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LWD en tiempo real:Registros para la perforación

Se agradece la colaboración en la preparación de esteartículo a Tom Bratton, Mark Fredette, Qiming Li y IainRezmer-Cooper, Sugar Land, Texas, EUA; Jim Bristow,Gatwick, Inglaterra; Jesse Cryer, Anchorage, Alaska, EUA;Torger Skillingstad, Stavanger, Norway; Ian Tribe,Aberdeen, Escocia; y Doug Waters, Austin, Texas.ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), AIM (Módulo de Medi-ción de la Inclinación en la Barrena), APWD (PresiónAnular Durante la Perforación), ARC5 (herramienta deConjunto de Resistividad Compensada), CDN (herramientade Densidad-Neutrón Compensada), CDR (Resistividad DualCompensada), Drill-Bit Seismic, DTOR (Esfuerzo de Torsiónen la Barrena en el Fondo), DWOB (Peso sobre la Barrenaen el Fondo), FMI (generador de Imágenes Microeléctricasde Cobertura Total), GeoSteering, GeoVISION,

Las herramientas de tercera generación

para la adquisición de registros durante

la perforación añaden una nueva dimen-

sión a los actuales esfuerzos que hace la

industria petrolera para construir pozos

más eficientes y efectivos en materia de

costos. Las mejoras introducidas en las

herramientas se traducen en menores

riesgos y mayor exactitud en la coloca-

ción de los pozos. Como resultado, la

obtención de registros en tiempo real

para la perforación está rápidamente

convirtiéndose en una realidad.

Impulsada a mantener el ritmo de una economíacambiante y de las rápidas y constantes innova-ciones que se observan en el campo de la perfora-ción de pozos, la tecnología de adquisición deregistros (perfilaje) durante la perforación (LWD,por sus siglas en Inglés) ha madurado a su tercerageneración en tan sólo una década (próximapágina). Las primeras herramientas, introducidas afinales de la década de 1980, proporcionabanmediciones direccionales y registros para una eva-luación básica de la formación, y servían comoregistros de respaldo en pozos desviados y verti-cales.1 En esa época, las aplicaciones primariaseran las correlaciones estratigráficas y estructura-les entre pozos cercanos y la evaluación básica dela formación. La adquisición de registros durantela perforación aseguraba la obtención de datosbásicos necesarios para determinar la productivi-dad y comerciabilidad del pozo, así como tambiénpara mitigar el riesgo de la perforación.

A medida que una creciente cantidad de yaci-mientos se explotaban con éxito, la industria deexploración y producción (E&P, por sus siglas enInglés) comenzó a desarrollar yacimientos máscomplejos y marginales—más pequeños, másdelgados, fracturados y de baja calidad—anterio-rmente clasificados como pobres y, en consecuen-cia, quedaban sin desarrollar. Actualmente, losdiseños de pozos que desafían tanto los aspectostécnicos como económicos y que eran inexisten-tes hacen sólo unos cinco años—situados enaguas profundas, pozos de alcance extendido,horizontales y de tramos laterales múltiples—seutilizan en forma rutinaria para maximizar la pro-ducción y las reservas de los yacimientos.2 Parallegar a estos yacimientos de difícil acceso, máspequeños y de inferior calidad, la construcción depozos tuvo que evolucionar de los diseños geomé-tricos a los pozos dirigidos y colocados (emplaza-dos) en base a información geológica.

Saad BargachIan FalconerCarlos MaesoJohn RasmusSugar Land, Texas, EUA

Ted BornemannRichard PlumbHouston, Texas

Daniel CodazziKyel HodenfieldClamart, Francia

Gary FordJohn HartnerAnadarko Petroleum Corp.Anchorage, Alaska, EUA

Bill GretherPetrotechnical Resources AlaskaAnchorage, Alaska, EUA

Hendrik RohlerRWE-DEA AGHamburgo, Alemania

GeoVISION675, IDEAL (Evaluación de la Perforación yPerfilaje), IMPulse, INFORM (Sistema de Simulación),InterACT, InterACT Web Witness, ISONIC IDEAL de regis-tros sónicos adquiridos durante la perforación, IWOB (Peso sobre la Barrena Integrado), KickAlert, M3, MACH-1(Perforación Guiada por la Sísmica), MEL (Registro deEficiencia Mecánica), PERFORM, PERT (Evaluación de laPresión en Tiempo Real), Platform Express, PowerDrilling,PowerPulse, RAB (herramienta de Resistividad Frente a laBarrena), RWOB (herramienta Receptora, Peso sobre laBarrena y Esfuerzo de Torsión), SHARP, Slim 1, SlimPulse,SPIN (programa Indicador de Aprisionamiento de laTubería), UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas), VIPER,VISION, VISION First Look, VISION475, VISION675 yVISION825 son marcas de Schlumberger.

1. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M,Kienitz C, Lesage M, Rasmus J y Wraight P: “Logging WhileDrilling,” Oilfield Review 1, no. 1 (Abril 1987): 4-17.Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J, HansenR, White J y Walsgrove T: “Logging While Drilling: A Three-Year Perspective,” Oilfield Review 4, no. 3 (Julio 1992): 4-21.

2. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:“Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,”Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Sracke M, WestC y Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,”Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28.

3. Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J, PrevedelB, Lüling M y White J: “Measurement at the Bit: A NewGeneration of MWD Tools,” Oilfield Review 5, no. 2/3(Abril/Julio 1993): 44-54.

Invierno de 2001 65

La segunda fase de desarrollo de las técnicasLWD, ocurrida a mediados de la década de 1990,reflejó esta evolución con la introducción demediciones azimutales, imágenes del hueco,motores direccionales instrumentados y progra-mas de simulación para lograr una colocaciónexacta del pozo mediante la geonavegación(geosteering).3 En un principio, el direcciona-miento en tiempo real utilizaba la velocidad(tasa) de penetración (ROP, por sus siglas enInglés), y posteriormente la resistividad paradetectar los bordes de las capas de arena y lutita.

Actualmente, los ingenieros de perforación utili-zan medidas azimutales obtenidas en tiempo realque incluyen imágenes del hueco, buzamientos(echados) y densidad de la formación, paraencontrar el yacimiento y permanecer dentro dela zona de interés del mismo. Estos avances hanresultado en un porcentaje mayor de pozos exito-sos, en particular pozos con desviación muy mar-cada, de alcance extendido y horizontales.4

En la actualidad, la eficiencia de la perfora-ción, el manejo adecuado del riesgo y la coloca-ción exacta del pozo son los puntos clave para

disminuir los costos de exploración y desarrollo.La eficiencia de la perforación significa minimizarel tiempo perdido o improductivo al evitar pro-blemas como las fallas en la columna (sarta,tubería) de perforación, atascamientos (aprisio-namientos) y pérdidas o entradas de fluidos; asícomo también manejar los riesgos inherentes alproceso de la perforación, tal como la inestabili-dad del hueco. Se utilizan modelos mecánicosterrestres (MEM, por sus siglas en Inglés) paraintegrar todos los datos disponibles.5 Los regis-tros para perforar proporcionan los datos nece-

Segunda (1993 a 1996) Tercera (1997 a 2000)Generación

Tipo de servicio

Sist. de control de superf.

de la telemetría en bits por segundos (bps)

Tasa máxima de transmisión

Comunicaciones

Aplicación principal

MWD

Innovación

LWD

Primera (1988 a 1992)

Herramientas

FAST

3

Facsímile

Correlación

Evaluación de la formación

Reconocimiento

DTOR

M1-M3

Slim 1

DWOB

Evaluación de la formación durante la perforación

Resistividad compensada por efectos del agujero

Resistividad de espaciamiento dual

Resistividad densidad-neutrón

CDN

CDR

Productos

PERT

SPIN

MEL

Máxima densidad

Evaluación rápida de la formación

Anisotropía

Superposición cuantitativa de resistividad

Herramientas

IDEAL

6 a 10

InterACT

Geonavegación exitosa en el yacimiento

Evaluación de la formación

IWOB

RWOB

PowerPulse

SHARP

MVC

Lecturas azimutales

Imágenes de resistividad

Arreglo de resistividades

Resistividad frente a la barrena

Motor instrumentado

Drill-Bit Seismic

ADN

ARC5

GeoSteering

IMPulse

RAB

ISONIC

Calibre ultrasónico

Productos

Derrumbes

KickAlert

Diagrama anticolisión

Monitor PowerDrilling

Cono de la barrena atascado

Alarmas inteligentes

MACH-1

Densidad de cuadrante

Pantalla de correlación

Pantalla GeoSteering

INFORM

Herramientas

12 a 16

InterACT Web Witness

Decisiones en tiempo real para mayor eficienciade la perforación y manejo del riesgo

Geonavegación hacia la mejor parte del yacimiento

AIM

SlimPulse

VIPER

Mayor exactitud

Aplicación en un mayor rango de diámetros de agujeros

Fuente no química

Imágenes en tiempo real

Mayor confiabilidad

Sísmica de MWD

VISION475, 675, 825

ARC312, ARC900

Herramienta de evaluaciónde la porosidad

APWD

Productos

PERFORM

Imágenes de densidad

INFORM 3D

VISION First Look

> Historia de la introducción de las tecnologías de registros adquiridos (perfilaje) durante la perforación (LWD) y mediciones durante la perforación (MWD).

Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R: “ResistivityWhile Drilling—Images From the String,” Oilfield Review 8,no. 1 (Primavera de 1996): 4-19.Evans M, Best D, Holenka J, Kurkoski P y Sloan W:“Improved Formation Evaluation Using Azimuthal PorosityData While Drilling,” artículo de la SPE 30546, presentadoen la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, Octubre 22-25, 1995.Prilliman JD, Allen DF y Lehtonen LR: “Horizontal Well Placement and Petrophysical Evaluation Using LWD,”artículo de la SPE 30549, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,Octubre 22-25, 1995.

4. Rasmus J, Bornemann T, Farruggio G y Low S: “OptimizingHorizontal Laterals in a Heavy Oil Reservoir Using LWDAzimuthal Measurements,” artículo de la SPE 56697, pre-sentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de laSPE, Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1999.

5. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, LovellJ, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole AnnularPressure Measurements to Improve Drilling Performance,”Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L,Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Managing DrillingRisk,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: “TheMechanical Earth Model Concept and Its Application toHigh-Risk Well Construction Projects,” artículo de lasIADC/SPE 59128, presentado en la Conferencia dePerforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,Febrero 23-25, 2000.Rezmer-Cooper I, Bratton T y Krabbe H: “The Use of Resistivity-at-the-Bit Images and Annular Pressure WhileDrilling in Preventing Drilling Problems,” artículo de las IADC/SPE 59225, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25, 2000.

sarios para definir el ambiente geológico y el pro-ceso de perforación, así como también la infor-mación en tiempo real esencial para confirmar, oactualizar, durante la perforación las prediccionesde los modelos MEM. Las inconsistencias entrela predicción y la realidad indican la necesidad detomar medidas preventivas o correctivas.

