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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ADRES FACULTAD DE CIENCIAS GEOLOGICAS CARRERA INGENIERIA GEOLOGICA INTEGRANTES : CARVAJAL VELASCO NELSON R. HUALLPA CONDORI SAUL E. PAYE MAMANI ZULMA QUENTA MAMANI FREDDY N. MATERIA : PRACT. DE GEOLOGIA DE PETROLEO DOCENTE : ING. GRISEL JIMENEZ S. FECHA : 18 DE JULIO DE 2012 0
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ADRESFACULTAD DE CIENCIAS GEOLOGICAS
CARRERA INGENIERIA GEOLOGICA
INTEGRANTES : CARVAJAL VELASCO NELSON R. HUALLPA CONDORI SAUL E.
PAYE MAMANI ZULMA QUENTA MAMANI FREDDY N.
MATERIA : PRACT. DE GEOLOGIA DE PETROLEO
DOCENTE : ING. GRISEL JIMENEZ S.
FECHA : 18 DE JULIO DE 2012
LA PAZ – BOLIVIA
2012
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
REGISTROS DE IMÁGENESINDICE:
SINOPSIS
RESUMEN
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
1.1 OBJETIVOS
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2. HISTORIA DE LA GENERACIÓN DE IMÁGENES DE LA PARED DEL POZO
3. REGISTRO DE IMÁGENES
3.1 MICROBARREDOR DE FORMACIONES (FMS)
3.2 MICROIMAGENES DE LA FORMACIÓN (FMI)
3.1.1 REGISTROS DE RESISTIVIDAD
3.1.2 REGISTROS ACUSTICOS
3.3 IMPORTANCIA
3.4 APLICACIONES DE LAS IMÁGENES DE LA PARED DEL POZO
4. REGISTROS DE IMÁGENES ULTRASÓNICO
4.1 REGISTROS ACÚSTICOS
5. REGISTROS LATEROLOG DE LWD
5.1 ¿QUÉ ES UN REGISTRO LWD?
5.2 TIPOS DE HERRAMIENTAS LWD
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
5.2.1 HERRAMIENTA RAB (RESISTIVIDAD FRENTE A LA BARRENA)
5.2.2 HERRAMIENTA ADN (DENSIDAD NEUTRON - AZIMUTAL)
5.2.3 HERRAMIENTA VISION
5.2.3.1 VISION A DISTINTAS PROFUNDIDADES
5.2.4 HERRAMIENTA GeoVISION
6. OIL MUD RESERVOIR IMAGER (OMRI)
6.1. APLICACIONES
6.2. VENTAJAS DE LA HERRAMIENTA OMRI
6.3. PRINCIPIO DE LA HERRAMIENTA
7. MICRO - IMAGEN (OBMI)
7.1. APLICACIONES DE OBMI
7.2. IMÁGENES
CAPÍTULO III: CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
ANEXOS
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
SINOPSIS
Este trabajo esta dirigido a estudiantes y a personas interesadas en el tema de
registros de imágenes. Nos da la información de las principales herramientas de
registro de imágenes que son: FMS-FMI, ultrasónicos, LWD y OMRI-OBMI.
Figuran una serie de imágenes que nos ayudan en la interpretación de los
registros, además de analizar las aplicaciones y efectos que se presentan en
los mismos.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
RESUMENLos registros de imágenes permiten una observación continua detallada de las
variaciones laterales y verticales de la formación, procesando las corrientes
eléctricas registradas por micro electrodos, donde, se obtienen las imágenes.
Las herramientas de imágenes constan de cuatro brazos ortogonales, cada uno
con un patín con electrodos que se pasan pegados a la pared del pozo, con los
que se registran curvas de micro resistividad, las cuales son procesadas y
transformadas en imágenes micros eléctricos, proporciona imágenes o mapas
de resistividad de la pared del pozo, de buena nitidez y continuidad, en las
cuales son evidentes una gran variedad de características texturales y
estructurales de las rocas registradas. Para leer las imágenes se establece un
código de colores, que indica con tonos claros alta resistividad y tonos oscuros
baja resistividad. Las bajas resistividades pueden estar relacionadas con
minerales conductores de la electricidad como las arcillas, pirita y
también por la presencia de filtrado de lodo no resistivo en fracturas, cavidades
de disolución o en cualquier tipo de espacio poroso, oscureciendo la imagen;
mientras que las altas resistividades, están dados fundamentalmente por las
rocas duras. Por esta razón al leer un registro de imágenes es necesario tener
bien clara la litología, así como los elementos de los restantes registros corridos
a hueco abierto, para que puedan ser beneficiosos y de gran aporte para
empresas que trabajan en ello, porque les permite afrontar momentos de
perforaciones complicadas.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
1.1 OBJETIVOS
Determinar las características de las herramientas tipo FMS y FMI.
Determinar las velocidades acústicas de las formaciones.
Determinar la porosidad de las formaciones mediante los registros
ultrasónicos.
Analizar las herramientas y técnicas de generación de imágenes LWD y
estudiar los ejemplos de la generación de imágenes.
