registros de resonancia magnética nuclear adquiridos...

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Registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación

R. John Alvarado Houston, Texas, EUA

Anders Damgaard Pia Hansen Madeleine Raven Maersk OilDoha, Qatar

Ralf HeidlerRobert HoshunJames KovatsChris Morriss Sugar Land, Texas

Dave Rose Doha, Qatar

Wayne Wendt BPHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Emma Jane Bloor, Jan Morley, MarwanMoufarrej y Charles Woodburn, Sugar Land, Texas, EUA;Kevin Goy, Doha, Qatar; Mohamed Hashem, Shell, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA; Martin Poitzsch, Clamart, Francia;Joe Senecal, Maersk Oil, Doha, Qatar; y Brett Wendt,ConocoPhillips, Houston, Texas.CMR (Resonancia Magnética Combinable), CMR-200, CMR-Plus, IDEAL (Evaluación Integrada de la Perforación yla Adquisición de Registros), MDT (Probador Modular de laDinámica de la Formación), PowerDrive, PowerPulse,proVISION y VISION son marcas de Schlumberger.

Las novedosas tecnologías de perforación y medición proveen ahora datos de pozos

y de evaluación de formaciones cada vez más integrados y en tiempo real. Los avan-

ces registrados recientemente en la técnica de adquisición de registros de resonan-

cia magnética nuclear durante la perforación están ayudando a los operadores a

tomar mejores decisiones de perforación y terminación de pozos, reducir el riesgo

y el tiempo no productivo, y optimizar la ubicación y productividad del pozo.

La adquisición de registros de resonancia magné-tica nuclear (RMN) durante la perforación repre-senta un avance significativo en la tecnología degeonavegación y evaluación de formaciones, quetraslada los beneficios que ofrecen las herramien-tas de RMN operadas con cable a las operacionesde perforación en tiempo real. Ahora es posibleobtener parámetros petrofísicos críticos, talescomo las estimaciones de permeabilidad y pro-ductividad durante la perforación, lo cual proveeinformación que ayuda a los petrofísicos, geólogosy perforadores a lograr el óptimo emplazamientodel pozo dentro de un yacimiento.

Las mediciones obtenidas durante la perfora-ción en tiempo real, resultan particularmenteimportantes en entornos de perforación costosos

donde el tiempo cuenta. Con costos de equipos deperforación que llegan a los 175,000 dólares esta-dounidenses por día, los errores cometidos en laubicación del pozo, la evaluación de las formacio-nes o el diseño de la terminación del pozo, pue-den traducirse en costos de pozos adicionalessignificativamente elevados o en la perforación decostosos pozos de re-entrada.1

En este artículo, se examinan los conceptosbásicos de la RMN, se presentan los desarrollosregistrados en términos de adquisición de regis-tros de resonancia magnética nuclear durante laperforación, y se analiza cómo los operadoresestán utilizando esta tecnología para la ubica-ción de los pozos y la evaluación de formacionesen tiempo real.

1. 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.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: registros para la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 64–84.Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicolson H, Standifird W y

Wright B: “Prevención de problemas durante la perfora-ción,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

2. Kenyon B, Kleinberg R, Straley C, Gubelin G y Morriss C:“Nuclear Magnetic Resonance Imaging—Technology forthe 21st Century,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de1995): 19–33.Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W,Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P,Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: “How to UseBorehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review9, no. 2 (Verano de 1997): 34–57.Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K,Fairhurst D, Flaum C, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR y Pritchard T: “Tendencias en registros deRMN,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 2–21.Para más detalles sobre la historia y el desarrollo de laadquisición de registros de RMN, consulte: Dunn KJ,Bergman DJ y LaTorraca GA: Nuclear MagneticResonance—Petrophysical and Logging Applications,Seismic Exploration No. 32. Amsterdam, Países Bajos:Pergamon Press (2002): 3–10.

3. Allen et al (2000), referencia 2.

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Desarrollo de herramientas de RMN operadas con cableDesde que aparecieron, los registros de RMN hanido mejorando continuamente.2 La familia deherramientas de Resonancia MagnéticaCombinable CMR, comenzando con la introduc-ción del servicio CMR-A en 1995, proporcionabamediciones de la porosidad efectiva, el volumende fluido ligado (BFV, por sus siglas en inglés), lapermeabilidad y las distribuciones de T2; con-cepto que se describe más adelante en este artí-culo. La herramienta de Resonancia MagnéticaCombinable CMR-200 introdujo avances en elcampo de la electrónica que permiten obtener unmejor valor de la relación señal-ruido (S/N, por

sus siglas en inglés), mientras que el menor espa-ciamiento entre ecos—del orden de los 200 µs—permitió mejorar la calidad de las medicionespetrofísicas, incluyendo la porosidad total.Mejoras posteriores condujeron al surgimientode la herramienta de adquisición de registrosCMR-Plus, con capacidad para obtener registrosa velocidades de hasta 730 m/h [2400 pies/h] con

el objetivo de obtener datos de porosidad total yde 1100 m/h [3600 pies/h] para adquirir datos defluidos ligados; es decir, entre tres y cinco vecessuperiores a las de la herramienta CMR-200.3

Hasta la fecha, se han realizado más de 7000servicios de adquisición de registros con la herra-mienta CMR. Para muchas aplicaciones, las medi-ciones de RMN son superiores a otras técnicas deadquisición de registros y proporcionan respues-tas críticas a interrogantes relacionados con lapresión, el tipo de fluidos y la producibilidad delyacimiento. Para muchos operadores, los regis-tros de RMN se han convertido en un servicio derutina en los programas de adquisición de regis-tros típicos.

La danza de los protonesLos registros de RMN miden el momento magné-tico de los núcleos de hidrógeno (protones) en elagua y en los hidrocarburos. Los protones tienenuna carga eléctrica, y su espín crea un momentomagnético débil. Las herramientas de adquisiciónde registros de RMN utilizan potentes imanespermanentes para crear un fuerte campo de pola-rización magnética, estático y fuerte dentro de laformación. El tiempo de relajación longitudinal,T1, describe con qué rapidez se alinean o polari-zan los núcleos en el campo magnético estático.La polarización completa de los protones en losfluidos que ocupan los poros lleva hasta variossegundos y puede efectuarse mientras la herra-mienta de adquisición de registros está en movi-miento, pero los núcleos deben permanecerexpuestos al campo magnético durante la medi-ción. La relación entre T1 y el tamaño creciente delos poros es directa; sin embargo, es inversa conrespecto a la viscosidad del fluido de formación.

Se puede utilizar una serie de pulsos de radio-frecuencia (RF) sincronizados, provenientes dela antena de la herramienta de adquisición deregistros, para manipular la alineación de losprotones. Los protones alineados se inclinanpara formar un plano perpendicular al campomagnético estático. Estos protones inclinadostienen un movimiento de precesión en torno a ladirección del fuerte campo magnético inducido.En su movimiento de precesión, los protonescrean campos magnéticos oscilantes, que gene-ran una señal de radio débil pero mensurable. Noobstante, como la señal decae rápidamente,tiene que ser regenerada mediante la aplicaciónreiterada de una secuencia de pulsos de radio-frecuencia. Los protones en precesión a su vezgeneran una serie de pulsos de señales de radio,o picos, conocidos como ecos de espín. La veloci-dad a la cual la precesión de los protones decae,o pierde su alineación, se denomina tiempo derelajación transversal, T2.