La colocación exacta del pozo significa dirigirlos pozos a una posición óptima dentro del yaci-miento para maximizar la producción. Al mismotiempo, las restricciones económicas actuales re-lativas al alto costo de acceso a los yacimientos,con frecuencia, llevan a que un pozo hoy tengaacceso a objetivos múltiples, comúnmente sobrelargos tramos horizontales. El no corregir a tiem-po las variaciones no previstas en la geología y laestructura, tales como desplazamientos de fallaso cambios de buzamiento, pueden provocar unagujero horizontal o desviado de bajo valor.

Los datos azimutales y de inclinación en lascercanías de la barrena (broca, trépano, mecha),especialmente las imágenes del hueco, ofrecenlos mejores medios para alcanzar el objetivo de-seado con menos correcciones, menor tortuosidady una mayor parte del agujero dentro del ya-cimiento. Las herramientas actuales habitualmen-te logran una tolerancia (resolución) en términosde profundidad vertical absoluta de menos de 2 m(6 pies) y en términos de profundidad relativa demenos de 0.35 m (1 pie). Esto permite no sólo quelos pozos permanezcan dentro de zonas pro-ductivas delgadas sino que también evita coli-

siones con otros pozos que drenan la misma zona.6

En resumen, una colocación de pozos óptima con-duce a una perforación más exacta, eficiente ysegura, y a un mayor número de pozos producti-vos, lo que genera importantes ahorros en costos.

Para lograr estos objetivos, los datos debenestar disponibles y enviarse a las personas quehan de tomar decisiones dentro del período apro-piado para la selección de opciones operativas.El tiempo real "apropiado" puede variar desegundos a 12 horas, dependiendo del tipo deproblema que se anticipa o enfrenta, así comodel tiempo y la velocidad de respuesta requeri-dos. Los rápidos avances en la tecnología de lacomunicación, particularmente soluciones quese basan en las herramientas y el potencial deInternet, hacen posible el envío oportuno dedatos hacia los equipos de evaluación de activosubicados en cualquier parte del mundo.7

Los productos de LWD en tiempo real hoy endía incluyen registros optimizados de resistivi-dad, porosidad, tiempo de tránsito acústico, imá-genes del hueco, buzamientos, presión anular,pérdidas de fluidos y datos relativos a la integri-dad de la formación.8 Este artículo examina losrecientes avances de la tecnología LWD, con par-ticular énfasis en la aplicación de datos de incli-nación en la barrena y las imágenes generadasen tiempo real para mejorar la colocación delpozo y la eficiencia de la perforación.

66 Oilfield Review

93.5

93.0

92.5

92.0

91.5

91.0

90.5

90.0

89.516,700 16,800

Incl

inac

ión,

gra

dos

Profundidad medida, pies

16,900 17,000 17,100 17,200 17,300 17,400 17,500 17,600 17,700

> Comparación de los resultados de la Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, porsus siglas en Inglés) (amarillo) con mediciones convencionales MWD (rojo) y relevamientos(surveys) estacionarios (morado). Los datos corresponden a un pozo horizontal de 61⁄8 pulga-das perforado en el Austin Chalk. Las mediciones estacionarias y MWD se alinean muy bien,mientras que existe una pequeña diferencia entre las mediciones MWD y AIM. La diferencia,de sólo 0.2° a 0.3°, proviene de la forma en que la flexión del conjunto de fondo (BHA, por sussiglas en Inglés), afecta cada herramienta. La diferencia entre las dos mediciones disminuyemás cuando los botones del estabilizador se encuentran en posición retraída (área moradasombreada) y el BHA pierde ángulo.

Sección vertical, m

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

0 400

X49

X50

X51

X52

X53

X54

X55

X56200 600 800

Tope de la ventana

Base de la ventanaA

D

B

C

1000 1200

C, perforado con la herramienta GeoSteeringD, perforado con los módulos AIM y VISION475

A, B perforados sin la herramienta GeoSteering

> Tolerancias verticales. En un pozo horizontal en África Occidentalse requería una tolerancia de profundidad de ±3 pies. La variación deprofundidad en los primeros dos pozos (A y B), perforados con unconjunto de fondo convencional equipado con motor direccional,excedió 6.5 pies y provocó la producción de gas. La tolerancia pro-medio de profundidad (± 2.2 pies) de tres pozos (C) perforados con elmotor instrumentado GeoSteering permaneció dentro de la zona deinterés. El pozo final (D) fue perforado con una herramienta AIM colo-cada en el motor direccional y alcanzó una tolerancia vertical demenos de 1 pie. Los pozos C y D fueron terminados sin producción degas, y el pozo D fue terminado tres días antes de lo programado.

Invierno de 2001 67

Mejoras en la colocación de los pozosLa inclinación continua ahorra tiempo de perfora-ción al reducir la necesidad de tomar medidas es-tacionarias. Los relevamientos continuos delpozo, provenientes del nuevo módulo de Medi-ción de la Inclinación en la Barrena (AIM, por sussiglas en Inglés), en combinación con datos de losmódulos VISION, optimiza el control y la eficien-cia de la perforación (página anterior, arriba).9

La medición directa del cambio de inclinacióndurante la perforación en modo deslizante, opti-miza el direccionamiento y da como resultadouna reducción en la tortuosidad y mínimas ondu-laciones en los pozos horizontales. Las reduccio-nes resultantes en el esfuerzo de torsión (torque)y en el arrastre de la columna de perforación per-miten velocidades de penetración mayores ymejoran la capacidad para perforar pozos dealcance extendido con secciones laterales demayor longitud, a la vez que se reducen las chan-ces de quedar atascado. La tecnología AIM dis-minuye los costos al ahorrar tiempo deperforación y mejorar la eficiencia de la perfora-ción. Asimismo, incrementa la productividad almaximizar la extensión de la zona productiva ymitigar las ondulaciones del hueco que puedenrestringir el flujo de petróleo.

En un pozo horizontal de África Occidental elobjetivo estaba a tan sólo 4 m (13 pies) pordebajo del contacto gas-petróleo y 12 m (39 pies)por encima de un acuífero. Se perforaron un pozodesviado y seis horizontales para crear los dre-najes horizontales. A los efectos de lograr elmáximo drenaje del yacimiento y evitar la conifi-cación de agua y la producción de gas, se reque-ría una tolerancia de profundidad vertical de ± 1m (± 3 pies). En los primeros dos pozos, A y B, eloperador utilizó un conjunto de fondo (BHA, porsus siglas en Inglés) convencional equipado conmotor direccional, y la variación de profundidadvertical superó los 2 m (6.5 pies), lo que dio comoresultado la producción de gas (página anterior,abajo). Los siguientes pozos se perforaron con laherramienta GeoSteering, un motor instrumen-tado con un sensor de inclinación posicionado a2.5 m (8 pies) detrás de la barrena. La toleranciavertical promedio mejoró a ± 0.7 m (± 2.2 pies).En el último pozo se perforó un agujero de 81⁄2 pul-gadas, desde el cual se construyó un tramo late-ral de 6 pulgadas. Se utilizó un motor direccionalequipado con el módulo AIM, y la tolerancia ver-tical promedio lograda fue ± 0.3 m (± 0.9 pies). Eltramo lateral de drenaje fue terminado tres díasantes de lo programado debido a la reducción detortuosidad y al mejor control del BHA. En losúltimos cuatro pozos, la utilización de sensorescercanos a la barrena que proporcionaban control

direccional continuo, junto con los motores direc-cionales, lograron la tolerancia de profundidadnecesaria para evitar la producción de gas.10

Visión a distintas profundidadesEl sistema VISION representa la más recientegeneración de mediciones LWD con varias pro-fundidades de investigación, incluyendo sensorestipo inducción, o de propagación electromagnéti-ca; de resistividad y densidad-neutrón azimutal, yservicios de lateroperfil convencional y azimutal(arriba). Las herramientas VISION para resistivi-dad de propagación y densidad-neutrón azimutal,rediseñadas en base a las primeras herramientasde Resistividad frente a la Barrena RAB, y la he-rramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN,están equipadas con gran capacidad de almace-namiento de datos en el fondo del hueco y elec-trónica completamente digital que proporcionamediciones más exactas y confiables, equivalen-tes en calidad a las de la sonda de perfilaje Plat-form Express. Las mediciones en tiempo real dePresión Anular Durante la Perforación APWD,contribuyen a un rendimiento optimizado del di-reccionamiento, más eficiencia de la perforacióny mayor seguridad en el equipo de perforación.11

Las imágenes de cobertura total (o de plenodiámetro), utilizadas en la interpretación estruc-tural, durante la geonavegación, para la evalua-ción de la formación, y para el análisis de fallasdel hueco, se pueden obtener con el sistemaVISION en amplias condiciones de lodo. En los

lodos conductores, la resistividad azimutalGeoVISION proporciona capacidad adicional degeneración de imágenes. Actualmente, se pue-den generar imágenes del registro de densidadde 16 canales e imágenes de resistividad de 56canales en tiempo real, o a partir de los datosalmacenados en memoria. En pozos horizontales,o con desviación muy marcada, perforados conlodos sintéticos o a base de aceite (petróleo), las

Densidad-neutrón VISION

PowerPulse

Resistividad VISION

Sistema IDEAL de informaciónen el sitio del pozo Resistividad GeoVISION Medición AIM en la barrena

(optional)

Herramienta GeoSteering(optional)

VISION675/475

GeoVISION675

> Servicios VISION disponibles. Los sensores de densidad-neutrón azimutal y de resistividad con múl-tiples profundidades de investigación se encuentran disponibles en tamaños de 43⁄4 pulgadas y 63⁄4 pul-gadas; las herramientas de registros de lateroperfil azimutal y las mediciones de resisitividad frente a la barrena con distintas profundidades de investigación tienen un diámetro de 63⁄4 pulgadas. Ambosgrupos se combinan con el módulo de telemetría PowerPulse de MWD para la transmisión de datosde fondo al sistema Integrado de Evaluación de la Perforación y Perfilaje IDEAL, ubicado en el sitio del pozo, y para la comunicación y entrega de datos en tiempo real vía satélite. La herramienta GeoVISION también pude combinarse con el motor de fondo de la herramienta GeoSteering.

6. Pogson M, Hillock P, Edwards J y Nichol G: “ReservoirOptimization in Full-Field Development Using GeosteeringTechniques to Avoid Existing Production Completions,”artículo de la SPE 56452, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, Octubre 3-6, 1999.Edwards J: “Geosteering Examples Using Modeling of 2-MHz Resistivity LWD in the Presence of Anisotropy,”Transactions of the SPWLA 41st Annual LoggingSymposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 5-7, 2000, artículo NN.

7. Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “In-Time DataDelivery,” Oilfield Review 11, no. 4 (Invierno de 1999/2000): 34-55.

8. Aldred et al, referencia 5.Rezmer-Cooper I, Rambow FHK, Arasteh M, Hashem MN,Swanson B y Gzara K: Real-Time Formation Integrity TestsUsing Downhole Data,” artículo de las IADC/SPE 59123,presentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25,2000.