Determinar la cuantificación de las características más importantes del
reservorio tales como litología, porosidad, saturación de agua,
permeabilidad, el perfil y el potencial de flujo de fluidos en los estratos
más delgados del pozo.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO2. HISTORIA DE LA GENERACIÓN DE IMÁGENES DE LA PARED DEL POZO
Las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo con herramientas
operadas a cable se desarrollaron mucho después de la aparición de los lodos
OBM.
En 1958 se usaron por primera vez dispositivos fotográficos, implementados por
Bridwell, para obtener imágenes de la roca dentro del pozo.
En 1986, Schlumberger incursiono en otro campo introduciendo el primer
dispositivo de generación de imágenes de micro resistividad, el Micro barredor
de Formaciones FMS. Esta herramienta permitía a los geólogos observar y
analizar la estratificación y la porosidad secundaria en una estación de trabajo
de procesamiento de imágenes; y esto, con mucho mayor detalle que antes. La
herramienta inicial incluía dos patines medidores de generar imágenes capaces
de cubrir hasta el 20 % de un pozo de 7 7/8 pulgadas. En 1988, el reemplazo de
los dos patines de medición de echados por dos patines adicionales de
generación de imágenes duplico la cobertura perimental del FMS original.
En 1991, el generador de imágenes Micro eléctricas de cobertura total FMI,
equipado con cuatro patines de generación de imágenes y cuatro aletas
abatibles de generación de imágenes, duplico una vez mas la cobertura
perimetral de cada pasada de la herramienta. El generador de imágenes FMI
logro una cobertura de 80 % en pozos de 77/8 pulgadas de diámetro. (Fig.1)
La búsqueda de mayor cobertura perimetral del pozo no era exclusiva de
Schlumberger. En 1989, el Bureau de Recherches Geologiques et Minieres
(BRGM) de Francia, desarrollo la herramienta ELIAS de 2 pulgadas de
diámetro, una herramienta de generación de imágenes micro eléctricas de 16
patines que logro una cobertura perimetral del 100 % en pozos esbeltos. En la
década de 1990, tanto Halliburton como Western Atlas lograron un 60% de
cobertura perimetral en un pozo de 77/8 pulgadas con herramienta de seis
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
brazos; el generador de imágenes Acústicas y de Resistividad Simultaneas
STAR de Western Atlas en 1995. Además de la medición micro eléctrica, la
herramienta de Western Atlas incluía un sensor de generación de imágenes
acústicas. (Fig.2)
3. REGISTRO DE IMÁGENES
Esta herramienta permite una observación continua detallada de las variaciones
laterales y verticales de la formación. Con ella realmente se “ve” la formación;
procesando las corrientes eléctricas registradas por micro electrodos se
obtienen las imágenes las cuales lucen como fotografías de núcleos. Las
herramientas de imágenes constan de cuatro brazos ortogonales, cada uno con
un patín con electrodos que se pasan pegados a la pared del pozo, con los que
se registran curvas de micro resistividad, las cuales son procesadas y
transformadas en imágenes micros eléctricos. La orientación de la herramienta
está controlada por un acelerómetro y un magnetómetro triaxiales; con la
información de estos, se determina la posición exacta de la herramienta en el
espacio, por tanto la de los rasgos geológicos que esta detecta. Cada 0.2
pulgadas de movimiento del cable, se obtiene un valor de micro resistividad de
cada uno de los electrodos, dándole a las curvas resultantes, una gran
resolución vertical, que junto a una amplia cobertura perimetral (dependiendo
del diámetro del pozo), proporciona imágenes o mapas o mapas de resistividad
de la pared del pozo, de buena nitidez y continuidad, en las cuales son
evidentes una gran variedad de características texturales y estructurales
de las rocas registradas. Para leer las imágenes se establece un código de
colores, que indica con tonos claros alta resistividad y tonos oscuros baja
resistividad. Las bajas resistividades pueden estar relacionadas con
minerales conductores de la electricidad como las arcillas, pirita y
también por la presencia de filtrado de lodo no resistivo en fracturas, cavidades
de disolución o en cualquier tipo de espacio poroso, oscureciendo la imagen;
mientras que las altas resistividades (colores claros) están dados
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
fundamentalmente por las rocas duras. Por esta razón al leer un registro de
imágenes es necesario tener bien clara la litología, así como los elementos de
los restantes registros corridos a hueco abierto. Los echados de los elementos
geológicos planares como: la estratificación, fracturamiento, fallamiento,
discontinuidades sedimentológicos (discordancias, estilolitas, etc.) que son los
más importantes, se observan en las imágenes como sinusoides.
3.1 MICROBARREDOR DE FORMACIONES (FMS)Esta herramienta consta de 4 brazos articulados en cada uno de los cuales hay
un patín de goma con 24 micro electrodos, que se corren simultáneamente,
pegados a la pared del pozo, con lo cual se obtienen 96 curvas de micro
resistividad. Las cuales son procesadas obteniéndose la imagen de la pared del
pozo, en la cual se aprecian claramente la litología, cambios estructuro faciales
y eventos tectónicos tales como pliegues, fallas y fracturas, a los cuales es
posible determina el ángulo y azimut de los mismos.
