero de campo,ingeniero de distrito e ingeniero a cargo, llevando acabo y supervisando operaciones de adquisición deregistros con herramientas operadas a cable. En 1996se desempeñó como instructor en el Centro deEntrenamiento Británico de Schlumberger. Luego dedos años fue transferido a Egipto como gerente decampo. Posteriormente supervisó el distrito del Golfode Suez, el Desierto Oriental y Sinaí (GOS). En el año2000 fue transferido a Dubai, Emiratos Árabes Unidos,para asumir las responsabilidades de campeón de pro-yecto y gerente del área de reclutamiento deSchlumberger. Allí ayudó a implementar y monitorearel nuevo sistema interactivo de la compañía de manejode personal, mientras supervisaba el reclutamiento delos nuevos ingenieros de campo para Oilfield Services.Desde 2001 está radicado en Houston, Texas, traba-jando como campeón de productos para la Plataformade Disparos con Herramientas Operadas a Cable y deltractor de fondo de pozo, proporcionando un nexoentre el campo, los Centros Tecnológicos y las oficinasde Schlumberger Wireline en París, Francia.

Tom Zimmerman dirige el Centro de Productos deSchlumberger situado en Sugar Land, Texas. Obtuvo sulicenciatura de la Universidad Purdue, West Lafayette,Indiana, y su maestría de la Universidad de Marylanden College Park, ambas en ingeniería mecánica. Tomingresó en Schlumberger en 1975 y ha ejercido diver-sos cargos en ingeniería y gerenciamiento, incluyendoun intenso trabajo en técnicas de disparos y pruebasde formación. Como Asociado de Schlumberger, Tomes uno de los nueve expertos técnicos líderes queguían la estrategia técnica de la compañía. Formaparte de varias juntas académicas y de la industria,que incluyen a la Sociedad Americana de IngenierosMecánicos, a la Universidad Purdue y a la ComunidadTécnica Eureka de Schlumberger.

Verano de 2002 67

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

Próximamente en Oilfield Review

Almacenamiento de gas natural en el subsuelo.El almacenamiento de gas natural en el subsuelo esuna industria creciente que ayuda a los proveedoresde gas a satisfacer la demanda fluctuante. Los inge-nieros que diseñan, construyen y monitorean las insta-laciones de almacenamiento de gas dependen de unrango de tecnologías que abarca desde la explotaciónde minas de sal hasta los conocidos métodos de carac-terización de yacimientos y construcción de pozos.

Protección de conexiones digitales. La recolección de datos es beneficiosa para el negociosólo si pueden llevarse a una localización para su aná-lisis. La transferencia y el almacenamiento seguro delos datos constituyen tareas importantes en la infraes-tructura del sistema computarizado. Schlumbergerahora ofrece soluciones digitales que brindan unaconexión segura a través de redes con las localizacio-nes remotas, requerida por el negocio de exploración yproducción. Actualmente se disponen de sistemas decomputación auto reparables, que minimizan los tiem-pos de inmovilización individuales y del sistema, yreducen el tiempo de análisis de los datos.

Generación de imágenes sísmicas del yacimiento. Los operadores sacan mejor provecho de sus yaci-mientos combinando imágenes sísmicas de alta cali-dad con datos convencionales del yacimiento. Losequipos de activos emplean esta información sísmicacalibrada para lograr una mejor comprensión de laspropiedades del yacimiento, lo cual les permite reducirel riesgo en cada etapa de la vida útil de sus áreasprospectivas.

Fracturamiento seguido de empaque de grava.La combinación del fracturamiento hidráulico con limi-tación del crecimiento de la fractura (TSO, por sussiglas en inglés), el cual genera fracturas cortas y alta-mente conductivas, con filtro mecánico y arreglos deempacadores, permite controlar la producción de arenaen yacimientos no consolidados. Esta técnica se fuehaciendo cada vez más popular durante la década de1990 para sortear el daño en la inmediaciones del pozoy eliminar las limitaciones de productividad asociadascon instalaciones convencionales de empaque de grava.Este artículo examina las estimulaciones de alta perme-abilidad y la evolución de este método a través de estu-dios de casos que ilustran los últimos avances enmateria de fluidos, apuntalantes, equipos de fondo depozo, simulación y ejecución de trabajos, así como losadelantos en la evaluación posterior a la estimulación.