Los procesos T1 y T2 son afectados predomi-nantemente por la interacción entre las molécu-las de fluido de poro, o características derelajación aparente, y por las interacciones de losfluidos que ocupan los poros con las superficiesgranulares de la matriz de roca, también conoci-das como características de relajación de superfi-cie. Por otra parte, en presencia de un gradientede campo magnético significativo dentro de lazona resonante, hay relajación por difusión mole-cular que incide solamente en los procesos T2.4

RMN durante la perforaciónLuego de la aceptación generalizada de lasherramientas de RMN operadas con cable,comenzó el desarrollo y la comprobación en elcampo de las herramientas de adquisición deregistros de resonancia magnética nucleardurante la perforación; esto a fines de la décadade 1990.5 Los esfuerzos de investigación y desa-rrollo, y las lecciones aprendidas a partir de laadquisición de registros de RMN operados concable, condujeron finalmente a la introduccióndel servicio de geonavegación dentro del yaci-miento en tiempo real proVISION, en el año 2001,capaz de proveer mediciones de RMN precisas,de alta resolución, bajo las adversas condicionesque se presentan normalmente durante la perfo-ración. En forma similar a la herramienta CMR,la herramienta proVISION de adquisición deregistros durante la perforación (LWD, por sussiglas en inglés), permite obtener medicionesque incluyen porosidad independiente de lamineralogía, volumen de fluido ligado, volumende fluido libre (BVF y FFV, por sus siglas eninglés respectivamente), permeabilidad, detec-ción de hidrocarburos y distribuciones de T2.

El diseño flexible permite a los ingenierosque trabajan en la localización del pozo modifi-car la secuencia de mediciones y las caracterís-ticas operativas de la herramienta para uno delos tres modos de perforación diferentes: rota-

tiva, por deslizamiento o estacionaria. La herra-mienta puede ser programada manualmente oregularse para que cambie automáticamente enbase a las condiciones de perforación (abajo, ala izquierda). Los ingenieros pueden progra-marla para que mida los tiempos de relajaciónT1, T2 o ambos simultáneamente. Si bien las dosmediciones pueden generar datos de evaluaciónde formaciones RMN, el sistema proVISION sebasa fundamentalmente en las mediciones deT2, que producen mayor repetibilidad estadísticay poseen mejor resolución vertical.

Tanto las mediciones de T1 como las medicio-nes de T2 toman muestras de un proceso de evo-lución temporal exponencial. Las mediciones deT1 muestrean un crecimiento exponencial y lasde T2 un decaimiento exponencial. La mediciónde T1 consiste en tomar algunas muestras sobreeste crecimiento, cada una de las cuales requiereun tiempo de espera adicional que depende delpunto medido. La medición de T2, por el contra-rio, captura el decaimiento completo dentro deuna sola medición de Carr-Purcell-Melboom-Gill(CPMG) luego de un tiempo de espera solamente,lo que produce una mayor cantidad de ecos pormedición. En consecuencia, la medición de T2

puede obtenerse más rápido, lo que conduce a unmayor intervalo de muestreo o bien a una mayorpromediación y, por ende, a un mejoramiento dela calidad de los datos.

Para disponer de registros de RMN durante laperforación en tiempo real, éstos deben sertransmitidos a la superficie por un sistema detelemetría de transmisión de pulsos a través dellodo. A partir de las mediciones crudas que rea-liza la herramienta, se implementa un algoritmoóptimo de procesamiento de la señal en el pozopara efectuar el proceso crítico de inversión deT2. Como resultado de esta inversión, se puedenderivar en tiempo real importantes medicionespetrofísicas, tales como porosidad independientede la litología, distribuciones espectrales de T2,volúmenes de fluidos ligados y libres, permeabili-dad e información sobre saturaciones y caracte-rísticas de los fluidos. Sin embargo, debido a laslimitaciones del ancho de banda telemétrico, latransmisión de datos en tiempo real se limita alas porosidades derivadas por resonancia magné-tica; los volúmenes BFV y FFV; los parámetros decontrol de calidad dependientes del movimientoy T2LM, o la media logarítmica de la distribuciónde T2. Estas mediciones se utilizan en conjuntocon las mediciones de evaluación de formacionesy levantamientos estándar para optimizar la ubi-cación del pozo dentro del yacimiento.

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> Parámetros de las secuencias de pulsos de la herramienta proVISION. Laprogramabilidad de esta herramienta queda demostrada en esta secuenciade adquisición de triple tiempo de espera, que se utilizó para evaluar losintervalos productores de petróleo (conjunto superior) y los intervalos pro-ductores de petróleo y gas (conjunto inferior), en un pozo de aguas profun-das del Golfo de México, EUA.

Productividadanticipada

Tiempo de espera(segundos)

Redundante Cantidadde ecos

Petróleo 6.000.600.04

22

40

500300

20

Petróleo y gas 13.000.600.04

22

40

500300

20

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La transmisión de T2LM, BFV o FFV y la poro-sidad permiten estimar la permeabilidad utili-zando las ecuaciones del Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger (SDR) o las ecuaciones delmodelo Timur-Coates.6 Si bien las distribucionesde T2 pueden ser provistas en tiempo real, laslimitaciones del ancho de banda telemétricorequieren priorizar los datos; la informaciónmenos crítica se almacena en la memoria para elposterior procesamiento.

Los datos son transmitidos a la superficie entiempo real por el sistema de telemetríaPowerPulse de mediciones durante la perfora-ción (MWD, por sus siglas en inglés). Al igual quecon otras herramientas tipo VISION paraEvaluación de Formaciones y generación deImágenes Durante la Perforación LWD, las máxi-mas condiciones ambientales para la herra-mienta proVISION son 150°C [300°F], 20,000 lpc[138 MPa], y una severidad de pata de perro de8°/30 m [8°/100 pies] durante la rotación y de16°/30 m [16°/100 pies] durante el deslizamiento.

El diseño del imán de dipolos opuestos, en laherramienta proVISION, produce un campo mag-nético simétrico. Los imanes tubulares perma-nentes de samario-cobalto, orientados en sentidovertical, son estables dentro del rango de tempe-raturas para la operación de la herramienta,generando una medición de RMN predecible yrepetible (arriba, a la derecha).

La interacción del campo de radiofrecuenciay el campo magnético estático genera una regiónresonante, o carcasa, de 36 cm [14 pulgadas] dediámetro y 15 cm [6 pulgadas] de altura (derecha).