3.2 MICROIMAGENES DE LA FORMACIÓN (FMI)Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que sirven
sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras
sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos: imágenes resistivas,
imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. La herramienta para obtener
imágenes resistivas se denomina FMI.
Es una herramienta más avanzada que la anterior, constituye la última
generación de la serie de imágenes eléctricas. Esta herramienta tiene un diseño
muy similar al FMS descrito anteriormente; en este caso, a cada uno de los
brazos se la ha añadido un alerón (flap) con 24 micro electrodos, con lo que se
logra una mayor cobertura del caño del pozo (80% en un agujero de 8.5”), con
lo que se logra una mayor resolución y por tanto, más información, con mayor
grado de detalle que en la anterior.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo,
que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar
estructuras sedimentarias.
Las imágenes se pueden obtener por varios métodos:
imágenes resistivas
imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética.
3.1.1 REGISTROS DE RESISTIVIDAD:La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen del
yacimiento, es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos.
Los parámetros físicos principales para evaluar un yacimiento son porosidad,
saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad.
Para deducir la resistividad de formación en la zona no invalida, las medidas de
resistividad se usan solas o en combinación. Es decir, detrás de las zonas
contaminadas por fluidos de control del pozo. También se usas para determinar
la resistividad cercana del agujero. Ahí, en gran parte del filtrado del lodo ha
reemplazado los fluidos originales.
3.1.2 REGISTROS ACUSTICOS:El equipo sónico utiliza una señal con frecuencia audible para el oído humano.
El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente mecánica.
Es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como un movimiento
molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que las moléculas
conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su energía
(empuja) a la siguiente molécula antes de que llegue a su posición original.
Cuando una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entre ellas es la
misma, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor
que la normal. Las áreas de distancia mínima entre molécula se llaman “área
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
de rarefacción”. Un impuso de sonido aparecerá como un área de compresión
segunda de un área de rarefacción. (Fig.3)
La herramienta para obtener imágenes resistivas se denomina FMI.
(Fig.4)
3.3 IMPORTANCIA:Los estudios de las imágenes de pozos tienen gran importancia desde el punto
de vista geológico y son de gran utilidad en los estudios de prospección de
hidrocarburos:
Proporciona una metodología para el análisis estructural (determinación
de fallas, sistemas de fracturas, etc.)
Caracterización de cuerpos sedimentarios (capas delgadas,
laminaciones, tipo de estratificación, etc.)
Posee sensores de alta resolución que permiten resaltar la textura de las
rocas.
Permite realizar una evaluación de la porosidad secundaria
(fracturamiento, barreras impermeables, disolución, entre otras)
Sienta las bases para el establecimiento de estudios sedimentológicos
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
3.4 APLICACIONES DE LAS IMÁGENES DE LA PARED DEL POZO
Las herramientas de generación de imágenes de micro resistividad se han
vuelto imprescindibles para los geólogos, ya que les ayudan a obtener
información integral sobre las complejidades de los yacimientos controlados
estratigráfica o estructuralmente, o medida una combinación de ambos. A
mayor escala espacial, las imágenes de la pared del pozo ayudan a los
intérpretes a definir la posición estructural del yacimiento y a detectar
características tales como fallas y pliegues.
Los geólogos evalúan los cambios verticales y laterales del yacimiento
mediante la identificación y caracterización de eventos sedimentarios a gran
escala y de límites de secuencias estratigráficas a través de los campos.
Mediante el uso de datos de imágenes de micro resistividad adquirida con
dispositivos tales como la herramienta FMI, también definen y determinan la
orientación de eventos sedimentarios menores, para comprender los
yacimientos controlados estratigráficamente. (Fig. 7)
Las imágenes de la pared del pozo suministran los detalles para resolver
aspectos de interpretación y de calidad de registros, tales como la presencia de
fracturas inducidas durante la perforación o de areniscas laminadas. En
yacimientos de capas delgadas, las imágenes de la pared del pozo de alta
resolución permiten a Petro físicos y geólogos determinan la distribución de las
arenas productivas de alta calidad, conocida también como análisis de alta
calidad, conocida también como análisis de espesor neto.
Las fracturas inducidas y la ovalización del pozo causada por ruptura también
indican zonas débiles de la formación, las zonas potenciales de perdidas de la
formación, las zonas potenciales de perdidas de circulación y otros riesgos de
inestabilidad del pozo que afectan las operaciones de perforación y de
terminación. Los ingenieros de yacimientos modelan el comportamiento del
yacimiento con mas precisión cuando conocen las tendencias de las fracturas
hidráulicas o una tendencia estratigráfica que pueda definir una dirección de
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
permeabilidad preferencial. Los ingenieros de yacimientos influyen directamente
en el desarrollo del campo.
Los echados de la formación obtenidos a partir de las imágenes de la pared del
pozo, permiten determinar el espesor verdadero de las capas, que es un dato
esencial para el plan del desarrollo del yacimiento y la planificación de pozos
vecinos, así como para definir los puntos de inicio de la desviación del pozo.