Adquisición de registros geofísicos y control de calidad,2da. ediciónPhilippe TheysEditions Technip27 Rue Ginoux75737 París Cedex 15 Francia1999. 453 páginas. $89.00ISBN 2-7108-0748-3

Esta edición revisada actualiza los pre-rrequisitos para la adquisición de regis-tros geofísicos precisos y describe losrequerimientos para el estricto controlde calibraciones de profundidad, proce-samiento de señales y procedimientosoperativos. Su foco de atención se cen-tra en el control de calidad, desde ladefinición de variables en la adquisiciónde registros y el análisis de erroreshasta la adquisición y corrección dedatos.

Contenido:

• Premisas: Introducción; Evaluacióndel volumen de hidrocarburos; Reco-lección de datos y toma de decisio-nes; Elementos de metrología I:Análisis de errores; Elementos demetrología II: Consideraciones devolumen; Elementos de metrologíaIII: Otros atributos; Preámbulo ma-temático: Propagación de errores.

• Adquisición de datos: Adquisiciónde datos; Tecnología de fuente ysensor; Efecto de la duración de lamedición en la precisión; Procesa-miento de señales: Filtrado;Mejoramiento de la resolución ver-tical a través del procesamiento;Respuesta de la herramienta;Correcciones ambientales; El ver-dadero ambiente; Adquisición deregistros de densidad; Calibración;Monitoreo del comportamiento dela herramienta; Medición de la pro-fundidad; Levantamientos direccio-nales.

• Control de calidad de los datos: Plande calidad de los datos; Integridadde la información; Manejo dedatos; Revisiones de la calidad delos registros; Evaluación de la cali-dad de los datos; Imágenes y reso-nancia magnética nuclear;

Comparación de datos de registroscon otra información; Adquisiciónóptima de registros y manejo de laincertidumbre.

• Apéndices, Bibliografía, Índice

El libro está bien escrito y aparen-temente contiene muy pocos errores...Recomiendo este libro porque llena unimportante vacío entre la física de lasmediciones de registros y la interpreta-ción de los datos.

Woodside J: The Leading Edge 20, no. 2

(Febrero de 2001): 216.

Este volumen es un libro de refe-rencia muy útil para los geocientíficose ingenieros dedicados a la adquisi-ción de registros, además de incluirinteresantes ejemplos educativos.

González-Muñoz JM: AAPG Bulletin 85, no. 5

(Mayo de 2001): 915-916.

[El libro] está escrito con un estilode fácil lectura, introduciendo unorden en temas mutuamente relaciona-dos. El trabajo presenta claramentetemas interesantes y mejora genuina-mente la comprensión de problemas de múltiples dimensiones en la adqui-sición y el control de calidad de losregistros.

Jarznya J: Pure and Applied Geophysics 158

(2001): 1101-1103.

Matemáticas: Una herramientasimple para geólogosDavid WalthamBlackwell Science350 Main StreetMalden, Massachusetts 02148 EUA2000. 208 páginas. $47.95 tapa dura;$26.50 tapa blandaISBN 0-632-05345-3

Este libro enseña matemáticas simples,utilizando ejemplos de geología parailustrar las ideas matemáticas y enfati-zar la importancia de las matemáticaspara la geología. Cada capítulo contieneejercicios que refuerzan los conceptospresentados y su foco de atención secentra en las aplicaciones prácticas dela geología.

Contenido:

• Las matemáticas como herramientaspara resolver problemas geológicos

• Relaciones comunes entre variablesgeológicas

• Ecuaciones y cómo manipularlas

• Manipulación de ecuaciones másavanzadas

• Trigonometría

• Más acerca de gráficas

• Estadística

• Cálculo diferencial

• Cálculo integral

• Apéndices, Índice

El libro es muy recomendado porsu lectura en general y su utilidadcomo una herramienta de referenciarápida...La aplicación consistente delos conceptos matemáticos a escena-rios geológicos es de gran utilidad,mientras que los ejercicios en hojas de cálculo constituyen una novedosa e interesante técnica.