4. Para más detalles sobre mecanismos de relajación T2 ,consulte: Kenyon et al y Allen et al (2000), referencia 2.

5. Prammer MG, Drack E, Goodman G, Masak P, Menger S,Morys M, Zannoni S, Suddarth B y Dudley J: “TheMagnetic Resonance While-Drilling Tool: Theory andOperation,” artículo de la SPE 62981, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.Drack ED, Prammer MG, Zannoni SA, Goodman GD,Masak PC, Menger SK y Morys M: “Advances in LWDNuclear Magnetic Resonance,” artículo de la SPE 71730,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiem-bre al 3 de octubre de 2001.Horkowitz J, Crary S, Ganesan K, Heidler R, Luong B,Morley J, Petricola M, Prusiecki C, Speier P, Poitzsch M,Scheibal JR y Hashem M: “Applications of a NewMagnetic Resonance Logging-While-Drilling Tool in aGulf of Mexico Deepwater Development Project,”Transcripciones del 43° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Oiso, Japón, 2 al 5 de junio de2002, artículo EEE.Morley J, Heidler R, Horkowitz J, Luong B, Woodburn C,Poitzsch M, Borbas T y Wendt B: “Field Testing of a NewMagnetic Resonance Logging While Drilling Tool,” artí-culo de la SPE 77477, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

6. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

> Diseño de la herramienta proVISION. Alojada dentro de un collar de perfo-ración (porta barrena) de 11.3 m [37 pies] de largo y 17.1 cm [63⁄4 pulgadas ] dediámetro, el diámetro externo de la herramienta es de 19.7 cm [73⁄4 pulgadas].Cuando se configura sin salientes exteriores (recalque) y con bandas de pro-tección fijas, la herramienta puede bajarse en pozos con diámetros de entre83⁄8 pulgadas y 105⁄8 pulgadas. Los ingenieros de campo en sitio pueden ado-sar un estabilizador de rosca para reducir el movimiento lateral y centralizarla herramienta en el pozo. Las conexiones telemétricas en ambos extremosdel arreglo de la herramienta permiten la configuración para cualquier sec-ción de un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés). La herra-mienta funciona a turbina, en vez de batería, y puede operar con regímenesde flujo de entre 1136 y 3028 L/min [300 y 800 gal/min].

Campo magnético (14 pulgadas de diámetro x 6 pulgadas de altura)

Flujo de lodo

Imanes tubulares de samario-cobalto Estabilizador opcional

> Secciones transversales de la herramienta proVISION. La sección axial através de la antena (izquierda) ilustra el diseño simétrico de la herramienta.Las barras de color azul oscuro son imanes cilíndricos huecos. Las líneas deintensidad de campo constante (azul) indican un gradiente de campo mag-nético que decae lejos de la herramienta. La sección a través de la bobinade la antena coaxial se muestra en color negro. La interacción entre laantena y los imanes produce una carcasa resonante cilíndrica (franjas rojas)de 15 cm [6 pulgadas] de largo, 10 mm [0.4 pulgadas] de espesor, y un diáme-tro de investigación de 36 cm [14 pulgadas]. La sección transversal a travésde la bobina enrollada de la antena coaxial (derecha) ilustra la carcasa reso-nante simétrica con respecto al eje (rojo). La carcasa resonante es el únicolugar donde se obtiene la medición, es decir, no se realiza ninguna mediciónentre la herramienta y la carcasa resonante o desde la carcasa resonantehacia el interior de la formación. La profundidad de investigación dentro dela formación (DOI, por sus siglas en inglés) en un pozo de 21.5 cm [81⁄2 pulga-das] de diámetro es de 7 cm [23⁄4 pulgadas].

Fluj

o de

lodo

Diámetro de investigación

Zona resonante

Campo magnético

Imán anular

14 pulgadas

Pozo de 81⁄2 pulgadas

Pozo de 81⁄2 pulgadas

DOI de23⁄4 pulgadas

14 pulgadas

6 pulgadas

La intensidad del campo magnético dentro de lacarcasa es de aproximadamente 60 gauss, con ungradiente de campo de aproximadamente 3 gausspor centímetro. El ancho de la carcasa de medi-ción permite la medición de la formación enpozos levemente ensanchados o desviados ycuando la herramienta no se encuentra centradaen el pozo. La profundidad de investigación den-tro de la formación (DOI, por sus siglas en inglés)varía con el diámetro del pozo. Por ejemplo, en unpozo de 81⁄2 pulgadas de diámetro, la profundidadde investigación es de 7 cm [23⁄4 pulgadas]. A unavelocidad de penetración de 15 m/h [50 pies/h],la resolución vertical oscila entre 0.9 y 1.2 m [3 y4 pies] luego del apilamiento de los datos.

Para los propósitos de geonavegación, los inge-nieros de campo pueden colocar la herramientadirectamente detrás del motor de fondo o del sis-tema rotativo direccional PowerDrive o directa-mente encima del tramo de conexión de labarrena. Para optimizar aún más las capacidadesde geonavegación, la sección de la herramientaproVISION correspondiente a la antena, que con-tiene los imanes permanentes, se localiza en laparte inferior de la herramienta, de manera talque el punto de medición se posiciona lo máscerca posible de la barrena.

La existencia de imanes poderosos dentro delarreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas eninglés) puede afectar a los instrumentos de mag-netometría azimutal utilizados para determinarlas coordenadas espaciales del pozo. No obstante,los ingenieros de Schlumberger han demostrado através del modelado y la experimentación que elcampo magnético axialmente simétrico de laherramienta proVISION tiene poca incidenciasobre las mediciones magnéticas azimutales.Dado que la magnitud de la interferencia delcampo magnético es escasa y directamente pro-porcional a la intensidad del campo magnéticogenerado por la herramienta proVISION, los erro-res son significativos sólo cuando dicha herra-mienta se coloca directamente por encima delinstrumento de medición. En base a modelosnuméricos y mediciones físicas, los ingenieros deSchlumberger han desarrollado algoritmos decorrección de levantamientos para la interferen-cia magnética RMN. Estos algoritmos están inclui-dos en la aplicación de Evaluación Integrada de laPerforación y la Adquisición de Registros IDEAL.

Obtención de medicionesLa herramienta proVISION opera en modo cíclicoen lugar de hacerlo en modo continuo. El ciclo deoperación consiste en un tiempo de espera depolarización inicial, seguido por la transmisión delpulso RF de alta frecuencia y la posterior recep-ción de la señal de eco coherente o tren de ecos.

El ciclo de transmisión de pulsos y recepción deecos se repite en sucesión hasta recoger elnúmero programado de ecos. Generalmente, laadquisición es definida por la secuencia de Carr-Purcell-Melboom-Gill (CPMG). La secuenciaCPMG se caracteriza por un pulso inicial de 90°seguido por una larga serie de pulsos sincroniza-dos de 180°. El intervalo de tiempo que mediaentre los sucesivos pulsos de 180° es el espacia-miento de los ecos y por lo general se encuentraen el orden de unos cientos de microsegundos.

Para cancelar el ruido intrínseco en unasecuencia CPMG, las secuencias CPMG se obtie-nen en pares. La primera del par es una señal defase positiva. La segunda del par se obtiene conun movimiento de fase de 180°, también conocidocomo fase negativa. Las dos secuencias CPMG secombinan luego para generar un par de fasealternada. Comparada con la secuencia CPMGindividual, la secuencia CPMG combinada o api-lada tiene una relación señal-ruido mejorada.

