Oilfield Review. Caracterización de la permeabilidad. Mejoras en la obtención de muestras de fluidos. Calentamiento global. Estimulación selectiva

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1 Oilfield Review Invierno de 2001/2002 Caracterización de la permeabilidad Mejoras en la obtención de muestras de fluidos Calentamiento global Estimulación selectiva

2 SMP-6096-S

3 Mejoramiento de nuestra comprensión acerca de la permeabilidad Con una producción comercial que se remonta a la década de 1870, la industria del petróleo y del gas ha permanecido en el negocio de la producción de hidrocarburos por más tiempo que cualquier otra industria. El hecho de pertenecer a una industria madura no significa que nos estemos estancando. Como se muestra en los artículos de este número de Oilfield Review, hemos avanzado continuamente en la tecnología, en la práctica y en la comprensión de los distintos temas. Sin embargo, algo permanece igual. El objetivo todavía consiste en producir hidrocarburos lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible, y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y para las personas. El conjunto de tecnologías desarrolladas para lograr esto es impresionante, pero su éxito depende de la manera en que comprendamos el carácter del yacimiento que contiene los hidrocarburos. La madurez de la industria en la que varios yacimientos de todo el mundo han quedado agotados ha motivado que la atención se fije en la importancia que tienen la variabilidad y la distribución de las propiedades dentro de los yacimientos. De hecho, hemos estado en una fase de madurez de la industria denominada caracterización de yacimientos por más de 10 años. Y ninguna propiedad de los yacimientos parece gozar más de los beneficios de una buena caracterización que la permeabilidad. La permeabilidad es la propiedad de un yacimiento que describe la manera en que un fluido fluye a través del medio poroso, y sabemos bastante acerca de esto. Es sabido que la permeabilidad está determinada por la cantidad y el tamaño de los poros dentro del yacimiento. El tamaño de los poros, a su vez, depende del tamaño de las partículas que forman el medio, la cantidad de carga en el medio y la cantidad de cemento añadido tras la deposición. Estas complejas dependencias pueden desafiar los esfuerzos por correlacionar la permeabilidad con otras propiedades tales como la porosidad. También sabemos que, mientras la permeabilidad se puede medir en el laboratorio, las maneras de medirla en el campo no son tan confiables. El análisis de pruebas de presión transitoria una tecnología madura y a menudo exitosa puede conducir a estimaciones que otros efectos pueden alterar fácilmente, uno de los cuales es la incertidumbre acerca del volumen de investigación. La permeabilidad también parece ser la más variable de las propiedades petrofísicas de un yacimiento. Son comunes las variaciones del orden de 1000 o más, entre el mínimo y el máximo. Todos los yacimientos parecen mostrar una significativa heterogeneidad en su permeabilidad, si bien algunas regiones dentro de un yacimiento pueden ser muy homogéneas. Hemos aprendido mucho acerca de la distribución de la permeabilidad durante el período de caracterización de yacimientos; gran parte de ello a partir de estudios de núcleos y afloramientos. Sabemos que la heterogeneidad de las calizas parece estar determinada por la deposición de material sólido, y la heterogeneidad de los carbonatos, por lo que les ocurrió tras la deposición. La heterogeneidad de las areniscas parece estar fuertemente correlacionada a nivel local. Este grado de correlación varía con las direcciones; la permeabilidad se correlaciona mucho más horizontalmente (lateral o paralela a los estratos geológicos) que verticalmente (perpendicular a los estratos). La heterogeneidad en los yacimientos carbonatados es sustancialmente mayor que en las areniscas. A nivel local se correlaciona mucho menos que en las areniscas, y las diferencias en la dirección de correlación (vertical versus horizontal) son menores que en las areniscas. Tanto los carbonatos como las areniscas pueden describirse por capas. Las areniscas se pueden agrupar en capas debido a la fuerte correlación horizontal que se observa en su deposición original. Si bien las alteraciones posteriores a la deposición tienden a destruir gran parte de la correlación local de los carbonatos, la parte remanente poco frecuente se correlaciona fuertemente y sigue conteniendo las texturas de su sedimentación. Estos comentarios se aplican principalmente a permeabilidades horizontales. Mucho menos es lo que se sabe acerca de las permeabilidades verticales. Disminuyen cuando se las promedia pero, más allá de eso, carecemos de conocimientos, principalmente debido a la dificultad de medir este parámetro en una escala significativa para un uso subsiguiente. Es bastante obvio que el éxito de un pozo horizontal depende directamente de cuán grande sea la permeabilidad vertical. Lo que es menos obvio es que la permeabilidad vertical parece jugar un papel importante en todas las predicciones de recuperación. El artículo "Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación," página 2, examina algunos de los problemas relacionados con la medición de la permeabilidad vertical. Siguen en pie varias preguntas acerca de la heterogeneidad de la permeabilidad. Por ejemplo, no entendemos porqué los efectos de post-deposición generan una permeabilidad aleatoria en yacimientos carbonatados. Tampoco entendemos la distinción entre los comportamientos de producción dominados por las fracturas y los comportamientos dominados por la estratigrafía. Es necesario avanzar en el trabajo de comprensión del promediado de la permeabilidad horizontal y vertical a escalas de medición progresivamente mayores. Los promedios horizontales tienden a aumentar con la escala; los promedios verticales tienden a disminuir con ella. Este problema está indudablemente relacionado con el tema de la distribución de la permeabilidad, el cual aún requiere una mayor comprensión. Larry W. Lake Departamento de Ingeniería del Petróleo y de Geosistemas Universidad de Texas Austin, Texas, EUA Larry W. Lake es profesor del Departamento de Ingeniería del Petróleo y de Geosistemas de la Universidad de Texas (UT, por sus siglas en inglés) en Austin. Posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad del Estado de Arizona en Tempe y un doctorado en la misma especialidad de la Universidad de Rice en Houston, Texas. Es un prolífico autor que ha enseñado en la Universidad de Texas durante 22 años. Previamente, trabajó para Shell Development Company en Houston. Ha formado parte de la Comisión Directiva de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés), así como de varios de sus comités. Además, ha sido un orador distinguido de la SPE.