Las fracturas naturales habitualmente juegan un papel crucial en los
yacimientos de gas y de petróleo, pudiendo ser el mecanismo primario de
canalización que permita la migración de agua o de hidrocarburos hacia el
pozo, y se detectan y caracterizan mediante imágenes de la pared del pozo. En
muchas regiones, los dispositivos de generación de imágenes de micro
resistividad se utilizan para evaluar si las fracturas naturales están abiertas, lo
que permite el movimiento de fluidos, o cerradas por mineralización, que
restringe en consecuencia el flujo. Schlumberger desarrollo un método
cuantitativo para calcular la apertura o el ancho de fracturas abiertas a partir de
los datos del FMI o del FMS. A menudo esta información de apertura de la
fractura, es comparable con los resultados de producción y ofrece una manera
efectiva de evaluar el potencial productivo de un yacimiento fracturado.
En menor escala, las herramientas de generación de imágenes de micro
resistividad revelan la textura y los tipos de porosidad de las rocas, y ayudan a
identificar y correlacionar tanto las facies clásticas como las carbonatadas.
Estas interpretaciones son más confiables si se las integra con el análisis de
núcleos de diámetro completo. Los servicios de generación de imágenes de la
pared del pozo incluyen las mediciones de mas alta resolución que pueden
realizarse mediante las herramientas operadas a cable de hoy en día y, con
frecuencia, se utilizan en combinación con otras herramientas, tales como la
herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, la de Espectrometría
de Captura Elemental ECS y el programa de computación de análisis Elemental
a partir de Registros ELAN de Schlumberger, para evaluar las complejidades de
la formación. (Fig.8).
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
4. REGISTROS DE IMÁGENES ULTRASÓNICOEl registro de imágenes ultrasónicas se encuentra dentro de los registros
acústicos.
4.1 REGISTROS ACÚSTICOS.Los registros acústicos de imagen proporcionan información de la pared del
pozo y permiten la descripción de varias propiedades del yacimiento mediante
la identificación de características estratigráficas, intervalos de fractura,
orientaciones de las mismas, cambios en la porosidad de la roca, litofacies,
estratos delgados, análisis estructural, y orientación de esfuerzos locales en
sitio.
Principios físicos de media y presentación gráfica.
Los registros acústicos de imagen, consisten de una imagen que abarca los
360° de la pared del pozo circunferencialmente. La herramienta está orientada
magnéticamente y el principio de medida está basado en una onda acústica
reflejada de la pared del pozo.
La presentación gráfica consiste de tres bandas, leídas de izquierda a derecha
(aunque pueden existir otras configuraciones); la primera, la del Gamma Ray al
lado de la orientación y los buzamientos calculados de las capas y las fracturas;
la segunda, una imagen de la amplitud de la onda acústica reflejada; y la
tercera, una imagen del tiempo de viaje de la onda para regresar al receptor.
Los contrastes en la amplitud acústica y el tiempo de viaje son convertidos en
escalas de color.
Durante el procesamiento de los registros acústicos de imagen se generan dos
tipos de imágenes, una de la amplitud acústica y otra del tiempo de viaje
calibrado. La amplitud es usada para la interpretación de características
geológicas y del yacimiento, y el tiempo de viaje es usado para establecer la
morfología del hueco, y como datos necesarios junto a los datos de orientación
para calcular los buzamientos de las capas y fracturas. (Fig.10 y Fig. 11).
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
La amplitud acústica, o reflectancia, la cual es convertida en una imagen de
contrastes de colores, puede ser usada en muchos casos como indicador de
litología. Las zonas de grandes reflectancias acústicas (amplitudes grandes),
tales como arenas y calizas de bajas porosidades, al igual que fracturas llenas
de calcita, son presentadas con. Por su parte, las zonas de baja reflectancia
(amplitudes bajas), tales como las areniscas porosas, las dolomitas porosas
(sea intercristalina o vugular), y las fracturas abiertas, son presentadas en
colores oscuros.
El tiempo de viaje es usado como un caliper de 360° de cobertura y ayuda en la
determinación de si las fracturas son abiertas, cerradas o parcialmente selladas.
Los colores claros indican tiempos de viaje más cortos, y los más oscuros
representan pérdidas de señal, frecuentemente asociados con
ensanchamientos del hueco, lavados y fracturas abiertas.
En general los instrumentos poseen un transductor acústico de alta resolución
que genera pulsos ultrasónicos que se reflejan de la pared del pozo, que se
registran como un patrón de reflectancias acústicas de la pared del pozo. El
transductor es a la vez transmisor y receptor, el cual puede ser cambiado
electrónicamente para la adquisición en varios diámetros de hueco. Las
elección del tamaño del transductor puede ser optimizado para que se ajuste al
tiempo de viaje de la onda en el fluido de perforación. (Fig. 12)
Los registros de imagen acústicos permiten la operación en una gran variedad
de fluidos, incluyendo lodos base aceite. Los lodos más pesados, sin embargo,
pueden disminuir drásticamente la señal acústica, especialmente si el pozo se
ensancha. Excluidores de lodo especiales pueden ser usados para reducir este
efecto en la señal producido por tales lodos.