Las mediciones de T1 y T2 y sus distribucionesson elementos clave de la adquisición de regis-tros de RMN. La cantidad primaria de T1 medidaes la amplitud de la señal en función del tiempode recuperación de la polarización. Las cantida-des primarias de T2 medidas son las amplitudesde las señales de ecos y su decaimiento. Los pará-metros de los pulsos, tales como espaciamiento

entre ecos, tiempos de espera y el ciclo de medi-ción de RMN, definen todos los aspectos de lasmediciones de RMN y son totalmente programa-bles en la herramienta proVISION.

Dinámica de la columna de perforación y mediciones de RMNLas mediciones de resonancia magnética nuclearno son instantáneas. El movimiento de la herra-mienta puede hacer que la región resonante, oexcitada, se desplace durante la adquisición delos datos (arriba). La herramienta proVISIONestá provista de sensores que miden la amplitudy la velocidad del movimiento lateral y las revo-luciones instantáneas por minuto (rpm).

El movimiento de la herramienta puede afec-tar tanto a las mediciones de T1 como a las medi-ciones de T2. El decaimiento inducido por elmovimiento afecta en primer lugar a los valoresde T2 largos, lo que produce decaimientos de losecos más rápidos que pueden reducir la exacti-tud de las mediciones de RMN, particularmenteen formaciones carbonatadas y en formacionesque contienen hidrocarburos livianos. Estos efec-tos del movimiento son más intensos cuando lacarcasa de medición es delgada en relación conel movimiento de la herramienta, lo que amenudo produce el movimiento de la carcasaresonante fuera de la región de investigación,

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> Efecto del movimiento lateral sobre las mediciones de RMN realizadas conla herramienta proVISION. La herramienta se centra en el pozo al comienzodel ciclo de medición (izquierda). Luego de la polarización inicial, el movi-miento de la columna de perforación hace que la herramienta descanse con-tra la pared del pozo, parcialmente afuera de la región polarizada (derecha).En una situación ideal, la herramienta no debería moverse durante el curso deuna secuencia de ecos de pulsos Carr-Purcell-Meiboom-Gil (CPMG). No obs-tante, el movimiento lateral de la herramienta durante la rotación hace que lacarcasa de medición, o región resonante, salga de la región de investigaciónpolarizada. Esto puede producir errores de amplitud y de distribución de T2.

Pared del pozo

Región resonante

Regiónpolarizada

Regi

ón re

sona

nte

131⁄2 pulgadas 131⁄2 pulgadas

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aun cuando se trate de movimientos pequeños.Un campo magnético estático de gradiente altoproduce una carcasa de medición delgada, quedecae rápidamente al alejarse de la herramienta.Por el contrario, la herramienta proVISION tieneun diseño de gradiente bajo que genera una car-casa de medición de gran espesor e insensibili-dad al movimiento de la herramienta.

Como el movimiento lateral puede acortar lasvelocidades de decaimiento de T2, es esencialcomprender ese movimiento para poder desarro-llar técnicas de control de calidad de datos. Paraevaluar los efectos inducidos por el movimiento,los ingenieros deben conocer la frecuencia, laamplitud, la trayectoria y la determinación delinstante de ocurrencia del movimiento.7 Los sis-temas de acelerómetro y magnetómetro de mues-treo rápido miden el movimiento de la columnade perforación en tiempo real (derecha). Losdatos de movimiento se procesan en instantáneasde 20 segundos. Los datos de las instantáneas sinprocesar se comprimen y pueden guardarse en lamemoria de la herramienta, mientras que losresultados procesados se registran en forma con-tinua para proporcionar un registro continuo delmovimiento lateral de la herramienta. Se calculael valor teórico máximo de T2 resoluble duranteel movimiento y se transmite una señal queindica la calidad de los datos de RMN con el con-junto de datos obtenidos en tiempo real.

Los datos de movimiento obtenidos con laherramienta proVISION son de gran utilidadindependiente. Estos datos pueden alertar al per-forador ante la presencia de movimiento lateralexcesivo, un modo resonante desfavorable o exce-sivos movimientos bruscos, permitiendo que seadopten medidas correctivas para reducir la posi-bilidad de daño del BHA o de la barrena de perfo-ración y optimizar los regímenes de perforación,mejorando así la eficiencia de la perforación. Larespuesta oportuna al movimiento excesivo de lacolumna de perforación también permite minimi-zar el ensanchamiento del pozo (derecha).

Optimización de la productividad del pozoEl correcto emplazamiento del pozo y diseño desu terminación resultan ser clave para la optimi-zación de la productividad. Para lograrlo, los per-foradores deben emplazar los pozos en la porciónmás productiva del yacimiento objetivo, y losingenieros deben diseñar las terminaciones demanera de maximizar la producción y la recupe-ración de petróleo, limitando al mismo tiempo la

7. Speier P, Crary S, Kleinberg RL y Flaum C: “ReducingMotion Effects on Magnetic Resonance Bound FluidEstimates,” Transcripciones del 40 Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Oslo, Noruega,30 de mayo al 3 de junio de 1999, artículo II.

> Gráficas del movimiento lateral de la columna de perforación. Durante el intervalo de 20 segundos,los paneles inferiores izquierdo y derecho muestran ejemplos de movimientos benignos e intensos,registrados por la herramienta proVISION durante la perforación rotativa. Los intervalos de amplitudde movimiento inferior a 1 mm (extremo inferior izquierdo) corresponden a los intervalos mostradosde rotación lenta (pocas rpm) (extremo superior) y representan un estado prácticamente estaciona-rio. Durante los intervalos de tiempo restantes, se produce un movimiento violento, cuando la herra-mienta gira libremente y alcanza amplitudes de movimiento lateral de hasta 5 mm.

-5-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

-4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

-5 -4 -3 -2 -1 0Posición, mmPosición, mm

Posi

ción

, mm

Posi

ción

, mm

Velocidad lateral 33 mm/segundosVelocidad lateral 15 mm/segundos

1 2 3 4 5

-200

0

200

400

600

201816141210Tiempo, segundos

86420

Revo

luci

ones

por

min

uto

(rpm

)

> Un ejemplo de aprisionamiento-deslizamiento extremo. El gráfico superior muestra la rotación ins-tantánea (rpm). Aproximadamente a 8 segundos del intervalo de tiempo, el BHA queda aprisionadodurante unos 7 segundos hasta que el aumento continuo de la fuerza de torsión lo libera y la energíaalmacenada acelera la tubería de perforación hasta que supera las 300 rpm, luego de lo cual el BHAvuelve a quedar aprisionado. La gráfica inferior muestra el número de rotaciones acumuladas. Elnúmero de rotaciones aumenta hasta que el BHA queda aprisionado, punto en el cual la cabeza rota-tiva continúa girando y genera siete vueltas en la columna de perforación antes de que se libere elBHA. El BHA libera la energía acumulada y la inercia hace que sobregire y genere seis vueltas ade-lante de la cabeza rotativa superior, con la posibilidad de desconectar ciertas secciones del BHA.

400

200

0

RPM

0 5 10Tiempo, segundos

15 20-200

30 6 vueltas adelante

7 vueltas atrás

20

10

Núm

ero

de ro

taci

ones

0 5 10Tiempo, segundos

15 200

producción de agua. La adquisición de registrosde RMN durante la perforación provee los datosnecesarios para la adopción de decisiones toma-das sobre bases bien fundamentadas.