Telatovich ER: Journal of Sedimentary Research,

2001 (visite http://spot.colorado.edu/~jsedr).

El mapa que cambió el mundo:William Smith y el nacimientode la geología modernaSimon WinchesterHarperCollins10 East 53rd StreetNueva York, Nueva York 10022 EUA2001. 329 páginas. $26.00ISBN 0-06-019361-1

Esta biografía relata la historia deWilliam Smith, topógrafo e hijo de unherrero negro, que produjo la primeralista de estratos rocosos en el oeste deInglaterra y publicó el primer mapageológico de Inglaterra en 1815. El librodocumenta el logro científico de Smithdifundido contra toda adversidad; elplagio de este extraordinario mapa, sufracaso financiero y el retardo de sureconocimiento.

68 Oilfield Review

NUEVAS PUBLICACIONES

Contenido:

• Escape en la dirección norte

• Una tierra que despierta de un sueño

• El misterio de Chedworth Bun

• El duque y la viuda del barón

• Una luz en el submundo

• El corte de Somerset

• La vista de York Minster

• Notas del cisne

• El dictador en la sala de dibujo

• El gran mapa concebido

• Un intervalo jurásico

• El mapa que cambió el mundo

• Un acto poco caballeresco

• La venta del siglo

• La furia de Leviatán

• El hombre perdido y encontrado

• Todo el honor para el doctor

• Glosario, Fuentes e Índice

Si bien el lugar prominente queocupa Smith en la historia de la geolo-gía está asegurado desde hace muchotiempo, los historiadores de las cien-cias de la tierra y geólogos en elmundo entero encontrarán la descrip-ción biográfica y científica de Smithelaborada por Winchester de conside-rable interés.

Pero el estudiante de la historia delas ciencias de la tierra que deseatener conocimiento sobre las influen-cias más filosóficas de William Smithen la evolución de las ciencias de latierra...se sentirá desilusionado con eldiscurso de Winchester...

Webb P-N: Geotimes 46, no. 12

(Diciembre de 2001): 32-33.

Sistemas de plataformas carbonatadas: Componentes e interacciones Publicación especial de laSociedad Geológica No. 178E. Insalaco, P.W. Skelton and T.J. Palmer (eds)The Geological Society Publishing HouseUnit 7, Brassmill LaneBath BA1 3JN Reino Unido2000. 231 páginas. $100.00ISBN 1-86239-074-6

Este volumen monográfico es una colec-ción de trabajos que tratan diferentesaspectos sedimentológicos y paleocoló-gicos de los ambientes de plataformasomera carbonatada, que abarcan dife-rentes eras, tipos de plataforma yambientes climáticos. El libro se con-centra en interacciones entre organis-mos y sus ambientes, teniendo encuenta todos los posibles niveles jerárquicos de interacción.

Contenido:

• Sistemas de plataformas carbonata-das: Componentes e interacciones;Una introducción

• Un constructor de arrecifes templa-dos: Una evaluación del crecimiento,la morfología y la composición decolonias de Sabellaria alveolata (L.)en plataformas carbonatadas enGales del Sur

• Tasas de crecimiento esquelético derudistas bivalvos del CretácicoSuperior: Complicaciones para laproducción de carbonatos y organis-mos; Retroalimentaciones delambiente

• Patrones espaciales y temporales demacro socavado dentro de los siste-mas de arrecifes de corales mesozoi-cos y cenozoicos

• Desarrollo de microfacies de oolitasy estromatolito del ArquozoicoTardío del grupo Ghaap de Sudáfrica

• Arrecifes y carpetas de corales en elárea norte del Mar Rojo como mode-los para la retroalimentación orga-nismo-ambiente en comunidades decorales y su reflejo en el crecimientode texturas

• Diversidad, formas de crecimiento ytafonomía: Factores clave que con-trolan la textura de carbonatos deplataformas continentales dominadospor algas coralinas

• Factores que regulan el desarrollo decongregaciones de rudistas

• Mortalidades en masa de corales dearrecifes por la oscilación del niñosureño: ¿Un modelo de extincionesmarinas por alta temperatura?