Aplicaciones de los registros acústicos.La caracterización de los sistemas de fracturas.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
Los registros acústicos permiten definir características del sistema de fracturas
que influyen en la productividad del pozo, como ser características de
orientación, densidad, apertura y distribución de las fracturas.
Para empezar el análisis del sistema de fracturas con registros de imagen
acústicos, la identificación de las fracturas debe ser el primer paso. Las
fracturas abiertas suelen aparecer como sinusoides oscuros. También es
importante identificar las fracturas cerradas o selladas que suelen aparecer de
tonalidades claras.
Orientación de los esfuerzos.Conociendo la dirección de los esfuerzos horizontales (el mayor y el menor) es
de la misma importancia que conocer la orientación de las fracturas. Esto
también puede tener un efecto en la productividad.
Cuando la dirección de la fractura es paralela a la dirección del esfuerzo
mínimo, hay una tendencia a que se reduzca la permeabilidad durante la
producción porque el esfuerzo horizontal principal tiende a cerrar la fractura
durante y después del drenaje. El hueco se ensanchará en la dirección del
esfuerzo mínimo. En los registros acústicos de imagen, esto se manifiesta como
dos regiones verticales oscuras, a menudo separadas 180°
circunferencialmente, y la dirección está en la de la mínima del esfuerzo
horizontal. Ocasionalmente, las fracturas inducidas durante la perforación
ocurren en la dirección del máximo esfuerzo horizontal. Su apariencia es
apreciablemente diferente a la del ensanchamiento del hueco en que son más
delgadas, y típicamente orientadas aproximadamente a 90° de los ensanches
del hueco.
La información del ensanchamiento y de las fracturas inducidas ha sido usada
con el objetivo de orientar la perforación de pozos muy desviados u horizontales
para reducir el riesgo del colapso del pozo durante la perforación y podría ser
usado para el control del peso del lodo para reducir los problemas del hueco.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
Estructura sedimentaria.Durante la interpretación de registros de imágenes es posible definir
características detalladas tales como la estratificación cruzada.
Los registros acústicos de imagen permiten la determinación del buzamiento de
cada capa de shale y arena, y demuestra excelente resolución vertical y la
densidad de los buzamientos calculados. Además, con su barrido de 360°
circunferencialmente, se permite la visualización clara de todas las capas,
mientras que en los resistivos se requiere establecer correlaciones entre las
trazas resistivas, y su visualización no es muy sencilla.
Facies sedimentarias.En formaciones de arena, los registros acústicos de imagen son usados para
determinar variaciones de las facies sedimentarias derivadas de diferentes
niveles de compactación.
Los colores más oscuros representan facies que son menos compactas, o más
porosas en el caso de las areniscas, mientras que los colores más claros
representan zonas más compactas o zonas menos porosas en las areniscas.
Esta relación puede también reflejarse en el cambio de textura de las areniscas.
5. REGISTROS LATEROLOG DE LWDLas herramientas de mediciones y adquisiciones de registros como el LWD) por
sus siglas en ingles), aportaban información y datos de evaluaciones de las
formaciones; ocasionalmente en tiempo real. Durante la década de 199, las
resistividades LWD registradas en el fondo del pozo y almacenadas en la
memoria de la herramienta se descargaban en la superficie y se procesaban
para crear imágenes a ser utilizadas en la correlación y evaluación de
formaciones.
Desde la última revisión publicada en el Oilfield Review, las tecnologías de
generación de imágenes LWD han evolucionado hasta convertirse en una
herramienta de ingeniería disponible en tiempo real.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
5.1 ¿QUÉ ES UN REGISTRO LWD?Imágenes de la pared del pozo: las imágenes de resistividad LWD se basan en
mediciones de baja frecuencia, del tipo de latero perfil que, en general,
requieren un fluido de pozo conductivo; hoy en día, aproximadamente un 70%
de los pozos se perforan con fluidos de perforación conductivos. Existen
numerosos diseños de herramientas de generación de imágenes de resistividad
LWD que ofrecen múltiples profundidades de investigación, además de
mediciones de resistividad frente a la barrena.
Los productos de LWD en tiempo real hoy en día incluyen registros optimizados
de resistividad, porosidad, tiempo de tránsito acústico, imágenes del hueco,
buzamientos, presión anular y datos relativos a la integridad de la formación.
5.2 TIPOS DE HERRAMIENTAS LWD
5.2.1 HERRAMIENTA RAB (RESISTIVIDAD FRENTE A LA BARRENA)Una amplia gamma de tamaños de herramientas y diseños modulares agrega
flexibilidad y reducen el tiempo no productivo de los equipos de perforación, lo
que ha generalizado el uso de herramientas LWD. Los sensores de medición
LWD se colocan cerca de la barrena proporcionando información inmediata a
los perforadores y geólogos.