Para determinar qué intervalos de un yaci-miento deberían terminarse, se requiere una esti-mación del índice de productividad del pozo (IP).Tradicionalmente, esta cuestión se aborda unavez concluidas las operaciones de perforación yadquisición de registros con cable y las pruebasde producción. El IP se basa en un perfil de lacapacidad de flujo, que es el producto de la per-meabilidad y el espesor vertical del yacimiento.

Estas mediciones se obtienen de los registros depozos y las pruebas de formación, o de una com-binación de ambos.

Durante más de una década, los operadoresprocuraron obtener estimaciones en tiempo realde la permeabilidad y el IP. En 1994, los ingenie-ros de BP realizaron experiencias exitosas conmétodos de determinación del IP en tiempo real,en su proyecto Wytch Farm, situado al sur deInglaterra. Los estudios geológicos del yacimientopetrolífero de areniscas Sherwood permitieronestablecer que la productividad del yacimientoestaba controlada básicamente por la permeabili-

dad y que la granulometría y la porosidad contro-lan este parámetro. Se utilizaron datos denúcleos para crear transformadas entre la per-meabilidad y la densidad volumétrica (total) paracada clase granulométrica, que fueron aplicadasa su vez para estimar el IP. A medida que avan-zaba la perforación, se generó un registro de per-meabilidad en tiempo real, utilizando lagranulometría obtenida del análisis granulomé-trico de los recortes de perforación y combinandolas mediciones de porosidad de una herramientade litodensidad-neutrón. Los petrofísicos calibra-ron luego el modelo con datos de pozos vecinos.

48 Oilfield Review

> Análisis de formaciones en el ambiente de aguas profundas del Golfo de México. La información delos indicadores de petróleo, independientes de la resistividad, los datos de volumen de fluido ligado ylos datos de permeabilidad de la herramienta proVISION se integran con la saturación del agua deri-vada de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable para obtener estimaciones deproducibilidad clave durante la perforación del pozo. Los Carriles 1 a 4 se encuentran disponiblescomo canales de datos en tiempo real. Los cambios en las características de la distribución de T2 enmodo registrado (Carril 5), confirman el contacto agua-petróleo. Las marcas confusas en el carril deprofundidad son los puntos de muestreo de los datos de RMN sin procesar.

XX650

pies/seg

Velocidad depenetración


Rotación

Señal indicadorade hidrocarburos

Agua

Hidrocarburo

Agua ligada

Muestra

Derrumbes

00.25

XX700

XX750

mD

Permeabilidad derivada de la herramienta proVISION

en tiempo real

20000.2

RPS

100

API

Rayos gamma

1500

pulg

Calibre

4-2

ohm-m

Resistividad de atenuación

20000.2

ohm-m

Resistividad decambio de fase

20000.2

pies3/pies3

Señal indicadorade hidrocarburos

-101 pies3/pies3

BPV derivado de laherramienta proVISION

00.6 msec

T2LM derivado de laherramienta proVISION

Distribución de T2

10,0001

400pies3/pies3

Porosidadneutrónica termal

00.6

g/cm3

Densidadvolumétrica (total)

2.651.65

pies3/pies3

Porosidad derivada dela herramienta proVISION

en tiempo real

00.6

Volumen total de agua

00.6

pies3/pies3

pies3/pies3

Porosidad total

00.6

Otoño de 2003 49

Los equipos de ingeniería y petrofísica utili-zaron estas primeras estimaciones de permeabi-lidad-productividad en tiempo real para modelary optimizar el potencial económico de un pozo dediversas formas. Las decisiones de ajustar la tra-yectoria del pozo se basaron en las prediccionesde la productividad determinadas en tiempo real.Mediante la optimización de los intervalos de dis-paros, el equipo de trabajo logró maximizar laproducción y minimizar la posibilidad de ingresode agua. Estos datos fueron utilizados para esti-mar las reservas remanentes en los pozos en losque los intervalos habían sido taponados paralograr el aislamiento del agua.8

En Wytch Farm, el método de BP resultó rela-tivamente simple de implementar. La areniscaSherwood no está muy cementada y el tamaño degrano, la porosidad y la permeabilidad tienenuna relación claramente definida. Además, sedisponía de núcleos de pozos para la calibracióndel modelo. En muchos otros yacimientos, lascaracterísticas petrofísicas son menos directas.Si bien procesos similares podrían proporcionarresultados comparables en perforaciones realiza-das en yacimientos más complejos, la comunidadpetrofísica necesitaba una solución de evalua-ción de formaciones más exacta y completa. Lasmediciones de RMN en tiempo real pueden pro-porcionar esta información y ayudar a optimizarel emplazamiento del pozo y el diseño de termi-nación del mismo.

RMN en tiempo realLos registros de RMN modernos miden la porosi-dad independientemente de la mineralogía y pro-veen una estimación de la permeabilidad y losvolúmenes de fluido ligado. Además permitendetectar la presencia de hidrocarburos. Si secombinan con otras mediciones LWD, los datos deRMN pueden ser utilizados para generar estima-ciones de la producción potencial en tiempo real.

En el año 2002, los ingenieros de BP aplicaronel sistema proVISION en un proyecto de aguasprofundas del Golfo de México, EUA (páginaanterior). Durante la perforación con lodo basepetróleo, se obtuvieron registros de RMN entiempo real en tres pozos independientes de 81⁄2pulgadas de diámetro. La secuencia de pulsos dela herramienta proVISION consistía en untiempo de espera unitario y una secuencia deestallidos. Se utilizó un tiempo de espera relati-vamente prolongado de 12 segundos para asegu-rar la adecuada polarización de loshidrocarburos livianos que se esperaban en esteyacimiento. Se recogieron seiscientos ecos luegode transcurrido el largo tiempo de espera. Lasecuencia de estallidos constó de 20 ecos luegode un tiempo de espera de 0.08 segundos. Losecos se recogieron a intervalos de 0.8 y 1.2 mili-segundos. El tiempo del ciclo de RMN total fue deaproximadamente 30 segundos, a una velocidadde perforación de aproximadamente 21 m [70pies] por hora. Esta combinación de tiempo de

ciclo con velocidad de penetración (ROP, por sussiglas en inglés) arrojó un intervalo de muestreode profundidad de aproximadamente 0.23 m[0.75 pies] por par de fase alternada.

Para determinar el BFV, se optó por un valorde corte de T2 de 90 milisegundos. Este valor decorte de T2 se basó en la experiencia con medi-ciones de RMN obtenidas en este campo petro-lero. La evaluación realizada por el equipopetrofísico indicó que los datos de los registrosde densidad, neutrón y porosidad RMN concorda-ban a través de la arenisca, que tiene una porosi-dad de aproximadamente 28 u.p. Además de losdatos de RMN, el conjunto de datos de la herra-mienta proVISION proveyó al operador registrosde RMN de fondo de pozo, de desempeño de laperforación y de movimiento lateral para detec-tar condiciones de perforación erráticas, talescomo el movimiento por aprisionamiento-desliza-miento, y permitió que el perforador adoptaraacciones correctivas, con miras a prolongar lavida útil del BHA y optimizar la ROP.