9. Varco M, Smith JE y Stone DM: “Inclination at the BitImproves Directional Precision for Slimhole HorizontalWells—Local Case Histories,” artículo de la SPE 54593,presentado en la Conferencia Anual de la Región del Oestede la SPE, Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.

10. Skillingstad T: “At-Bit Inclination Measurements Improves Directional Drilling Efficiency and Control,” artí-culo de las IADC/SPE 59194, presentado en la Conferenciade Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, Febrero 23-25, 2000.

11. Aldred et al, referencia 5.

herramientas VISION proporcionan con frecuen-cia la única opción para obtener imágenes delhueco. Para una interpretación optimizada, sepueden combinar ambas herramientas en elmismo BHA.

En un principio, los módulos VISION fueronconstruidos para alojarlos en diámetros de 43⁄4pulgadas, pero hoy en día se encuentran disponi-bles para BHAs de 63⁄4 pulgadas. La herramientaVISION475 ha sido diseñada para agujeros cuyodiámetro es inferior a 61⁄4 pulgadas, mientras quela nueva herramienta VISION675 se usa paraagujeros de 8 a 97⁄8 pulgadas.12 El nuevo sistemaVISION825 ha sido diseñado para agujeros de121⁄4 pulgadas. Los servicios VISION pueden com-binarse con servicios opcionales de medicióntales como los servicios AIM, GeoVISION,GeoSteering, Peso sobre la Barrena IntegradoIWOB, ISONIC IDEAL de registros sónicos adqui-ridos durante la perforación y MVC (vibraciónmúltiple del eje).

Los registros de imagen azimutal de alta reso-lución son extremadamente valiosos en los pozoscon desviación muy marcada; sin embargo, algu-nas veces la misma desviación complica la medi-

ción. La tecnología del densidad-neutrón azimu-tal del servicio VISION, (VADN, por sus siglas enInglés) supera a la tecnología azimutal introdu-cida con la anterior herramienta ADN.13 Las medi-ciones de densidad y factor fotoeléctrico, Pe, conresolución vertical de 6 pulgadas, ahora se mues-trean en 16 sectores azimutales para obtenerimágenes más detalladas—comparadas con sólocuatro cuadrantes en la antigua herramientaADN—y simultáneamente en cuatro cuadrantespara optimizar las decisiones de geonavegaciónen tiempo real y mejorar el análisis petrofísico.La disponibilidad de los datos de los cuadrantesasegura que se obtengan valores de densidadconfiables en agujeros con desviación muy mar-cada. Esto tiene particular importancia cuandolas herramientas se bajan sin estabilizadores. Lavisualización de la imagen del registro de densi-dad o el análisis de los datos de los cuadrantesindican los sectores que están realmente en con-tacto con el hueco, por lo tanto proporcionan unamedición exacta de la densidad (arriba).

En el caso de huecos agrandados, es posibleobtener datos exactos y confiables en formamanual de los distintos sectores para intervalos

diferentes. Más aún, siempre que el conjunto defondo se mantenga en rotación, los sensores azi-mutales continuarán obteniendo medicionespara cada sector. Debido a que la herramientapuede encontrarse descentralizada dentro delhueco, estos datos pueden representar cantida-des variables de lodo y formación. Bajo estas cir-cunstancias, las imágenes del registro dedensidad aún proporcionan valiosa informaciónsobre la geología alrededor del hueco, como porejemplo buzamientos y concreciones, y condicio-nes de hueco en espiral.14 Aunque los datosestructurales, tales como los buzamientos abso-lutos derivados de las imágenes y de azimutobtenidos de una herramienta que se desliza noson tan confiables, los cambios relativos todavíasiguen siendo importantes.

Para optimizar la eficiencia y exactitud de laperforación, las imágenes de resistividad de altaresolución pueden revelar características estrati-gráficas sutiles, estratificación de la formación ybuzamientos cercanos al hueco que les ayudan alos ingenieros de perforación a mantener losagujeros paralelos a la estratificación, lo cualreduce la incertidumbre en la geonavegación.Las imágenes de resistividad también proporcio-nan información valiosa sobre fracturas y fallasdel hueco que reflejan el estado geomecánicodel agujero. Mediante el reconocimiento y enten-dimiento de los modos y mecanismos de fallasdel hueco, es posible tomar acciones correctivasque mejoren la eficiencia de la perforación.

Las herramientas GeoVISION agregan impor-tantes mediciones de resistividad lateroperfil alsistema VISION para BHAs de 63⁄4 pulgadas. Lasmediciones incluyen resistividad frente a labarrena, resistividad anular de alta resolución, yuna opción para resistividad azimutal de altaresolución cercana a la barrena, con varias pro-fundidades de investigación. La tecnologíaGeoVISION se basa en la anterior tecnologíaRAB; sin embargo, el nuevo diseño y las mejorastécnicas proporcionan mediciones más exactasen zonas de alta resistividad; incluso en los lodosmás conductivos. La resolución de las imágenesGeoVISION registradas ha mejorado al incremen-

68 Oilfield Review

Los buzamientos

indican perforación

hacia el topeestructural

Imagen de RHOB

Orientación dela imagen

U R UB L

2.05

Pe0 10

Densidad de fondo1.95 2.95

Neutrón0.45 -0.15

2.45g/cm3

g/cm3

Densidad de fondo

Volumen de formación

Rwa-CTVD

Tiempo

pies0 10 ohm-m0 10

0 10hr

X900

Y000

Y100

GR0 10Unidades API

Porosidad efectiva

Arcilla

Caliza

Agua ligada

1.95 2.95

Resistividad por cambio de fase0.2 2000g/cm3

ohm-m pie3/pie3

> Presentación de campo VISION FirstLook. El Carril (Pista) 1 contiene la profundidad vertical verda-dera (TVD) y el tiempo transcurrido entre la penetración de la barrena y la medición de resistividad. ElCarril 2 muestra el registro de rayos gamma (rojo) y Rwa (relleno en verde). El Carril 3 presenta los volú-menes relativos de las litologías, el agua ligada a las arcillas y la porosidad efectiva. El Carril 4 des-pliega las resistividades VISION (de atenuación y por cambio de fase) y el Carril 5 el registro de densi-dad-neutrón azimutal VISION (densidad de fondo, porosidad neutrón y efecto fotoeléctrico, Pe). ElCarril 6 contiene la imagen de densidad. Las bandas verdes representan intervalos en los que no segeneraron imágenes. Los buzamientos obtenidos de los patrones entrantes y salientes (chevron pat-terns) indican que el pozo se está perforando hacia arriba de la estructura. La resolución vertical de laimagen se encuentra dominada por la resolución del detector lejano, 6 pulgadas para el registro dedensidad, y 2 pulgadas para el Pe. La discriminación de los bordes de las capas, como se muestra enesta gráfica, requiere de un contraste de densidad mayor a 0.2 g/cm3. Las imágenes muestran que labarrena de perforación se está dirigiendo hacia arriba y se aproxima a un borde mucho antes de quesea evidente en la geonavegación con registros de rayos gamma o resistividad. Los datos e imágenesazimutales proporcionan orientación del pozo respecto de los planos de estratificación, lo cual es vitalpara una geonavegación exacta y eficiente.

12. Bornemann E, Hodenfield K, Maggs D, Bourgeois T yBramlett K: “The Application and Accuracy of GeologicalInformation From a Logging-While-Drilling Density Tool,”Transactions of the SPWLA 39th Annual LoggingSymposium, Keystone, Colorado, EUA, Mayo 26-29,1998,artículo L.Bourgeois TJ, Bramlett K, Craig P, Cannon D, HodenfieldK, Lovell J, Harkins R y Pigram I: “Pushing the Limits ofFormation Evaluation While Drilling,” Oilfield Review 10,no. 4 (Invierno de 1998): 29-39.

13. Bourgeois et al, referencia 12.14. Maeso C, Sudakiewicz N y Leighton P: “Formation

Evaluation From Logging-While-Drilling Data in a 6.5 InchHorizontal Well—A North Sea Case Study,” Transactionsof the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo,Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo K.

Invierno de 2001 69

tar la tasa máxima de barrido de una vez cada 10segundos, a una vez cada 5 segundos. El proce-samiento en el fondo del pozo, introducido conmediciones RAB, permite cálculos en tiempo realde buzamiento estructural. La tecnologíaGeoVISION ahora incluye la transmisión y visua-lización de imágenes de cobertura total y entiempo real de resistividad azimutal de 56 secto-res (izquierda).

Cuando existe suficiente contraste de densi-dad, la heterogeneidad de la formación, losestratos delgados y las características estrati-gráficas a gran escala se pueden identificar enlas imágenes del registro de densidad, así comoen imágenes de resistividad GeoVISION demayor resolución.

El procesamiento convencional y el análisisde imágenes, que incluye la normalización y lastécnicas de extracción de buzamientos, se apli-can a las imágenes de resistividad y densidadLWD. Las imágenes GeoVISION tienen la resolu-ción LWD más alta; sin embargo, ésta continúasiendo más baja que la resolución del generadorde Imágenes Microeléctricas de Cobertura TotalFMI operado a cable por un factor de cinco(arriba). Las imágenes LWD pueden obtenersesólo durante la rotación de la columna de perfo-ración.

La calidad de la imagen se ve afectada por unnúmero de factores que deben considerarsedurante la interpretación de la imagen.

>Presentación de registros GeoVISION en tiempo real para un pozo horizontal de almacenamiento degas de RWE-DEA en Alemania. El Carril 1 muestra la deriva y el azimut del hueco—diagrama de flechas(tadpole)—y el registro de rayos gamma azimutal (lado superior del hueco, rojo y lado inferior delhueco, verde). El Carril 2 contiene buzamientos aparentes (triángulos, lado derecho) y verdaderos (círculos, lado izquierdo) computados en tiempo real. El Carril 3 presenta las curvas de resistividadGeoVISION: anular (negro), barrena (rojo) y botón de lectura profunda del lado superior (morado, líneade puntos) y el lado inferior (morada, línea de rayas) del hueco. El Carril 4 contiene la imagen generadaen 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 intervalodonde no se generó imagen, debido a que no hubo rotación de la herramienta.

Resolución de las imágenes, tamaño relativo de los pixeles

Escala:una pulgada

VISION GeoVISION UBI FMI

> Comparación del tamaño relativo del pixel delperfilaje durante la perforación (LWD) y de lasherramientas de generación de imágenes operadasa cable (WL) en un agujero de 6 pulgadas. Cadapixel representa la resolución en términos del áreade la pared del agujero. Clave: densidad-neutrónazimutal VISION (LWD), 16 sectores; GeoVISION(LWD), 56 sectores; generación de Imágenes Ultra-sónicas UBI (WL); generador de Imágenes Microe-léctricas de Cobertura Total FMI (WL).