Por ejemplo, en lodos conductivos, la herramienta de resistividad frente a la
barrena RAB permite a las compañías operadoras seleccionar inmediatamente
los puntos del asentamiento del revestido y extracción de núcleos.
5.2.2 HERRAMIENTA ADN (DENSIDAD NEUTRON - AZIMUTAL)Otro dispositivo LWD de generación de imágenes, la herramienta de Densidad-
Neutrón Azimutal (ADN) de Schlumberger, se puede utilizar en lodos
conductivos y no conductivos, y es útil para evaluar las capas delgadas, la
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
porosidad de la formación, la heterogeneidad litológica, la invasión desigual de
filtrados y los contactos de fluidos.
5.2.3 HERRAMIENTA VISION
5.2.3.1 VISION A DISTINTAS PROFUNDIDADESEl sistema visión representa la más reciente generación de mediciones LWD
con varias profundidades de investigación, incluyendo sensores tipo inducción,
o de propagación electromagnética; de resistividad y densidad-neutrón azimutal
y servicios de latero perfil convencional azimutal.
Las herramientas VISION para resistividad de propagación y densidad-neutrón
azimutal, rediseñadas en base a las primeras herramientas; herramienta ADN
(densidad neutrón - azimutal) y herramienta RAB (resistividad frente a la
barrena), están equipadas con gran cantidad de almacenamiento de datos en el
fondo del hueco y electrónica completamente digital que proporciona
mediciones mas exactas y confiables, equivalentes en calidad a las de la sonda
de perfilaje Plateform Express.
Las mediciones en tiempo real de Presión Anular Durante la Perforación APWD,
contribuyen un rendimiento optimizado del direccionamiento, más eficiencia de
la perforación y mayor seguridad con el equipo de perforación.
5.2.4 HERRAMIENTA GeoVISIONAgregan importantes mediciones de resistividad latero perfil al sistema VISION
para BHAs de 6 % pulgadas. Las mediciones incluyen resistividad frente a la
barrena, resistividad anular de alta resolución, y una opción para resistividad
azimutal de alta resolución cercana a la barrena, con varias profundidades de
investigación. La tecnología GeoVISIÓN se basa en la anterior tecnología RAB;
sin embargo, el nuevo diseño y las mejoras técnicas proporcionan mediciones
más exactas en zonas de alta resistividad; incluso en lodos más conductivos.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
La resolución de las imágenes GeoVISION registradas han mejorado al
incrementar la tasa máxima de barrido de una vez cada 10 segundos, a una vez
cada 5 segundos. El procesamiento en el fondo del pozo, introducido con
mediciones RAB, permite cálculos en el tiempo real de buzamiento estructural.
La tecnología GeoVISION ahora incluye la transmisión y visualización de
imágenes de cobertura total y en tiempo real de resistividad azimutal de 56
sectores.
6. OIL MUD RESERVOIR IMAGER (OMRI)Es la evaluación de formaciones en estratos delgados es un registro donde se
usan en común el juego de registros estándar, donde las imágenes eléctricas
facilitan una caracterización más completa y evaluación de los estratos más
delgados del pozo del yacimiento.
Es una nueva herramienta de imagen para lodos base Aceite, se utiliza el nuevo
sensor de tecnología propia que es capaz de generar corriente eléctrica en la
formación, generando una alta resolución de imágenes eléctricas.
Este diseño único hace que la herramientas e mantenga en verdadero contacto
con la pared de la formación.
Se emplea un esquema de ganancia de señal sumamente sofisticado que
compensa eléctricamente aquellos casos donde el contacto de la herramienta
no puede ser mantenido debido a rugosidades.
La herramienta no tiene ninguna dependencia con la conductividad del lodo y el
sensor funciona en todos los tipos de sistemas de lodos base aceite, sintético o
natural.
6.1. APLICACIONES La alta resolución vertical.
Detección de zonas de interés.
Buzamientos estructurales y estratigráficos.
Rasgos y texturas sedimentarias.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
Identificación de fallas y discontinuidades.
Evaluación de secuencias sedimentarias y flujos unitarios.
Espesor de unidades litológicas.
Evaluación de porosidad secundaria.
Análisis de secuencia estratigráficas.
Análisis de tensión de la perforación.
Desafíos de imágenes eléctricas en lodos base aceite.
6.2. VENTAJAS DE LA HERRAMIENTA OMRI
Reconoce características más allá de la resolución de los registros
convencional es de permeabilidad, topes y bases, los atributos de arena,
clastos y más.
Cuantifica las características más importantes del reservorio tales como
litología, porosidad, saturación de agua, permeabilidad, el perfil y el
potencial de flujo de fluidos cuando se integra con la información de otros
registros.
Identifica capas finas que no se pueden ver con los registros
convencionales, en particular en geologías más jóvenes y en
formaciones no consolidadas.
Aumenta la tasa de éxito en la evolución multipozo, ya que provee de
información de sedimentológica, análisis estratigráfico y estructural (lo
que aumenta la reserva de gestión de toma de decisiones).