Evaluaciones de carbonatosLos hidrocarburos producidos en el campo AlShaheen, en el área marina de Qatar, actual-mente provienen de tres formaciones Cretácicasconocidas como Kharaib, Shuaiba y Nahr Umr.Kharaib y Shuaiba son yacimientos carbonata-dos, mientras que la formación Nahr Umr estácompuesta por delgadas areniscas (izquierda).

La compañía Maersk Oil, que opera el campopetrolero Al Shaheen junto con Qatar Petroleum,está desarrollando estas complejas formacionescon pozos horizontales de alcance extendido queocasionalmente superan los 9144 m [30,000 pies]de profundidad medida (MD, por sus siglas eninglés) si bien sólo tienen 914 m [3000 pies] deprofundidad vertical verdadera.9 En dichospozos, la tubería de perforación no puedehacerse rotar con el cable de adquisición deregistros adosado. Los efectos de la fricción tardeo temprano impiden el deslizamiento más allá de

8. Blosser WR, Davies JE, Newberry PS y Hardman KA:“Unique ESP Completion and Perforation MethodologyMaximises Production in World Record Step-Out Well,”artículo de la SPE 50586, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo de la SPE, La Haya, Países Bajos,20 al 22 de octubre de 1998.Harrison PF y Mitchell AW: “Continuous Improvement inWell Design Optimises Development,” artículo de la SPE30536, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995.Hogg AJC, Mitchell AW y Young S: “Predicting WellProductivity from Grain Size Analysis and Logging WhileDrilling,” Petroleum Geoscience 2, no. 1 (1996): 1–15.

9. Damgaard A, Hansen P, Raven M y Rose D: “A NovelApproach to Real Time Detection of Facies Changes inHorizontal Carbonate Wells Using LWD NMR,”Transcripciones del 44 Simposio Anual de la SPWLA,Galveston, Texas, EUA, 22 al 25 de junio de 2003, artículoCCC.

IRÁN

ARABIA SAUDITA

QATAR

Campopetrolero

Al Shaheen

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

0 50 150 millas100

0 300 km200100

TURQUÍA

SIRIA

IRAQ IRÁN

ARABIA SAUDITA

OMÁN

YEMEN

> Localización del campo petrolero AlShaheen operado por la compañíaMaersk Oil Qatar AS en colaboracióncon Qatar Petroleum.

los 3962 m [13,000 pies]. En consecuencia, lasherramientas de adquisición de registros opera-das con cable se ven imposibilitadas de alcanzarla porción más distante de un tramo horizontal.Las herramientas LWD, sin embargo, son trans-portadas a lo largo de toda la longitud del pozo,proveyendo datos para la geonavegación y la eva-luación primaria de formaciones.

Las técnicas de RMN ayudan a determinarcaracterísticas del flujo de fluido del yacimiento yde la permeabilidad. Estas características puedenvariar considerablemente con los cambios de lasfacies geológicas. La detección de los cambios defacies es esencial para el conocimiento del yaci-miento y el emplazamiento óptimo del pozo. Confrecuencia, particularmente en yacimientos car-bonatados, la ausencia de correlaciones consis-tentes entre permeabilidad y porosidad, a escalade yacimiento, limita la caracterización petrofí-sica LWD mediante registros de porosidad. Laadquisición de registros de RMN con herramien-tas operadas con cable convencional ha permitidomejorar la caracterización de facies geológicas yotras propiedades petrofísicas de los carbonatos,tales como la permeabilidad (derecha).

La perforación de pozos de alcance extendidoen el campo petrolero Al Shaheen plantea verda-deros desafíos. Los BHA rotativos orientables seutilizan comúnmente para el control direccionalen la perforación de tramos horizontales largos.Al equipo petrofísico le preocupaba el deteriorode la calidad de los datos de registros de reso-nancia magnética nuclear adquiridos durante laperforación, debido al decaimiento de T2 , depen-diente del movimiento, resultante de los nivelestípicamente altos de movimientos bruscos delBHA, aprisionamiento-deslizamiento, y el movi-miento lateral de la herramienta durante la rota-ción de la columna de perforación. Con ROPsocasionalmente superiores a los 152 m/h [500pies/h], se esperaba una pérdida mayor de la cali-dad de los datos.

Las rocas carbonatadas normalmente tienentiempos de relajación superficial menores, lo queproduce tiempos de T2 largos. Dado que gran partede la información petrofísica importante está con-tenida en los ecos finales, las secuencias de adqui-sición en carbonatos requieren generalmente untiempo de espera más prolongado y una mayorcantidad de ecos que en las formaciones clásticas.No se sabía si las componentes finales de T2

observadas normalmente en las rocas carbonata-das de Al Shaheen podrían detectarse bajo las difi-cultosas condiciones de perforación previstas.

Los ingenieros intentaron reducir la mayorcantidad de variables posibles durante la planea-ción previa a la ejecución de los trabajos. Paramejorar la relación señal-ruido, también se pla-nificó el apilamiento de los ecos sin procesar.Dado que los cambios de facies se producen nor-malmente a lo largo de décimos o cientos de piesen los pozos de alcance extendido, y la detecciónde variaciones de pequeña escala no constituía elprincipal objetivo, era aceptable una pérdida deresolución a cambio de un mejoramiento de larelación señal-ruido.

La primera corrida de la herramientaproVISION a nivel mundial en un yacimiento car-bonatado tuvo lugar en un pozo horizontal dealcance extendido, de 81⁄2 pulgadas de diámetro,perforado hasta una profundidad medida de másde 7315 m [24,000 pies], con lodo base agua. Unarreglo rotativo orientable controlaba la trayec-toria mientras se obtenían datos de resonanciamagnética nuclear LWD en tiempo real, a lo largode toda la longitud del pozo.

Sólo se disponía de cantidades limitadas dematerial de núcleos provenientes de esta secciónparticular del yacimiento Shuaiba. Histórica-mente, la identificación e interpretación defacies carbonatadas se ha basado en una combi-nación de recortes de perforación, cortes delga-dos y análisis de registros. Estaba previsto que elpozo atravesara múltiples facies carbonatadascon permeabilidades y características de produ-cibilidad variables. La compañía Maersk Oilesperaba obtener importante información delyacimiento en tiempo real con la herramientaproVISION, incluyendo la diferenciación de lasdiversas facies carbonatadas a lo largo de la tra-yectoria del pozo y la comparación de la calidadde los registros de RMN adquiridos durante laperforación con la de los intervalos selecciona-dos de los registros de RMN operados con cable.

50 Oilfield Review

> Identificación de cambios en el yacimiento calcáreo Shuaiba con datos de RMN adquiridos concable. Los datos de RMN muestran una gran reducción del fluido libre, un aumento del fluido ligado(Carril 3, sombras de color amarillo) y una disminución de la permeabilidad RMN (Carril 2) entre profun-didades de XN010 y XN070. Sería difícil, por no decir imposible, identificar estos cambios con los regis-tros estándar de porosidad (Carril 3, porosidad neutrónica termal en azul y densidad volumétrica enrojo) y de rayos gamma (Carril 1, curva sólida de color verde).