Rayos gammaRAB,

tiempo real,superior

API

N

S

EO

Rayos gammaRAB,

tiempo real,inferior

API

Azimut del buzamiento

Buzamientoverdadero: capahacia el norte,

grados

X025

3050

50 150

50 -10 90150

Deriva grados

Azimutdel hueco

del viaje 1Azimut

0 100

Azimut del buzamiento

Resistividad de anillo

2 200

Botón de lectura profunda, superior

2 200

Buzamientoaparente: capahacia el tope

del pozo,grados

0 100

Botón de lectura profunda, inferior

2 ohm-m

ohm-m

ohm-m

200

Resistividad frente a la barrena Conductivo

RU B L U

Resistivo2 ohm-m 200

El primero es la ubicación relativa de los senso-res usados para generar las imágenes. Las imá-genes de resistividad se generan a partir de losdatos obtenidos con sensores ubicados cercanosa la barrena, mientras que las imágenes delregistro de densidad se generan por sensorescolocados entre 60 y 130 pies [18 y 40 m] detrásde la barrena. Las características que se mani-fiestan en las imágenes del registro de densidadpero que no se detectan en las imágenes deresistividad pueden ser inducidas por la perfora-ción, y señalan la necesidad de hacer correccio-nes en el proceso de perforación. El segundofactor, la discriminación de característicasestructurales y estratigráficas en las imágenesdel registro de densidad requiere un contraste dedensidad mayor a 0.1 g/cm3. Tercero, la forma yel tamaño del hueco y la posición del BHA dentrodel agujero pueden impedir que los sensoreshagan contacto con la pared del hueco, lo queresulta en una imagen de menor calidad. Cuarto,la resolución de las imágenes se daña cuando lavelocidad de rotación es baja (menos de 30 rpm)o la velocidad de penetración es alta (mayor a200 pies/hr [61 m/hr]) ya que afecta el número dedatos por pie adquiridos.

Geonavegación para producir másDefinir la estructura geológica durante la perfora-ción es con frecuencia vital para un procesoexacto de geonavegación. Los buzamientos es-tructurales calculados en tiempo real o tiemporeal "apropiado"—utilizando imágenes creadascon los datos almacenados en memoria durantelos viajes (carreras) de la barrena—a partir de lossistemas VISION, son utilizados para actualizar elsistema de simulación (modelado) INFORM. Estoreduce la incertidumbre en el modelo estructuraly ayuda a mejorar la interpretación. Los resulta-dos son una perforación más eficiente y un costomenor para alcanzar el objetivo deseado, o parapermanecer dentro de la zona productiva. Lasinterpretaciones detalladas del buzamiento quese realizan después de la perforación y que utili-zan imágenes del registro de densidad y resistivi-dad, son útiles para actualizar mapas geológicosy planear trayectorias de pozos futuros. La deter-minación del buzamiento a partir de las imágenes

70 Oilfield Review

0U R B L U

XX40

XX45

XX50

Buzamiento, grados

0 90U R B L U

Buzamiento, grados

90

> Los buzamientos GeoVISION seleccionados manualmente (izquierda) concuer-dan con los buzamientos determinados en forma automática (derecha).

XX30

Buzamiento, grados

0 90

Buzamiento, grados

0 90

XX40

XX50

XX60

XX70

XX80

U R BVISION FMI

L U

> Comparación de la imagen de resistividad LWD GeoVISION (izquierda) con laimagen de la herramienta FMI operada a cable (derecha). Aunque la resoluciónde la imagen LWD es considerablemente menor que la de su par operada a cable,las características geológicas primarias pueden observarse con facilidad y pue-den utilizarse para determinar buzamientos estratigráficos y estructurales. Lacomparación de buzamientos seleccionados manualmente (izquierda) con la ima-gen y los buzamientos del FMI (derecha) muestra una excelente concordancia.

15. Ford G, Hartner J, Grether B, Waters D y Cryer J: “DipInterpretation from Resistivity at Bit Images (RAB) Provides a New and Efficient Method for Evalu-ating Structurally Complex Areas in the Cook Inlet,Alaska,” artículo de la SPE 54611, presentado en laConferencia Anual de la Región del Oeste de la SPE,Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.

16. Rosthal RA, Bornemann ET, Ezell JR y Schwalbach JR:“Real-Time Formation Dip From a Logging-While-DrillingTool,” artículo de la SPE 38647, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

Invierno de 2001 71

del registro de densidad es similar al proceso uti-lizado por la interpretación tradicional de losregistros de microresistividad.

La compleja geología de Cook Inlet, Alaska,EUA, presenta muchos retos técnicos para laperforación y la evaluación. Los objetivos inclu-yen estructuras anticlinales compactas con buza-miento empinado. Para tener éxito en laperforación y terminación de pozos, se requiereobtener buzamientos estructurales y estratigráfi-cos precisos, a los efectos de actualizar los mo-delos sísmicos previos a la perforación y podergeonavegar los pozos para su colocación óptima.En un pozo reciente, el Anadarko PetroleumCorporation Lone Creek No. 1, se obtuvieronbuzamientos del FMI operado a cable en la partesuperior del pozo; sin embargo, las dificultades

presentadas durante la perforación impidieron laadquisición del registro FMI en la porción inferiory en el yacimiento. Se efectúo entonces unacarrera con un conjunto de fondo LWD para obte-ner datos después de la perforación y generarimágenes GeoVISION en una zona perfilada ante-riormente con la herramienta FMI. La compara-ción de buzamientos derivados de las imágenesLWD y del FMI en la zona que contaba con ambosregistros, demostró que las imágenes GeoVISIONpodrían proporcionar mediciones de buzamientode calidad suficiente para la geonavegación depozos (página anterior, arriba). A medida queavanzaba la perforación, aparecieron buzamien-tos más empinados y una geometría de plega-miento más compacta que la prevista haciendouso de los datos previos a la perforación, y los

buzamientos GeoVISION permitieron que el pozofuese dirigido hacia la cresta anticlinal para pro-bar adecuadamente la estructura.15

Los buzamientos derivados de las imágenesse pueden obtener en tiempo real o pueden selec-cionarse manualmente de imágenes almacenadasen memoria durante los viajes de barrena (páginaanterior, abajo). Contrariamente al proceso con-vencional del medidor de buzamiento, que es másexacto cuando los planos de estratificación soncasi perpendiculares al hueco, los buzamientosdeterminados en tiempo real son más exactoscuando los planos de estratificación son casiparalelos al agujero.16 Para resolver cuantitativa-mente capas muy delgadas—menos de 6 pulga-das [15 cm]—mediante mediciones de densidadcon el sistema VISION, las capas deberán tenerun espesor aparente suficiente frente a buza-mientos empinados para lograr la resolución delos mismos. Por ejemplo, una capa de 1 pulgada[2.5 cm] cuyo buzamiento aparente es de 85°,tiene un espesor aparente de 1 pie [30 cm]. Losbuzamientos seleccionados manualmente con laayuda de una estación de trabajo, contribuyen aeliminar buzamientos de baja calidad y a suple-mentar los intervalos en los que no se calculan losbuzamientos automatizados, en consecuenciaenfatizan tendencias sutiles que de otra formapodrían ocultarse (izquierda).

En el oriente de Venezuela, un operador estáutilizando tramos laterales de drenaje para desa-rrollar la Faja, un yacimiento de petróleo pesadode baja profundidad. El yacimiento comprende a-renas apiladas, de alta permeabilidad, no consoli-dadas, que normalmente tienen entre 20 y 40 pies[6 y 12 m] de espesor. Estas arenas apiladas decanal son cuerpos arenosos discontinuos sepa-rados por laminaciones de limolita (limosas, ce-nagosas, fangosas), creando un ambientecomplejo que presenta retos para la perforaciónlateral y la colocación óptima del pozo. Las me-diciones azimutales de la herramienta GeoVISIONse utilizan para diferenciar entre las laminacionesde limolita no productivas, las arenas productivashomogéneas y los bordes del yacimiento de lodoendurecido (fangolita, lutolita). Estas medicionestambién proporcionan la orientación relativa deestas características geológicas con respecto a latrayectoria del pozo, permitiendo que se reconoz-can características estratigráficas y que se estu-die su influencia en la producción.

Se perforaron varios tramos laterales, cuyalongitud promedio era de 4000 pies [1220 m], par-tiendo de pozos estratigráficos verticales. Se uti-lizaron datos sísmicos tridimensionales (3D) parapredecir la posición más probable de las arenas

> Revelación de tendencias sutiles. La tendencia estructural es difícil de observar enlos buzamientos del sistema GeoVISION, generados en tiempo real (derecha); sinembargo, se puede visualizar con facilidad en los datos seleccionados manualmente(izquierda). Las imágenes en tiempo real hubiesen mejorado muchísimo este pro-grama de perforación pero no se encontraban disponibles en ese momento.

X100

X200

X300

X400

X500

X600

X700

X800

0 Buzamiento, gradosBuzamiento, grados 90 0 90

de canal lejos de los pozos verticales. Los estu-dios de yacimiento indican que la resistividad delas mejores arenas productivas excede 500 ohm-m, mientras que la resistividad de las limolitasestratificadas no productivas generalmente esmenor a 50 ohm-m. El éxito del pozo se mide uti-lizando la fracción de la profundidad total medidacon el mayor rango de resistividad. Hoy en día, unpromedio de más del 75% de las secciones perfo-radas se encuentra dentro de la arena productiva.

Las mediciones y las imágenes provenientesde un pozo vecino demuestran la forma en que las

mediciones azimutales pueden utilizarse para unadecuado emplazamiento del pozo (arriba). La se-paración entre las resistividades azimutales y lasobtenidas frente a la barrena muestran al agujero,primero aproximándose a la capa de baja resisti-vidad que se encuentra a lo largo de la parte supe-rior del hueco y posteriormente alejándose de lamisma. Esto se puede ver con mayor facilidad enla imagen de resistividad. La capa de baja resisti-vidad, indicada por el color oscuro a lo largo de loslados izquierdo y derecho del hueco, representa laparte superior del mismo. La resistividad incre-

menta de 3530 a 3560 pies, lo cual indica que elpozo va en la dirección correcta, tendiendo a reco-brar su posición en la arena de alta resistividad.

Una vista en 3D de la misma imagen azimutalpresenta el hueco con respecto a la geología local(abajo). Se muestra un intervalo de 50 pies [15 m]medidos para el agujero con diámetro de 81⁄2 pul-gadas. Los bordes litológicos, indicados mediantelas líneas verdes, se utilizan para calcular el buza-miento verdadero de las capas. Esta representa-ción muestra el pozo desplazándose hacia arribaa través de una zona de transición, desde la arena

72 Oilfield Review

3500 pies 2550 pies

> Vista tridimensional de una imagen GeoVISION. Esta presentación muestra el hueco aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lolargo de la parte superior del pozo. El hueco tiene 81⁄2 pulgadas de diámetro, y el intervalo de profundidad medida que se muestra se extiende de 3500 pies(izquierda) a 2550 (derecha). Las líneas verdes representan los bordes litológi-cos y han sido trazadas para calcular el buzamiento verdadero de la formación.