Reconoce características más allá de la resolución de registros
convencionales incluyendo barreras de permeabilidad, atributos de
arena.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
6.3. PRINCIPIO DE LA HERRAMIENTA Una vez "enfondo", los seis brazos del caliper son abiertos, los bloques
son energizadas, y el registro es grabado hacia arriba entre 10 y 30 FPM
dependiendo condiciones de la perforación
Los voltajes directamente delante de cada bloque, llegan
aproximadamente tres pulgadas en la formación, son registrados en una
serie de receptores.
Estos voltajes son sensibles a las resistencias y tienen una resolución
vertical al orden de una pulgada
Estos voltajes son transformados en las curvas de micro resistividad que,
a su vez, son procesadas en tiempo real para producir imágenes
orientadas en color.
7. MICRO - IMAGEN (OBMI)Es una herramienta de micro inducción que trabaja en lodos base aceite,
utilizando una fuente de corriente mucho más fuerte para permitir que la
perforación sea más rápida y mejore la estabilidad del pozo, esta herramienta
es más reciente en mundo petrolero
Cada una de las cuatro almohadillas tiene grandes fuentes de corriente en la
parte superior e inferior y dos filas de 5 botones cada uno en el centro, por lo
tanto existen 20 curvas R.
Generadas y utilizadas para la construcción de imagen haciendo posible los
trabajos cuantitativos.
7.1. APLICACIONES DE OBMIDeterminación del buzamiento estructural.
Detección de Fracturas (0.4 pulgada).
Análisis estratigráfico.
Caracterización de depósitos sedimentario.
Determinación de estratos e identificación de fallas.
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Detección de capas delgadas (1 pulgada).
Orientación intervalo de cobertura compactación y análisis de
permeabilidad alta resolución.
Detección de características en la perforación inducida.
Detección y medición de características demasiado pequeñas para
registros convencionales.
Detección de características anisotrópicas.
Flexibilidad en la elección de los sistemas de lodo medición de la
invasión en la zona.
7.2. IMÁGENESEl color o escalas de rango tonal se establecen en un valor máximo y mínimo
para el intervalo completo, en este montaje pizarras y hidromorfos porosidad
con baja resistividad, podría hacer de color marrón oscuro a negro en un
extremo mientras que los de alta resistividad tales como rocas areniscas y
carbonatos apretados, roca porosa y de hidrocarburos saturados, parece
brillante color amarillo a blanco, por el otro. En virtud de la pantalla estática, una
de 10m de espesor de roca arenisca parece más o menos en blanco y negro, y
poco o ningún detalle que debe considerarse.
Para la dinámica de imágenes, el rango de la escala de colores está definido
por un intervalo mucho más corto, lo que mejorará la imagen de contraste y da
más detalle en cualquier zona que se esté estudiando, porque el contraste entre
las unidades adyacentes se destaca; mostrando así más claramente
características tales como capas cruzadas o variaciones en el contenido de
cemento.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
CAPÍTULO III: CONCLUSIONES
Estos registros proporcionan imágenes de las rocas en el subsuelo, que sirven sobre todo
para diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias;
proporciona imágenes o mapas de resistividad de la pared del pozo, de buena
nitidez y continuidad, en las cuales son evidentes una gran variedad
de características texturales y estructurales de las rocas registradas. Para leer
las imágenes se establece un código de colores, que indica con tonos claros
alta resistividad y tonos oscuros baja resistividad. Donde las herramientas de
FMS consta de un patín de goma con 24 micro electrodos, las cuales nos
determinan los pliegues, fallas y fracturas y la herramienta FMI sirven para
diferenciar capas de arena y arcilla y para estudiar estructuras sedimentarias.
Los registros acústicos de imagen proporcionan información de la pared del
pozo y permiten la descripción de varias propiedades del yacimiento por medio
de la identificación de características estratigráficas, intervalos de fractura,
orientaciones de las mismas, cambios en la porosidad de la roca, litofacies,
estratos delgados, análisis estructural, y orientación de esfuerzos locales en
sitio.
Los dispositivos LWD de generacion de imágenes han probado ser beneficiosos
y de gran aporte para empresas que trabajan en ello, porque les permite
afrontar momentos de perforaciones complicadas.
Las herramientas de registros OMRI y OBMI son nuevos que nos permiten
determinar las caracteristicas mas imortantes en un capas muy delgadas del
pozo, dondo escalas de tonalidad a diferentes tipos caracteristicas en un
resrvorio donde las lutitas de bajas resistividades son marron oscuros y los
hidrocarburos saturados son de color amarillo brillante a blanco.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
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Universidad Simón Bolívar Ingeniera Geofísica.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
Fig. 1 Acontecimientos significativos en el desarrollo de la generación de
imágenes de la pared del pozo.
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Fig. 2. Aumento de la cobertura perimetral del pozo con el tiempo. A medida
que se obtienen más datos para generar imágenes de la pared del pozo, es
posible lograr una interpretación mas completa de las características del
yacimiento. En los dispositivos de la generación de imágenes de micro
resistividad de schlumberger, se han ido incorporando progresivamente más
electrodos y patines para aumentar la cobertura perimetral del pozo.