• Plataformas carbonatadas aisladas deBelice, América Central: Facies sedi-mentarias, historia del CuaternarioTardío y factores de control

• Episodios de arrecifes, anoxia y cam-bios a nivel del mar en el frasnianodel Timan del sur (Plataforma rusanoreste)

• Desarrollo del litosoma rudista en elmargen de la plataforma carbonatadaMaiella

• Fluctuaciones en la producción decarbonatos de arrecifes fanerozoicos

• Tasas de sedimentación y potencialde crecimiento de sistemas carbona-tados tropicales, de agua fría y mon-tículos de lodo calcáreo

• Índice

[El libro] presenta un grado sor-prendente de coherencia y resultadossólidos que los editores lograron explo-tar de semejante colección heterogéneade trabajos sobre características muydiferentes y escalas de sedimentaciónde carbonatos en mares someros.

La calidad en general...es muybuena. Sus trabajos se hallan biendocumentados y presentados...

Dado su principal tema, el libroprobablemente no resulte de muchointerés para los geólogos de explora-ción, pero beneficiará más bien a loslectores orientados a la investigación einteresados en las plataformas carbo-natadas...Es una importante y bienve-nida contribución a la literaturacorriente sobre sistemas de deposiciónde carbonatos.

Martín-Chivelet J: Sedimentary Geology 145,

nos. 1-2 (Diciembre de 2001): 152-154.

Métodos matemáticos modernospara físicos e ingenierosC.D. CantrellCambridge University Press40 West 20th StreetNueva York, Nueva York 10011 EUA2000. 763 páginas. $130.00 tapadura; $50.00 tapa blandaISBN 0-521-59180-5

El libro tiene por objetivo proporcionaruna educación matemática y computa-cional actualizada a estudiantes, inves-tigadores e ingenieros practicantes. Seincluyen temas clave en métodos analí-ticos y computacionales para el inge-niero y el científico físico en actividad,en combinación con 400 problemas pararesolver en casa.

Contenido:

• Bases de computación

• Conjuntos y mapeo

• Evaluación de funciones

• Grupos, anillos y campos

• Espacios vectoriales

• Mapeo lineal I

• Funcionales lineales

• Productos interiores y normas

• Mapeo lineal II

• Convergencia en espacios vectorialesnormalizados

• Representaciones de grupos

• Funciones especiales

• Apéndices, Índice

La amplitud de cobertura....es muypoco uniforme.

...sólo estudiantes muy motivadoscon un amplio dominio de las matemá-ticas serían capaces (si lo desearan) deconocer a fondo su contenido. El inge-niero en actividad buscaría más bientextos pragmáticos...

Fahidy TZ: Measurement Science and

Technology 12, no. 12 (Diciembre de 2001): 2211.

69Verano de 2002

Interpretación de sísmica 3-D:Un manual básico para los geólogos Curso corto No. 48 del SEPMBruce S. HartSociety for Sedimentary Geology1731 East 71st StreetTulsa, Oklahoma 74136 EUA2000. 123 páginas. $56.00 ($40.00 para miembros del SEPM)ISBN 1-56576-073-5

Basado en notas para un curso corto eninterpretación sísmica, este libro pre-senta un vocabulario básico, así comoinformación de referencia y anteceden-tes en el método sísmico para geólogos.

Contenido:

• La revolución de la sísmica 3-D

• Base física de la sismología de reflexión

• Adquisición y procesamiento sísmico

• Interpretación de datos sísmicos 2-D

• Adquisición, procesamiento y despliegue de la sísmica 3-D

• Interpretación de datos sísmicos 3-D

• Historias de casos selectos

• Resumen

• Referencias

...este libro posee una utilidad limi-tada como libro de referencia únicopara alguien que pretende algo más enel campo de la interpretación 3-D quesimplemente conocer la jerga. Existenlibros mucho mejores para este propó-sito que aparecen incluidos en subibliografía.