TVD

RPM

ROP5pies/hr2000 0

80

grados0 360 ohm-m0.2 2000

ciclos/segundo

Resistividad profunda GeoVISIONEscala horizontal: 1:13

Orientación del tope del hueco Escala lineal

Curva marcadora del norte GeoVISIONohm-m

Imagen profunda

0.0

1.0

2.0

3.0

8.0

4.0

5.0

6.0

7.0

13.0

14.0

12.0

11.0

10.09.0

Lectura profunda GeoVISION (arriba)

Lectura profunda GeoVISION (abajo)

Alta resolución, inferior

Baja resolución, superior

2060 2030piesDEVI

gradosHAZI

grados

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

1:200pies

GR superiorAPI0 100

API0 100GR inferior

superior

inferior

3500

3550

91.1215/270.306

89.9046/270.98

Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISIONmuestran el hueco aproximándose a una capa de bajaresistividad ubicada a lo largo de la parte superior delhueco y luego apartándose de la misma. El Carril 1 contieneel registro de rayos gamma azimutales (morado sólido, ladosuperior; línea verde de rayas, lado inferior) y el Carril deprofundidad (profundidad medida, MD, pies). El Carril 2muestra la velocidad de penetración (línea negra de rayas),velocidad de rotación (rosado), TVD (línea morada derayas), y la anotación que indica inclinación y azimut. ElCarril 3 es la imagen de resistividad del botón de lecturaprofunda normalizada; los colores más brillantes indicanmayor resistividad. El fondo del agujero se observa en elcentro de la imagen y la parte superior del agujero en losdos extremos. El Carril 4 muestra la resistividad azimutal(línea azul de rayas, parte superior; negro sólido, parte infe-rior) y la resistividad frente a la barrena (línea negra derayas). El sombreado en color entre las curvas indica ladirección de la arena de interés: amarillo, cuando las medi-ciones indican que la arena está debajo de la herramienta,y verde, cuando la arena está por encima de la misma.Aquí, el sombreado amarillo indica que se necesita perderángulo para que la trayectoria del hueco se oriente hacia laarena productiva de mayor resistividad.

>

Invierno de 2001 73

de alta resistividad (colores claros en el fondo delhueco, a la izquierda) hacia una capa sin rocareservorio de baja resistividad (colores oscuros enla parte superior del pozo a la derecha).

En este caso, el utilizar sólo mediciones con-vencionales no-azimutales podría haber arrojadouna interpretación incorrecta. Si la medición deresistividad omnidireccional frente a la barrena seusa para geonavegar, la lectura de 40 ohm-mentre 3545 pies y 3560 pies sugiere que el pozo seencuentra en una capa de limolita de baja resisti-vidad, improductiva. En cambio, los datos azimu-

tales, particularmente en la imagen orientadaestructuralmente, indican que solamente se hanpenetrado unas cuantas pulgadas en la capa debaja resistividad.17 Las mediciones azimutalescombinadas con el buzamiento real proporcionanla interpretación correcta.

La información geológica derivada de las imá-genes del agujero puede influir en las decisionesen tiempo real para optimizar el emplazamiento yla terminación del pozo. Al principio, se previó queun pozo subhorizontal de producción del Mar delNorte penetraría dos secciones del yacimiento

dentro de bloques de fallas separados con incli-nación oeste a noroeste. Los buzamientos estruc-turales seleccionados manualmente en imágenesgeneradas a partir de datos de densidad VISION,confirmaron que la estructura real era bastantediferente y más compleja (arriba). De hecho, la tra-yectoria del pozo cruzaba dos zonas de fallasorientadas aproximadamente de NE a SO. Estasfallas definían tres bloques de fallas que conte-nían tres secciones distintas del yacimiento. La

UC

D

E

H

Zona de arrastrede la falla de30 a 40 pies

Discordancia angularincierta en la base B

UC al tope de H

Fallas

Bajo

Alto

Imagen VISION estática

RHOB

1.95

2.95

Profundidad medida, pies

0GR

300

UC

X550 pies

X950 piesIn

terp

reta

ción

Buza

mie

ntos

de

imág

enes

ADN

Mag

nitu

d de

l bu

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o ve

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ero

grad

os0

1.95

2.95

1000

-130

0 pi

esBu

zam

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ente

men

ores

en

la zo

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¿Lím

ites

de la

falla

?

90

Fact

or d

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Inte

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TVD

vs M

D

0.45

-0.1

5TN

P

Profundidad medida, pies

Estratigrafía A B C D E ED F G H B D E F G H

Imagen dedensidadVISION

XX80

0

GR0

300

X100

0

X120

0

X140

0

X160

0

X180

0

X200

0

X220

0

X240

0

X260

0

X280

0

X300

0

Discordancia de bajoángulo en la base B

F

Buzamientos de imágenes

VISION Magnitud

del buzamientoverdadero

Fact

or d

eco

nfid

enci

a

grad

os0

90Al

toBa

jo

TNP

0.46

-0.1

6

10 piesX1450

Tope

del

yacim

ient

o u

nida

d E

Aren

a re

serv

orio

de

baja

den

sidad

Buzamiento estructural ? 13° a 35° / 330° NNO 15° / 331° NNO 13° / 332° NNO

UC al tope de H

¿176

5-18

10 p

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Estra

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zona

H

CarbónLo

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)de

alta

dens

idad

> Interpretación geológica estructural para un pozo de producción situado en el Mar del Norte;interpretación basada en datos azimutales, imágenes y buzamientos derivados de los registrosVISION (arriba). El Carril 1 contiene la columna estratigráfica. El Carril 2 muestra una represen-tación gráfica de la estratigrafía utilizando el registro de rayos gamma (GR) e imágenes delregistro de densidad. También se muestran datos de resistividad (P34H, Carril 3), datos de den-sidad y porosidad (TNPH, ROBB, Carril 4). La magnitud y el azimut del buzamiento derivados delas imágenes del registro de densidad se presentan en los Carriles 5 y 6. La interpretación geo-lógica basada en estos datos se presenta en los Carriles 7 y 8. La gráfica inferior presenta elregistro de rayos gamma, la imagen del registro de densidad, los buzamientos medidos, la den-sidad y la porosidad neutrón para un intervalo expandido.

17. Rasmus et al, referencia 4.

posición estructural dominante de este yacimientoes de 13 a 35° NNO. El arrastre de la estratifica-ción y las zonas dañadas por la falla, adyacentes ala misma afectaban los intervalos del yacimiento.Se observa una discordancia de bajo ángulo en labase del marcador estratigráfico B.

La información de buzamiento se integró con otras mediciones petrofísicas LWD y los bordes su-periores de la formación fueron correlacionadoscon pozos cercanos. La sección geológica transver-sal resultante contenía más detalles y mayor con-fiabilidad que la información sísmica combinadasolamente con los topes en los pozos, y proporcio-nó una excelente representación del yacimiento.Las imágenes del registro de densidad VISIONconfirmaron tres yacimientos separados, en vez dedos como se había pronosticado inicialmente.

El modelado y la planeación realizados conanterioridad al trabajo, reducen la incertidumbrede la perforación mediante la evaluación de larespuesta esperada de los sensores LWD. Los

datos azimutales e imágenes VISION permitenque los modelos petrofísicos y estructurales delyacimiento, anteriores a la perforación seanactualizados en tiempo real durante la perfora-ción. La interpretación en tiempo real, en base alos cambios observados en el yacimiento, permiteiniciar acciones correctivas de geonavegaciónpara ajustar la trayectoria del agujero, a fin delograr un emplazamiento óptimo del pozo y unamayor productividad del mismo.

En un pozo de desarrollo de gas situado en laregión sur del Mar del Norte, la geonavegación,basada en un modelo de predicción en tiemporeal, redujo con éxito la incertidumbre en el posi-cionamiento del pozo.18 Las principales preocupa-ciones respecto a la perforación de este pozohorizontal se relacionaban con la inseguridad enel alivio estructural, el relativamente delgadoyacimiento, 70 pies [21 m], y las característicaspetrofísicas indistintas de la unidad del yaci-miento. Estas condiciones podrían llevar a una

posición incierta del hueco en el yacimiento y, porlo tanto, incrementar el riesgo de perforar fuerade la parte superior o inferior del yacimiento en lasección horizontal de 2500 pies [762 m]. El pozoquedó emplazado dentro de 6 pulgadas verticalesrespecto del horizonte deseado. Después de per-forar 1500 pies [457 m] de la sección horizontal,el deslizamiento se hizo difícil, y se hizo un viajede barrena para bajar un conjunto de fondo deperforación rotativa. En ese momento, la incerti-dumbre en la posición de la barrena tambiénhabía aumentado, y se generaron muchos posi-bles escenarios estructurales con el software demodelado INFORM durante la pasada de labarrena (arriba y página siguiente).

74 Oilfield Review

18. Bristow JF: “Real-Time Formation Evaluation for OptimalDecision Making While Drilling—Examples From theSouthern North Sea,” Transactions of the SPWLA 41stAnnual Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 5-7, 2000, artículo L.

> Correlación de la pantalla GeoSteering. En el Escenario 1, las formaciones del yacimiento se incli-nan –2.7°, y la trayectoria del pozo está debajo del yacimiento y se dirige hacia rocas carboníferas.

Invierno de 2001 75

En el modelo para el Escenario 2, el buza-miento del yacimiento es de 0.75° y el pozo seaproxima a la parte superior del yacimiento.

En el modelo para el Escenario 3, el buza-miento de la formación es de –1°, con el pozoprácticamente paralelo a la estratificación. Unavariación en buzamiento tan pequeña como de3.5°, entre los Modelos 2 y 3 podría haber oca-sionado que el pozo se saliera del yacimiento.

>

>

Durante este mismo viaje de barrena, lasimágenes del registro de densidad se generarona partir de datos almacenados en memoria, y lainterpretación del buzamiento fue realizada porel equipo de evaluación de activos que desarro-lla sus tareas en las oficinas (izquierda).

La información de buzamiento derivada delas imágenes, estableció el modelo estructuralcorrecto y le proporcionó al operador una inter-pretación inequívoca de la posición relativa delpozo en la formación antes de reanudar la perfo-ración. Una vez que se conoció la posición, setomó la decisión de dirigir el pozo hacia abajopara penetrar la parte inferior del yacimiento yasegurar el drenaje desde estas capas inferiores(próxima página).

Las imágenes del registro de densidad tam-bién arrojaron información importante relativa alas facies. El yacimiento es predominantementeuna secuencia fluvial que contiene facies defrente de duna y superficie de deslizamiento dedunas. Las facies de superficie de deslizamientode dunas, caracterizadas por buzamientos de 20a 30°, evidentes entre 4275 y 4350 pies, gene-ralmente proporcionan la mejor permeabilidad.El buzamiento en dirección sudoeste indica unadirección de paleotransporte que concuerda conotros datos del campo.