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Fig. 3 Perfiles de imágenes resistivas, mostrando contraste de resistividades
con nodulo orientado y en el derecho muestra una estratificacion cruzad
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Fig. 4 Imágenes obtenidos con la herramienta FMI y foto del nucleo, donde se
observa un alto nivel de laminacion; en la imagen inferior se observan imágenes
de los sedimentos con laminacion cruzada.
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Fig. 5 Se observa la distribucion de los electrodos en la herramienta FMI.
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Fig. 6 Imagen de la pared del pozo obtenida con la herramienta FMI, se
observa: intercalación de arcillas y en la parte superior se ven clastos.
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Fig. 7 Uso de imágenes FMI para determinar la dirección de los esfuerzos y
para ayudar a explicar las respuestas de los registros. Las fracturas inducidas
durante la perforación se observan en las caras noreste y sudeste del pozo, y
se orientan paralelamente a la dirección del esfuerzo local máximo. Con
frecuencia, las imágenes de la pared del pozo suministran el único medio para
determinar la razón por la cual se producen ciertas respuestas de los registros.
En este caso, la herramienta de densidad responde a un nódulo de alta
densidad a XX051 pies y a la ovalización del pozo por ruptura a XX059 pies.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
Fig. 8 Análisis completo de un yacimiento carbonatado de una zona marina de
India Occidental. Cuando las imágenes FMI se combinan con registros CMR,
ECS, datos de núcleos y con un análisis ELAN, el resultado es una descripción
mas precisa del yacimiento carbonatado. Los registros ECS aportan datos clave
para producir una descripción detallada de la litología y de la fracción de agua
ligada (Carril 1). Los datos de registros CMR se usan para distinguir agua
irreducible de agua móvil que esta asociada con los tamaños de poros mas
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GEOLOGIA DEL PETROLEO REGISTROS DE IMÁGENES GRUPO IV
pequeños (Carril 2). El carril 3 muestra las distribuciones de T2 de registros
CMR. En el Carril 4 se compara la permeabilidad generada por ELAN (Curva
azul) con las permeabilidades de núcleo cada 1 cm, utilizando un
minipermeametro. Los datos FMI se utilizan para evaluar las geometrías de
poros de mayor tamaño. El carril 5 muestra una comparación de macro
porosidad calculada a partir de los datos FMI (mostrados en el carril 6) y los
métodos de medición de núcleos, incluidas la inyección de mercurio en tapones
de núcleo y las mediciones de porosidad secundaria en las secciones de
núcleo.
Fig. 9 Carácter inusual de una imagen de lava almohadillada. La imagen de la
izquierda se genero con los datos FMI del pozo piloto, mientras que en la
imagen de la derecha se compilo a partir de los datos de resistividad
geoVISION de la sección de re-entrada (obsérvense las diferentes escalas).
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Fig. 10 herramientas de transductor acústico
Fig. 11 presentación gráfica del perfilaje ultrasónico
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Fig. 12 diámetros del transductor acústico de alta resolución
Fig. 13 Imágenes de la pared del pozo en tiempo real como cilindros
desplegados. El fondo esta representado por la parte central de la imagen
(verde) seguido por los costados derecho e izquierdo. el tope esta representado
por los extremos izquierdo y derechote la imagen.
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Fig. 14 Imagen clara de la trayectoria del pozo. La imagen del registro de
resistividad LWD (carril 5) muestra la trayectoria del pozo que encuentra una
marga sobre yacente. El pico mas sobresaliente proviene de la caliza que se
encuentra debajo del pozo. también se muestran los cambios de facies.
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Fig. 15 En el carril 5 se muestra un registro de imágenes de resistividad LWD.
La imagen esta desplegada en una escala tal que las formaciones conductivas
son oscuras y las formaciones mas resistivas son claras.
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Fig. 16 Presentación de los registros GeoVISION en un tiempo real para un
pozo horizontal. El carril 4 contiene la imagen generada en tiempo real a partir
de datos de resistividad de los botones de lectura profunda de los 56 sectores.
la imagen muestra el hueco paralelo a una capa delgada. la banda verde
representa un intervalo donde no se genero imagen, debido a que no hubo
rotación de la herramienta.
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Fig. 17. Comparación del tamaño relativo de los pixeles del perfilaje durante la
perforación (LWD) y de las herramientas de generación de imágenes operadas
a cable.
Fig. 18. Herramienta OMRI de imagen para lodos base Aceite.
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Fig. 19. Esquemas de formas de herramientas de imagines que son OMRI Y
OBMI.
Fig. 20. Tabla de dimensiones que son tiene la herramienta OMRI.
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Fig. 21. Micro resistividad de perfilaje de imagen OBMI no conductivo.
Fig. 22. Tabla de resumen medidas especificas de de una herramienta de
registro OBMI
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Fig. 23. Resultados de registros de imagines por las herramientas OBMI, donde
clasifica los niveles peliticos y arenosos a menor escala.
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