Chatfield A: Journal of Sedimentary Research, 2001

(visite http://spot.colorado.edu/~jsedr).

Tecnología moderna del petróleo, 6ta. ediciónVolumen 1 UpstreamRichard A. Dawe (ed) John Wiley & Sons605 Third AvenueNueva York, Nueva York 10158 EUA2000. 446 páginas. $600.00 (para los dos volúmenes)ISBN 0-471-98411-6

Dividido en dos volúmenes, Upstream yDownstream, este libro observa las dife-rentes etapas del proceso de producciónpara obtener materiales de petróleocrudo y examina el proceso para refinar elmaterial crudo y producir los productosfinales.

Contenido:

• Bases de la exploración y la producción

• Geociencia

• Geoquímica del petróleo

• Geofísica

• Operaciones de perforación

• Petrofísica

• Ingeniería de yacimientos

• Ingeniería de producción

• Gas natural

• Transporte

• Petróleo pesado y petróleo viscoso

• Índice

Este excelente y actualizado librode geología del petróleo puede ser untexto de clase para el programa degrado y postgrado en geología delpetróleo. El único problema es el precio.

Michael F: AAPG Bulletin 85, no. 11

(Noviembre de 2001): 2044-2045.

Tecnología moderna del petróleo, 6ta ediciónVolumen 2 DownstreamAlan G. Lucas (ed)John Wiley & Sons605 Third AvenueNueva York, Nueva York 10158 EUA2000. 478 páginas. $600.00 (para los dos volúmenes)ISBN 0-471-98411-6

Escritos por reconocidos expertos inter-nacionales en la industria y la acade-mia, ambos volúmenes (Upstream yDownstream) abarcan todos los aspec-tos del petróleo incluyendo tecnologíainnovadora y cuestiones de medioambiente.

Contenido:

• La refinería del petróleo: Tipos,estructura y configuración

• Petróleo crudo

• Procesamiento de petróleo crudo

• Craqueo catalítico

• Hidrocraqueo: Procesamiento dehidrógeno

• Craqueo térmico, reducción de viscosidad y coqueo

• Desasfaltado con solvente

• Gasificación por oxidación parcialno catalítica de residuos de refinería

• Procesos de la gasolina

• Manufactura del gasoil y el queroseno

• Procesos del petróleo base

• Manufactura del betumen

• La interfase petroquímica

• Eterificación

• Instalaciones de refinería

• Control y optimización

• Protección ambiental

• Introducción a la tecnología de combustibles

• Gasolina y combustibles relacionados

• Gasoil para automóviles

• Combustibles destilados y residualespara calefacción y motores

• Combustibles para motores a reacción

• Gas de petróleo licuado

• Elementos generales de la tecnología de lubricantes

• Calidad del petróleo base

• Lubricantes de motores a gasolina

• Petróleos para motores diesel

• Lubricantes industriales

• Lubricantes para motores a gas

• Petróleo mineral blanco

• Grasa

• Betumen

• Cera

• Operaciones de mercadeo:Almacenaje y distribución

• Estándares, especificaciones, métodos de pruebas y códigos de práctica

• Índice

Este libro es esencial para cual-quier clase del programa de grado opostgrado en ingeniería del petróleo.No sólo trata el tema, sino que da aconocer los desarrollos hasta la fecha.

...los dos volúmenes están actuali-zados y brindan una nueva visión sobrelos desarrollos que se están produ-ciendo en la tecnología del petróleo.

Michael F: AAPG Bulletin 85, no. 11

(Noviembre de 2001): 2045.

70 Oilfield Review

Imágenes sísmicas en escala de profundidad Operaciones de ...

Documents

Transcript of Imágenes sísmicas en escala de profundidad Operaciones de ...