Perforación eficiente mediantesoluciones integradasLos procesos mecánicos de perforación en elfondo del pozo son demasiado complejos parapoder caracterizarlos mediante una simple medi-ción. La experiencia demuestra que al combinarlas mediciones de fondo se logra una sinergiaque permite entender mejor la forma en la cualel proceso de perforación puede afectar el agu-jero e influir en las mediciones LWD.

76 Oilfield Review

3850

3900

Paralelo al estrato

3950

4000

4050

4100

4150

4200

Secuenciaascendente

NeutrónDensidad

ResistividadesVISION

GR

U R B L UProf, pies

4300

4250

4350

4400

4450

4500

4550

4600

4650

Paralelo al estrato

Secuenciaascendente

Neutrón

ResistividadesVISION

GR

Alto buzamiento

Superficie dedeslizamiento

de la duna

Densidad

> Presentación VISION utilizada para localizar la posición de la barrena en el yacimiento durante unviaje de barrena. El Carril 1 contiene la imagen del registro de densidad con el buzamiento interpretadosuperpuesto (sinusoides en verde). El Carril 2 contiene la interpretación del buzamiento. El Carril 3 con-tiene los datos de rayos gamma (verde), densidad promedio (negro) y neutrón (raya punteada). El Carril4 contiene las curvas de resistividad. El buzamiento estructural es 1° al sudeste a 3850 pies, y la direc-ción del agujero es de 89 a 90° hacia el este.

Invierno de 2001 77

Las imágenes LWD del agujero, especial-mente las imágenes de resistividad de mayor re-solución, proporcionan un medio para evaluardirectamente las facies geológicas en el fondo delpozo, fallas estructurales y fallas del agujero, ta-les como fracturas y rupturas. La adición de imá-genes en tiempo real a los datos convencionalesLWD puede alterar dramáticamente y en formaimportante la interpretación del registro y ayudara seleccionar las mejores operaciones correctivaspara optimizar las operaciones de perforación.

El proceso de perforación hace que el huecosufra cambios con el tiempo. Los cambios induci-dos por la perforación van desde la invasión de laformación hasta fallas mecánicas de la pared delhueco, tales como fracturas y derrumbes. Durantela perforación, es importante distinguir las carac-terísticas naturales de aquellas inducidas por elproceso de perforación, para así poder modificar elprograma de perforación, minimizar su impacto yasegurar la evaluación petrofísica exacta. Las imá-genes del agujero son esenciales para diagnos-ticar los cambios provocados por la perforación.

Al usar únicamente datos convencionalesLWD, o una sola carrera de perfilaje, estos cam-bios pueden pasar inadvertidos. Los datos obte-nidos con la técnica de lapsos de tiempo(time-lapse data), registrados durante la perfora-ción o durante maniobras de limpieza, son parti-cularmente importantes para monitorear losprocesos dinámicos que influyen en el agujero.

En muchos ambientes de arenas y lutitas, laseparación entre las curvas de resistividad delectura profunda y somera ocurre debido a lainvasión conductiva y es una indicación de que la

> Pantalla GeoSteering. El modelo de correlación muestra el modelo estructural final basado en buza-mientos derivados de la imagen del registro de densidad. La imagen del registro de densidad anteriorse muestra en su posición relativa a lo largo de la trayectoria del pozo.

formación es permeable. Sin embargo, la sepa-ración entre las curvas también puede resultarde la anisotropía de resistividad con un buza-miento de la formación elevado, de la proximi-dad de vetas compactas, de variaciones depermeabilidad en yacimientos de carbonato, o defractura de la formación por lodo pesado o poruna elevada densidad de circulación equivalente(ECD, por sus siglas en Inglés). En el último caso,la separación entre las curvas puede servir comoindicio prematuro de que un problema no antici-pado está ocurriendo en el yacimiento (arriba).

La herramienta GeoVISION utiliza tres senso-res de botón para proporcionar mediciones deresistividad azimutal con diferentes profundida-des de investigación. Estos datos se utilizan nor-malmente para el análisis de invasión en laevaluación de formaciones. Sin embargo, lasimágenes del agujero generadas para cada pro-fundidad de investigación pueden proporcionarinformación adicional relativa a la influencia dela perforación en el agujero, y sobre medicionespetrofísicas (izquierda). En este caso, la resistivi-dad de lectura somera se ve sumamente afec-tada por el lodo conductor que llena los poros

78 Oilfield Review

X750

Prof

undi

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ida,

pie

s

X850

U BR L U

Somera

Media

Profunda

> Imágenes GeoVISION generadas a partir de datos de resistividadde los botones de lectura somera (Carril 1), media (Carril 2) y pro-funda (Carril 3) de 56 sectores. Las rupturas del agujero (coloroscuro) observadas en la imagen de profundidad somera (Carril 1)parecen desaparecer gradualmente en las imágenes de las lecturasmedia y profunda. Las características poco profundas cercanas alagujero, como éstas, ocurren más comúnmente debido a la perfora-ción que de forma natural.

X080

X090

X100

X110

X120

R B L R B 2 ohm-m 200

Imagen de perforaciónMD1:140 pies

Imagen de viaje de limpieza Superposición de resistividades

LU UUU

> Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo (time-lapse data), registrados con la herra-mienta GeoVISION ilustran cómo la invasión y el incremento de rupturas del agujero con el tiempo afectanlas mediciones de resistividad LWD (derecha). Las imágenes del viaje de limpieza fueron obtenidas dosdías después de la pasada de perforación. La separación entre las curvas de resistividad ocurre en dosintervalos—entre X080 y X090 pies, y entre X100 y X110 pies—donde las imágenes muestran invasión conductiva.

Invierno de 2001 79

cercanos a la pared del agujero. A diferencia delas características naturales, es posible queparezca que las características inducidas por laperforación desaparecen con el aumento de laprofundidad de investigación.

Identificar zonas como permeables errónea-mente o pasar por alto las vetas compactas pue-den llevar a predicciones excesivamenteoptimistas de productividad, mientras que noreconocer las rupturas de formación puede traercomo consecuencia costosas operaciones correc-tivas. La resistividad y las imágenes del registrode densidad generadas en tiempo real proporcio-nan información adicional, necesaria para hacerinterpretaciones correctas.

En este ejemplo, las rupturas del agujero lle-nas de lodo conductor causaron separación entrelas curvas de resistividad (arriba). La presión anu-

lar registrada en tiempo real proporciona informa-ción adicional que indica además si las rupturasson naturales o inducidas por la perforación.

Los datos de presión anular adquiridosdurante la perforación pueden ayudar a calibrarlos parámetros de tensión y de resistencia de laformación. La integración de las imágenes deresistividad con las mediciones APWD le permitea los geólogos e ingenieros estudiar los procesosdinámicos, tales como la acumulación de detritos(recortes) y la evolución de la condición geomecá-nica del agujero. Estos datos pueden ayudar a dis-tinguir no sólo los cambios causados por laperforación—junto con la profundidad, azimut yextensión de la falla—sino también el meca-nismo de falla del agujero. El reconocimiento delas fracturas causadas por la perforación y elentendimiento de su influencia en las mediciones

de perfilaje, mejora en gran medida la interpreta-ción geológica y petrofísica. Más aún, el diagnós-tico correcto es esencial para identificarproblemas y aplicar las acciones correctivas apro-piadas para optimizar la operación de perfora-ción. En muchos pozos de alcance extendido yhorizontales con margen estrecho entre la pre-sión intersticial y el gradiente de fractura, comoen pozos situados en aguas profundas, la inesta-bilidad del agujero es inevitable. En estos casos,la optimización de la perforación se centra en elmonitoreo y el manejo (minimización) de la ines-tabilidad mediante el control de la presión de cir-culación y del peso del lodo.

El reconocimiento de las fracturas inducidaspor la perforación en un pozo horizontal conducea reducir las velocidades de los viajes a fin deasegurar que las presiones de fluencia (limpieza,

Invasión

Rupturas

U R BImagen de resistividadResistividad somera

2 2000L U

Resistividad profunda

2 2000

Rayosgamma

X750

X800

> La separación entre las curvas de resistividad de lectura profunda (morado, Carril 2) ysomera (verde, Carril 2) que se observa en este pozo con desviación marcada, ocurresólo en los intervalos de arena y no en los de lutitas (GR, Carril 1), lo que implica una inva-sión conductiva normal. Las imágenes de la herramienta GeoVISION para este intervalo(Carril 3) indican otra cosa. La estratificación en la arena a X750 sugiere que esta separa-ción entre las curvas se debe a una invasión. Sin embargo, en las arenas más bajas, ellodo conductor que llena las rupturas aparentes es responsable de la separación entrelas curvas. La información azimutal proporcionada por la imagen muestra que las ruptu-ras se encuentran a lo largo de la parte superior e inferior del agujero. En un pozo hori-zontal, generalmente se supone que la densidad del cuadrante inferior es la más confia-ble. Sin embargo, las rupturas mostradas en estas imágenes indican que los datos dedensidad del lado inferior del agujero estarían afectados en forma adversa y no deberíanutilizarse. La disponibilidad de la imagen evitó una interpretación incorrecta.

suaveo, pistoneo) y de surgencia (oleada, oleaje)se mantengan en un mínimo, y que se utilicen losprocedimientos correctos de limpieza del agujeropara evitar una ruptura de formación que sepuede tornar inmanejable.

Un operador del Mar del Norte se encontrabaperforando un pozo horizontal en una caliza enbusca de fracturas naturales. En este caso, comoen muchos otros, para tener éxito en la perfora-ción es necesario que la presión ejercida por elfluido de perforación permanezca dentro de unaajustada ventana, determinada por el peso dellodo y definida por los límites de presión para ase-gurar la estabilidad del pozo: el límite superiorestá dado por el gradiente de fractura de la for-mación y el límite inferior es la presión intersticialde la formación (arriba). Al incrementar la profun-didad del lecho marino, se reduce el margen entreel peso de lodo requerido para balancear las pre-siones intersticiales de la formación a fin de evi-tar el colapso del pozo y el peso del lodo que daríacomo resultado la ruptura de la formación.

Las imágenes de resistividad GeoVISION ge-neradas en la parte horizontal del pozo muestranuna fractura vertical relativamente continua quese extiende por unos 1100 pies [335 m] (derecha).

80 Oilfield Review

X1900

X1950

X2000

Inte

rval

o de

110

0 pi

es

Prof

undi

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ida,

pie

s

X2050

X2100

L L LU R B L U R B

> Imágenes GeoVISION generadas en la sección horizontal. La imagendel botón de lectura profunda (izquierda) muestra una fractura verticalrelativamente continua que se extiende desde la parte superior a la infe-rior del hueco a lo largo de un intervalo de aproximadamente 1100 pies. Lafractura parece borrosa debido a que la escala de profundidad está com-primida. Un intervalo más corto, de unos 200 pies (derecha), muestra unacaracterística más pronunciada.