Fluido libre

Fluido ligado

Bins 1-2

Bins 7-8

API

Rayos gamma

1000

Permeabilidad según elmodelo de Timur-Coates

milisegundos

T2LM Orientación de la imagen

Distribución de T2 RMN

60000.3

29 ohm-m

Imagen profunda

0

Efecto fotoeléctrico

122

XM900

Profundidad,pies

XN000

Deslizamiento. Sin imagen

Deslizamiento. Sin imagen

Bin 6

Bin 5

Bin 4

Bin 3

Permeabilidad segúnel modelo de SDR

m3/m3


00.6

g/cm3

Densidad volumétrica(total)

2.71.7

pie3/pie3

Fluido libre CMR

00.6

m3/m3

Porosidad CMR total

00.6

3.45

11.2

516

.67

19.4

922

.77

2?.1

430

.38

34.4

237

.57

40.3

242

.?7

4?.2

750

.05

54.8

362

.42

82.8

822

115.

12

U BR L U

Otoño de 2003 51

Como era de esperar, se registró un alto nivelde movimientos bruscos y de aprisionamiento-deslizamiento en el fondo del pozo. La velocidadde penetración era variable, superando en oca-siones los 500 pies/h. Debido al movimiento de laherramienta y la rápida velocidad de penetra-ción, los datos de registros de RMN adquiridosdurante la perforación tenían un moderado

grado de ruido, en comparación con los registrosde RMN operados con cable. No obstante, el api-lado de los datos mejoró la relación señal-ruido.Los resultados de las múltiples carreras delProbador Modular de la Dinámica de laFormación MDT proporcionaron datos para esti-mar la movilidad del fluido y ajustar las constan-tes en las ecuaciones de permeabilidad RMN.

El análisis basado en las permeabilidadesRMN, las porosidades, T2LM, los volúmenes defluido ligado y los volúmenes de fluido libre per-mitió discernir tres sistemas de porosidad dife-rentes. El equipo de trabajo utilizó los cambiosen el carácter de T2 para mapear la variación defacies a lo largo del pozo (arriba). Un escaso volu-men de fluido ligado y una alta relación entre

> Imagen clara de la trayectoria del pozo. La imagen del registro de resistividad LWD (Carril 5) mues-tra la trayectoria del pozo que encuentra una marga sobreyacente. Los datos de RMN muestran cla-ramente un T2 bimodal (Carril 4) con el pico corto de T2 centrado a 6 milisegundos, proveniente delmaterial arcilloso que se encuentra encima del pozo entre XX329 y XX429 pies, y el pico más largo deT2 centrado a 200 milisegundos, proveniente de la caliza que se encuentra debajo del pozo. Tambiénse indican los cambios laterales. La facies 3 está presente entre XX460 a XX474 pies y XX488 a XX500pies, caracterizado por el valor más bajo de T2LM (Carril 4).

Rayos gamma

Porosidad RMN en binsInicial Final

API 100 00 500


XX200

XX300

XX400

XX500

XX600

pies/hrBFV-RMN

6000milisegundos3 U R LB U

RMN T2LM Orientación de la imagen

Distribución RMN de T2


Permeabilidad segúnel modelo de SDR Porosidad RMN total


2.71.7

Densidad aparente

Fluido libre

Fluido ligado

g/cm3

fluido libre y fluido ligado tipifica la Facies 1(arriba). La Facies 2 tiene un volumen de fluidoligado moderado y una relación entre fluido librey fluido ligado más baja. El valor de T2 promediode la Facies 2 es más corto que el de la Facies 1y todo el espectro de datos está desplazado hacialos valores de T2 más cortos. La Facies 3 se carac-teriza por un gran volumen de fluido ligado y una

baja relación entre fluido libre y fluido ligado. Enla Facies 3, el espectro de T2 está desplazado aúnmás hacia los valores más cortos. Las láminasdelgadas realizadas en muestras de recortes deperforación confirmaron la importancia de lasfacies en la respuesta de T2 de los registros deRMN adquiridos durante la perforación.

La porosidad del registro de RMN adquiridodurante la perforación concordaba con la porosi-dad del registro de densidad en las Facies 1 y 2,con un déficit promedio de 3 u.p. en la Facies 3que podría atribuirse a un porcentaje de señalesT2 de decaimiento más rápido. Los datos de RMNadquiridos durante la perforación indican dife-

52 Oilfield Review

> Facies 1 a partir del registro de RMN adquirido durante la perforación. Los datos LWD mostradosindican un intervalo de carbonatos limpios donde la distribución de T2 (tiempo de relajación transver-sal) (Carril 4) contiene un porcentaje importante de valores de T2 finales. La línea sólida de color azulcorresponde a un valor de corte de T2 determinado en forma empírica, que se utiliza para fraccionar ladistribución de T2 en una componente rápida que representa los fluidos ligados y una componentelenta que indica los fluidos libres. La traza de color rojo representa la distribución de T2LM. La variableT2LM generalmente está bien por encima del valor de corte de T2, lo que indica que la mayor parte delfluido que se encuentra en el espacio poroso es fluido libre. La porosidad total computada a partir delos datos de RMN, mostrada como una línea de puntos de color negro en el Carril 3, concuerda con elregistro de porosidad neutrónica convencional de la matriz de caliza indicado en color azul, y con ladensidad volumétrica de la formación mostrada en rojo. El área de color amarillo representa el volu-men de fluido ligado, mientras que el color verde claro indica la porción de la porosidad total rellenacon fluidos libres, o la porosidad efectiva. Los tiempos T2 más largos indican los poros más grandes,mientras que los más cortos se atribuyen a los tamaños de poros más pequeños. Los poros grandesparecen conformar una porción considerable de la porosidad total, correspondiendo los poros peque-ños y muy pequeños a un porcentaje pequeño.

Fluido libre

Fluido ligado

Rayos gamma

API

Inicial Final

1000 0500


pies/hr 6000milisegundos3

RMN T2LM




Porosidad RMN en bins

BFV-RMN

Porosidad RMN total

Porosidad neutrónica termal

2.71.7

Densidad volumétrica (total)

g/cm3

XX800

XX900

XY000

XY100

Otoño de 2003 53

rentes velocidades de decaimiento de T2 paracada una de las tres facies, lo que permite unaclara diferenciación; esto no habría sido posiblecon las mediciones del registro de porosidad-neutrón solamente (arriba).