20

16

13 3/8

11 3/4

9 5/8

7 5/8

Gradiente de sobrecarga, lbm/gal10.00 17.00

Gradiente de presión intersticial derivada de la resistividad, lbm/gal10.00 17.00

ECD, lbm/gal10.00 17.00

Gradiente de presión intersticial derivada de datos sísmicos, lbm/gal10.00 17.00

Amago de surgencia(reventón)

Amago de surgencia(reventón)

Ventana de presión típica para unpozo situado en aguas profundas. Lapresión de sobrecarga (morado) deter-mina el gradiente de fractura y, enconsecuencia, el límite superior de laventana de presión. La presión intersti-cial estimada a partir de datos sísmi-cos antes de perforar (negro), define ellímite inferior de la ventana de presión.La cercanía de las dos curvas indicauna ventana de presión muy estrecha.La presión intersticial derivada de laresistividad se muestra en rojo. El per-fil del peso del lodo trazado como laECD derivada de las mediciones APWDse muestra en azul. EL programa deperforación fue exitoso ya que se per-maneció siempre dentro de la estrechaventana de presión. Sin embargo, ados profundidades donde el peso dellodo cayó por debajo del límite inferiorde presión, el pozo presentó amagosde surgencia (reventón).

>

Invierno de 2001 81

Normalmente, los datos de imágenes presen-tados en un registro son los datos registrados laprimera vez que el sensor pasa por una profundi-dad determinada. Sin embargo, para este ejem-plo, se encuentran también disponibles los datosadquiridos mediante la técnica de lapsos detiempo. Estos datos muestran cambios en funcióndel tiempo para el mismo intervalo (arriba). Elsensor de botón de lectura profunda se posicionóa 53 pies [16 m] detrás de la barrena. La curvagris sobrepuesta en la imagen muestra la profun-didad del sensor de botón de lectura profunda enfunción del tiempo. La curva verde es la ECD cal-culada a partir de la presión de fondo del pozo,medida en el espacio anular.

Durante las primeras 13⁄4 horas de este lapsode tiempo, el pozo fue perforado de X1933 pies aX2017 pies (línea blanca horizontal) y las imáge-nes se generaron entre X1880 y X1964 pies. Laimagen registrada durante la perforación seobtuvo dentro de la hora siguiente a la penetra-ción de la barrena en la formación, y muestra unafractura axial borrosa. Durante las siguientes seishoras, el BHA fue elevado y bajado en numerosasocasiones para limpiar los detritos. Alrededor de

ocho horas después, la perforación continuó, y segeneró la imagen durante la perforación del inter-valo que se había perforado siete horas antes(entre X1965 y X2017 pies). En esta última ima-gen se observó un cambio dramático; una ampliafractura inducida además de las fracturas natura-les, las cuales aparecen como sinusoides de bajoángulo. Esta diferencia se explica mediante elanálisis de los registros de perforación.

Los datos registrados y almacenados en me-moria entre las 13⁄4 y 8 horas, mientras se manio-braba la columna de perforación, se utilizaronpara generar la imagen del centro de la figura (B,arriba). Esta segunda imagen, muestra con clari-dad que una fractura fue agrandada rápidamentedespués de la perforación. Aunque la imagen cre-ada a partir de los datos adquiridos entre las 73⁄4y 83⁄4 horas fue generada mientras se perforaba,el intervalo del hueco entre X1964 y X2040 piesestuvo abierto seis horas más que los intervalossuperior e inferior de estas profundidades.

La presión anular de fondo del pozo se regis-tró durante un viaje de barrena y, a partir de dichamedición, se obtuvo la ECD. Hubo un marcadoaumento en la ECD durante la perforación del

intervalo superior. Durante el período que sehacían maniobras de la columna de perforaciónpara limpiar los recortes, la ECD variaba entre13.5 y 15.5 lbm/gal [1.62 y 1.86 g/cm3], y la lec-tura más alta ocurrió aproximadamente 11⁄2 horasdespués de que se detuvo la perforación. En esteintervalo, se presentaron severas pérdidas defluido cada vez que la tasa (gasto, caudal, rata) deflujo se incrementaba por encima de cierto nivel.

La remoción de detritos es un problemaimportante en la perforación de pozos horizonta-les. Sin embargo, en campos como éste donde ladiferencia entre la presión intersticial y la delgradiente de fractura es pequeña, las altas tasasde flujo y las presiones de surgencia que seobservaron durante las operaciones de limpiezadel agujero, dieron como resultado una ECD altay, finalmente, fracturas inducidas.

Sin la información de la ECD proporcionadapor las mediciones APWD, las interpretacionesbasadas únicamente en imágenes del agujeropudieron haber indicado la necesidad de incre-mentar el peso del lodo, para controlar las apa-rentes rupturas del agujero observadas en laimagen. Tal decisión hubiera sido incorrecta. La

15.5X1900

X1950

X2000

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15.0

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14.0

13.5

ECD,

lbm

/gal

A B

C

0 2 4Tiempo transcurrido, hr

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6 8 10

Sensor

Barrena

L U R B L

> Superposición de las imágenes de resistividad GeoVISION obtenidas mediante la técnica de lapsos detiempo (gris) y densidad de circulación equivalente (ECD, verde). A la izquierda se muestra la posición delos sensores GeoVISION respecto de la barrena. La primera imagen (A) fue generada mientras labarrena perforaba hasta los X2017 pies (línea blanca) y muestra una fractura axial borrosa: a tal profun-didad medida (TD), se maniobró el BHA durante 6 horas para limpiar los recortes. Una imagen generadaa partir de los datos adquiridos y almacenados en memoria durante este período (B) muestra una anchafractura inducida. Las imágenes del intervalo inferior (C), generadas después de que se finalizó la perfo-ración y aproximadamente 7 horas después de generar las primeras imágenes, muestran un cambio dra-mático en el agujero para el intervalo donde se maniobró el BHA, en comparación con el intervalo perfo-rado más abajo. Los picos en la curva de la ECD durante el período en que se maniobró la columna deperforación, demuestran que la falla observada en la ruptura aparente del agujero en (B) y (C) es, en rea-lidad, una falla inducida por una alta ECD.

adición del perfil de presión a distintos tiempos,proporcionó la evidencia (aumento de la ECD)que, de hecho, fue el propio proceso de perfora-ción el que indujo la falla del agujero.

Esta combinación de información le proporcio-na una guía a los ingenieros de perforación parasaber dónde, cuándo y cómo mejorar los procesospara evitar el daño del agujero. Las medicionesLWD muestran cómo los procesos geológicos, geo-físicos y de perforación se combinan para hacer lainterpretación correcta. La imagen GeoVISIONmuestra no sólo el ambiente geológico sino tam-bién las consecuencias del proceso de perforación.

Imágenes y geomecánicaEl estado de las tensiones (esfuerzos) alrededor delhueco influye directamente en la eficiencia de laperforación y en la estabilidad del hueco. Reconocerlas fallas e inestabilidad del agujero y entendercómo y por qué ocurren las fallas es vital para per-forar con éxito.19 El manejo apropiado de la estabili-dad del agujero minimiza el tiempo improductivo yes crítico para la optimización de la perforación.

Las fallas del agujero provienen de tensionesexistentes alrededor del mismo. Las tensiones delcampo lejano de la Tierra (horizontal máxima, hori-zontal mínima y vertical) se convierten en las ten-siones del hueco (radial, axial y tangencial) en lapared del agujero (izquierda).

Cuando estas tensiones exceden la resisten-cia de la formación, ocurren deformaciones irre-versibles por los esfuerzos de corte(cizallamiento) y los esfuerzos de tracción exis-tentes en la formación cercana al hueco. El peso

del lodo se usa para controlar las tensiones delagujero. La mayoría de las fuerzas geológicasque actúan en el agujero son compresivas y pro-ducen fallas por esfuerzos de corte. Otras fuerzasestructurales actúan para separar los granos deroca resultando en fallas por esfuerzos de trac-ción. Las fallas por esfuerzos de corte se inicianmediante dos tensiones ortogonales con distin-tas magnitudes, mientras que las fallas por trac-ción se inician con un solo esfuerzo de tracción.Los mecanismos de falla por esfuerzo de corte yde tracción pueden, y la mayoría de las veces lohacen, actuar independientemente. El entendi-miento de la relación entre las tensiones queafectan el agujero proporciona información sobrela resistencia de la formación; información quees especialmente importante para perforar agu-jeros horizontales y con marcada desviación.

Muchos mecanismos de falla tienen caracte-rísticas propias de fracturas que son aparentesen las imágenes del agujero, y cada mecanismode falla tiene un régimen de presión único depeso del lodo (o ECD) alto o bajo. Las imágenesGeoVISION junto con las mediciones APWD delsistema VISION, permiten identificar inmediata-mente en tiempo real los mecanismos potencia-les de falla, y advierten oportunamente acercade los problemas de estabilidad del agujero(arriba). Sobre la base del diagnóstico de eventosasociados, el ingeniero de perforación puedetomar las acciones correctivas pertinentes paramanejar la inestabilidad del agujero.

La aplicación de modelos geomecánicos queincorporan datos de imágenes y presión tiene un

82 Oilfield Review

Tensiónradial

Tensióntangencial(circunferencial)

Tensióntangencial(circunferencial)

Tensiónaxial

σh σH

σv

σt

σa

σr

> Relación entre las tensiones del campo lejanocon las tensiones del pozo. Para describir las ten-siones del campo lejano se utiliza un sistema decoordenadas cartesiano: una tensión es vertical,σv, y las dos tensiones ortogonales son horizonta-les. Si las magnitudes de las dos tensiones hori-zontales son diferentes, y usualmente lo son, sedenominan tensiones horizontales σh mínima, yσH máxima. La dirección de cualquiera de las ten-siones horizontales completa la descripción totalde las tensiones del campo lejano. En un pozovertical, las tensiones del pozo se describenmediante un sistema de coordenadas cilíndrico.Aquí, una tensión es radial σr, y las dos tensionesortogonales son axial σa, y tangencial σt. Ladirección de la tensión axial coincide con la deleje del agujero, mientras que la dirección de latensión tangencial sigue la circunferencia delpozo. La tensión tangencial también se llama ten-sión circunferencial debido a su geometría. Latensión radial se provoca por la presión del lodo yes controlada por el ingeniero de perforación.Las tensiones axial y tangencial son controladaspor las tensiones del campo lejano.

Falla al esfuerzo de corteBaja densidad del lodo

Falla a la tracciónAlta densidad del lodo

σH

σh

Dirección de las tensiones

U R B L UImpacto de la variación del peso del lodo en lasfallas causadas por esfuerzos de corte y de trac-ción. En un pozo vertical perforado en una cuencacon esfuerzos horizontales en desequilibrio, lasfallas causadas por esfuerzos de corte y de trac-ción se relacionan con las diferencias en el pesodel lodo circulante. La tensión horizontal máximaes aproximadamente 20% mayor que la tensiónhorizontal mínima. En la sección superior de laimagen GeoVISION se observan amplias rupturas(izquierda). Además, se observa una fractura ver-tical desplazada 90° respecto de la ruptura. En lasección inferior se detectan fracturas causadaspor esfuerzos de tracción. La variación del pesodel lodo de un valor estático de 9.5 lbm/gal a unvalor circulante de 12.5 lbm/gal, provocó fallastanto por esfuerzos de corte como de tracción.