Para reforzar la confianza en el hecho de quelos datos de RMN LWD estaban identificandocambios petrofísicos en las facies carbonatadas,el equipo de trabajo tuvo que descartar la posibi-lidad de que la respuesta de T2 interpretada estu-

viera dominada por el decaimiento de T2 indu-cido por el movimiento. Los datos de velocidadlateral medidos fueron utilizados para confirmarque los datos de T2 eran exactos e indicabancorrectamente cambios en las facies carbonata-

Fluido libre

Fluido ligado

Rayos gamma

Porosidad RMN en binsInicial Final

APIpies/hr


100 5000 0BFV-RMN



U R LB UOrientación de la imagen

6000milisegundos3

RMN T2LM

Distribución de T2 RMNPorosidad RMN total


Densidad volumétrica(total)

2.71.7 g/cm3

XX400

XX500

XX600

XX700

XX800

XX900

XX000

Facies 2

Facies 3

> Contraste de los datos de RMN con las imágenes de resistividad. En el Carril 5 se muestra un regis-tro de imágenes de resistividad LWD. La imagen está desplegada en una escala tal que las formacio-nes conductivas son oscuras y las formaciones más resistivas son claras, sin valores absolutos. Laimagen de resistividad muestra un cambio significativo en la resistividad de la formación, mientras quela porosidad se mantiene más o menos constante, lo que implica un posible cambio textural. El registrode RMN del intervalo identificado como Facies 2 indica algunos poros grandes. El valor de T2LM estápor encima del valor de corte, pero con una amplia distribución de los tamaños de poros, lo que se tra-duce en que un porcentaje considerable de la porosidad total está ocupado por fluido ligado. La per-meabilidad estimada de la Facies 2 es más baja que la de la Facies 1 (véase la gráfica de la página 50).El registro de RMN del intervalo identificado como Facies 3 indica pocos o ningún poro grande. Elvalor de T2LM está por debajo del valor de corte y la mayor parte de la porosidad total está ocupadapor fluido ligado. La permeabilidad estimada de la Facies 3 es más baja que la de la Facies 1 ó 2.

54 Oilfield Review

> Concordancia de los datos adquiridos con las herramientas proVISION y CMR operada con cable. Seobserva que la porosidad del registro CMR adquirido con cable sigue la misma tendencia que la poro-sidad del registro de RMN adquirido durante la perforación, con un pequeño movimiento sistemáticohacia las porosidades más bajas (Carril 1). Esta diferencia en la porosidad total se halla influida por lasdiferentes profundidades de investigación de las herramientas y por la diferencia en la invasión del fil-trado del lodo relacionada con el tiempo de exposición de la formación. Los volúmenes de fluido ligadocomputados coinciden (Carril 1). La resolución vertical, o espacial, de la herramienta de RMN LWD sereduce debido al alto grado de apilamiento utilizado para aumentar la relación señal-ruido. Del mismomodo, la física de la medición impone un límite de resolución temporal sobre la herramienta LWD, res-pecto del que se observa con el sensor operado con cable. El efecto general es un suavizado de la dis-tribución de T2 con el tiempo y la profundidad. El valor de T2LM de la herramienta de RMN LWD semuestra superpuesto sobre los datos CMR (Carril 2). Considerando la diferencia en el diseño de lasherramientas, los parámetros de adquisición, las condiciones ambientales y el lapso de tiempo quemedia entre la perforación y la adquisición de registros mediante herramientas operadas con cable ytransportadas con la tubería de perforación, la comparación es excelente.

Fluido libre

Fluido ligado

0500 290

Velocidadde

penetración

pies/hrPorosidad CMR

T2LM RMN


290


T2LM CMR

T2LM CMR

XX250

XX300

XX350

XX400

Porosidad RMN

CMR–BVF

NMR–BVF

Otoño de 2003 55

das (arriba). Este conjunto de datos en particu-lar muestra un gran volumen de datos T2 adquiri-dos incluso a altas velocidades laterales. Eldiseño actual de la herramienta proVISION nopermite directamente la compensación por movi-miento de las herramientas de fondo de pozo enla medición del decaimiento de T2. No obstante,el resaltado de los intervalos de mayor movi-miento de la herramienta puede ser utilizadocomo indicador de la calidad del registro.

Para examinar los efectos del movimiento delas herramientas de fondo de pozo sobre los datosde RMN LWD, se compararon las mediciones de laherramienta CMR, adquiridas después de la perfo-ración, con los datos de la herramienta proVISIONobtenidos en tiempo real. Los datos de porosidad,FFV, BFV, T2LM y permeabilidades RMN concuer-dan razonablemente bien (página anterior). Losdatos CMR fueron adquiridos en intervalos limita-dos a los fines comparativos, fundamentalmenteen la porción proximal del pozo que había estado

expuesta a la invasión por más tiempo. Algunos delos intervalos donde se adquirieron registros conla herramienta CMR mostraron una pequeñareducción de los valores de T2LM, consistente conel tiempo de invasión de filtrado adicional previoa la adquisición de registros con cable. Ninguno delos intervalos de RMN LWD indicó un decaimientoidentificable de T2 inducido por movimiento. Lacomparación favorable de las componentes finalesde T2 indica que el movimiento lateral de lasherramientas de fondo de pozo no constituye unmecanismo de decaimiento de T2 dominante eneste conjunto de datos.

El sistema proVISION fue configurado paratransmitir datos de porosidad, T2LM y FFV entiempo real para permitir la utilización de lasmediciones en caracterizaciones geológicas yasistir en las operaciones de geonavegación. Sibien será necesaria una mayor evaluación paracomprender totalmente la respuesta de T2 RMNen rocas carbonatadas, el equipo que trabaja en

el campo petrolero Al Shaheen demostró que,cuidadosamente interpretados, los datos de RMNLWD pueden utilizarse para ayudar a detectarvariaciones en las facies carbonatadas y suscaracterísticas petrofísicas.

La próxima generaciónEl sistema proVISION ha demostrado su capaci-dad para adquirir registros en tiempo real tantoen yacimientos clásticos como en yacimientoscarbonatados, con posibilidades de identificarcambios de facies menos evidentes o, de otromodo, no detectados. Aún en lo que respecta alas componentes de T2 de mayor extensión en for-maciones carbonatadas perforadas a altas veloci-dades de penetración, la herramienta ofrecedatos de resolución suficiente para la determina-ción de facies y para el cálculo de la permeabili-dad y de la relación entre el fluido libre y el fluidoligado. La herramienta proVISION LWD proveeinformación esencial del yacimiento en tiemporeal y datos que resultan de utilidad para la tomade decisiones de geonavegación en yacimientoscomplejos.

Las situaciones de aprisionamiento-desliza-miento y movimientos bruscos del BHA suelenestar asociadas con la perforación de tramoshorizontales largos. Los movimientos bruscos delBHA, combinados con una alta velocidad depenetración, pueden incrementar el ruido en losconjuntos de datos. No obstante, los datos decampo demostraron que la herramientaproVISION es suficientemente robusta comopara manejar estas situaciones y proporcionardatos de T2 confiables.

Se vislumbra que las futuras generaciones deherramientas de RMN ofrecerán interesantes pro-mesas. La industria espera con interés la evolu-ción permanente de la tecnología de adquisiciónde registros de resonancia magnética nucleardurante la perforación, que habrá de ofrecer a losingenieros de perforación y a los equipos petrofí-sicos avances significativos en términos de evalua-ción de formaciones en tiempo real para lageonavegación y la optimización de la productivi-dad. —DW, SP

> Falta de decaimiento inducido por movimiento. Los datos adquiridos eneste campo no muestran ninguna reducción aparente de los valores de T2asociados con la velocidad de movimientos laterales de la herramienta deRMN LWD, lo que implica que en este pozo, el movimiento de la herramientano afecta el decaimiento de T2.

0

50

100

Velo

cida

d la

tera

l (m

m/s

)

T2LM, ms150 225 3000 75

150

200

registros de resonancia magnética nuclear adquiridos...

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