19. Bratton T, Bornemann T, Li Q, Plumb D, Rasmus J yKrabbe H: “Logging-While-Drilling Images for Geome-chanical Geological and Petrophysical Interpretations,”Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Sympo-sium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo JJJ.

>

X500

X550

MD1:200pies

Imagen de densidad ADNEscala horizontal: 1:11

Orientación hacia el tope del agujeroHistograma ecualizado sobre el

intervalo seleccionado por el usuarioRHOB

g/cm3

R BOrientación de la imagen

L UU

Baja Alta

ROBU (densidad, lado superior)

g/cm3 2.951.95

ROBL (densidad, lado izquierdo)

g/cm3 2.951.95

ROBR (densidad, lado derecho)

g/cm3 2.951.95

ROBB (densidad, lado inferior)

g/cm3 2.951.95

GR CDR

API 1000

ARPM

ciclos/seg 010

Diámetro de la barrena

pulg 166

DCAL (calibre de densidad)

pulg 7.75-2.25

ROP

pies/hr 0600

ARPM Barrena

Limpieza

ciclos/seg 100

Rotación, profundidad de la barrena

Rotación, profundidad del ADN

Invierno de 2001 83

impacto directo e inmediato en la optimización dela perforación y la terminación de los pozos. Losresultados que provienen de estos modelos pue-den también brindar recomendaciones para estra-tegias correctivas que, de otra forma, no podríanser consideradas. La validación de los perfiles delestado de los esfuerzos y de la resistencia de laformación, permite utilizar los resultados delmodelo para la planeación de futuros pozos. Lacapacidad para distinguir entre las característicasnaturales y las propiedades de la formación, y loseventos inducidos por la perforación, mejora tantolas interpretaciones petrofísicas como las geológi-cas. El reconocimiento de las fracturas naturales,una fuente potencial de entrada de fluido, puedeser importante en el manejo del riesgo de la per-foración y de los eventos relativos a la seguridad.

Reconocimiento y prevenciónde problemasLa información obtenida a partir de las imágenesdel registro de densidad puede resultar en accio-nes correctivas para minimizar y prevenir el dañodel agujero. El agrandamiento del agujero puedesurgir del mismo proceso de perforación: dema-siado rápido; demasiado peso sobre la barrena, opresión circulante demasiado alta. La medicióndel registro de densidad VISION es extremada-mente sensible al claro (standoff, descentrali-zado, excentricidad) de la herramienta, el cualaumenta con el agrandamiento del agujero. Elclaro de la herramienta es fácil de reconocer enlas imágenes del registro de densidad: el coloroscuro indica alta densidad y buen contacto conel agujero, el color claro indica la presencia delodo de densidad más baja.

Un operador perforó a través de un yacimien-to masivo de arenisca pobremente consolidada.La imagen del registro de densidad muestra bajadensidad debido a la excentricidad de la herra-mienta (color claro) en los intervalos entre X480 yX512 pies, y entre X542 y X562 pies (derecha).

Las variaciones de densidad, tanto radial co-mo vertical, son el resultado del proceso de perfo-ración. Las características de baja densidadreflejan el agrandamiento del agujero que produ-ce el dispositivo de ajuste angular durante la rota-ción del BHA. Durante el deslizamiento delBHA—el agujero tiene un diámetro cercano al no-minal—la calidad de la imagen de densidad esbuena alrededor del intervalo completo del aguje-ro entre X512 y X542 pies, donde las cuatro curvasde densidad se superponen. Más aún, las va-riaciones de densidad dentro de los intervalos derotación del BHA se relacionan directamente conla velocidad de penetración. En estas areniscas

> Imagen de densidad de un pozo casi horizontal perforado en areniscas no consolidadas. El colormás oscuro representa mayor densidad. El color oscuro uniforme a través del intervalo que seextiende entre X512 y X542 pies en la imagen (Carril 2), indica un buen contacto con el agujero, yel calibre (Carril 4) muestra un agujero de diámetro nominal (in-gauge) en donde la columna deperforación se operaba en modo de deslizamiento con propósitos de geonavegación. El agranda-miento del agujero ocurrió cuando la columna de perforación se estaba operando en modo rota-tivo (Carril 4). Cuando el ROP era bajo (Carril 4), el agujero se agrandó aún más debido al efectoagresivo del fluido de perforación. Obsérvese que la curva de densidad del cuadrante inferior esde buena calidad a lo largo de gran parte de la sección, excepto desde X502 hasta X513 pies,donde el BHA sube por el lado derecho del agujero.

pobremente consolidadas, las velocidades de pe-netración lentas dan como resultado tasas altasde derrumbe del agujero desde X492 hasta X502pies. Estas imágenes indican que el incrementode la velocidad de penetración y la operación enmodo de deslizamiento mejoraría la calidad delagujero y la eficiencia de la perforación.

La información derivada de estas imágenestambién contribuyó a la interpretación petrofí-sica. En términos generales, la densidad del cua-drante inferior proporciona el mejor valor dedensidad en pozos con desviación marcada yhorizontales, debido a que el campo gravitacional

hace que los BHA descansen sobre la parte infe-rior del agujero. En ocasiones, la herramientapuede ascender por un lado del agujero, comocuando la herramienta VISION475 de diámetromás pequeño trabaja en modo de deslizamiento.En estos casos, la medición de densidad en elfondo puede no tener delta RHO más bajo, y ladensidad de otro cuadrante es más representa-tiva. Un ejemplo de este fenómeno ocurre en elintervalo entre X502 y X513 pies donde el BHAasciende por el lado derecho del agujero y ladensidad de la formación, medida sobre el ladoderecho del agujero es el mejor valor.

La densidad cíclica con frecuencia es unaseñal de un agujero en forma de espiral (derecha).Un pozo reciente en el Mar del Norte indica unagujero en espiral, forma que se desarrolló debidoal movimiento del BHA durante el primer viaje debarrena. Los ingenieros de perforación advirtieronel problema y, en el siguiente viaje de barrenaagregaron un estabilizador al BHA, posicionadocerca de la barrena. Esto evitó la generación delhueco en forma de espiral y dio como resultado unagujero cilíndrico uniforme. La imagen de losregistros de densidad que se muestra en la figura(derecha) fue generada a partir de los datos adqui-ridos y almacenados en la memoria durante elviaje de barrena, y las acciones de interpretacióny corrección fueron oportunas para perforar conéxito el siguiente intervalo. El reconocimiento enlas imágenes de las características inducidas porla perforación, permite correcciones en el procesode perforación que reducen los costos medianteun aumento en la eficiencia de perforación.

Generación de imágenes en tiempo realLos ejemplos presentados en este artículo, conexcepción de uno, muestran imágenes generadasa partir de datos almacenados en memoria en elfondo del pozo. La recuperación de los datosalmacenados en el fondo del pozo requiere laextracción del BHA durante, o entre los viajes debarrena. La interrupción de la perforación pararecuperación e interpretación de los datos puederesultar en un mayor tiempo de perforación y, porende, en pozos más costosos. Las técnicas decompresión de datos recientemente incorporadashacen posible la transmisión en tiempo real dedatos de densidad azimutal VISION y de imáge-nes de resistividad GeoVISION.

La resolución de las imágenes GeoVISIONgeneradas en tiempo real, equivale a la resolu-ción de las primeras imágenes registradas con laherramienta RAB. Una ventana de datos compri-midos consiste de 16 barridos de 10 segundos.Cada uno con barridos azimutales de 56 canales.Los datos son comprimidos 50 veces, tanto en ladimensión azimutal como en la del tiempo. Estaalta tasa de compresión significa que para latransmisión de datos de imágenes en tiempo real,

se requiere un ancho de banda relativamentebajo, aproximadamente 1.5 bits por segundos(bps). Esta cifra se ajusta bastante bien a lascapacidades de la herramienta PowerPulse deMWD, la cual logra una velocidad de transmisiónde datos a la superficie de 6 bps y, bajo condicio-nes favorables, puede alcanzar 12 bps. Estasvelocidades de transmisión de datos, combina-das con el preprocesamiento de datos VISION enel fondo del pozo, que incluye la compresión delos datos, significa que un operador puede obte-ner imágenes en tiempo real, además de otrosdatos que también se necesitan en tiempo realpara tomar decisiones de geonavegación.

En este artículo se ha mostrado la forma enque las mediciones azimutales en tiempo realpueden mejorar en gran medida la colocación delpozo y la eficiencia de la perforación; y en el pro-

ceso, reducir los costos de E&P. La informacióngeológica y de buzamientos estructurales deriva-dos de las imágenes del agujero ahorran muchodel trabajo de conjetura en la geonavegación, ypor lo tanto mejoran la tasa de éxito de los pozosde alcance extendido y horizontales. La informa-ción sobre la condición del agujero proporcio-nada por las imágenes generadas durante laperforación, permite el monitoreo de las opera-ciones de perforación en tiempo real. Las medi-ciones azimutales VISION son sólo un elementode la nueva generación de tecnología LWD queestá transformando la adquisición de registrosdurante la perforación en Adquisición deRegistros para la Perforación. La integración deestas imágenes con otras mediciones obtenidasen tiempo real proporciona un medio eficaz paramejorar la eficiencia de la perforación. —SP

84 Oilfield Review

Baja Altag/cm3

g/cm3

Densidad VISION

Escala horizontal 1:11Orientación hacia el

tope del agujeroHistograma ecualizado

Orientación de la imagenR B L UU

MD1:200 pies

API0 150

Rayos gamma Densidad de la formación, lado inferior (ROBB)g/cm3

Densidad de la formación, lado derecho (ROBR)g/cm3

Densidad de la formación, lado izquierdo (ROBL)g/cm3

Densidad de la formación, lado superior (ROBU)pies3/pies3

Porosidad neutrón (TPB)

11,050

12,000

12,050

Ejemplo de una imagen del registro de densidad VISION que mues-tra daño del agujero. Las características paralelas brillantes que seobservan entre 11,030 y 12,010 pies, representan la forma en espiral delagujero. La disponibilidad de esta información en tiempo real, puedeprovocar cambios en el BHA y evitar el daño posterior del agujero. Enel siguiente viaje de barrena, se agregó un estabilizador cercano a labarrena, y la imagen por debajo de 12,010 pies muestra claramente elcambio en la condición del agujero, de agujero en espiral a agujerocilíndrico uniforme. Véase el patrón cíclico de las curvas de densidadde cuadrante (ROBU, ROBL, ROBR, ROBB) y la curva de la porosidadneutrón (TNP) en el intervalo del agujero con forma de espiral.

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