4 Consejo editorial Terry Adams Azerbaijan International Operating Co., Bakú Antongiulio Alborghetti Agip S.p.A Milán, Italia Abdulla I. Al-Daalouj Saudi Aramco Udhailiyah, Arabia Saudita Syed A. Ali Chevron Petroleum Technology Co. Houston, Texas, EUA Editor ejecutivo Denny O Brien Editor consultor Lisa Stewart Editor senior Mark E. Teel Editores Gretchen M. Gillis Mark A. Andersen Matt Garber Colaboradores Rana Rottenberg Malcolm Brown Julian Singer Svend Aage Andersen Maersk Oil Kazakhstan GmBH Almaty, República de Kazakhstán George King BP Houston, Texas David Patrick Murphy Shell E&P Company Houston, Texas Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra Distribución David E. Bergt Diseño y producción Herring Design Mike Messinger Steve Freeman Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Oilfield Review se complace en anunciar la incorporación de Abdulla I. Al- Daalouj a su consejo editorial. El Sr. Al-Daalouj posee una lincenciatura en ingeniería en petróleos de la Universidad King Fahad de Petróleo y Minerales, Dhahran, Arabia Saudita. Ingresó en Saudi Aramco en 1982 y ha desarrollado su carrera en el sector de exploración y producción, predominantemente en operaciones de ingeniería en petróleos y de producción. Actualmente es el gerente del Departamento de Ingeniería de Producción para el Área Sur. Traducido y producido por LincED Int l, Inc. y LincED Argentina, S.A. mail@linced.com; Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Miriam Sitta Diagramación Diego Sánchez Pablo Rojas Revisión de la traducción Jesús Mendoza R. Departamento de Mercadotecnia México y América Central (MCA) Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas USA (1) Facsímile: (1) obrien@sugar-land.oilfield.slb.com Dirigir las consultas de distribución a: David E. Bergt (1) Facsímile: (1) dbergt@sugar-land.oilfield.slb.com

5 Schlumberger Oilfield Review Invierno de 2001/2002 Volumen 13 Número 3 2 Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación La permeabilidad controla el comportamiento de un yacimiento, pero es difícil de determinar y a menudo cambia radicalmente con la escala y la dirección. Los modernos probadores de formación operados a cable, equipados con empacadores y múltiples probetas, proporcionan datos de permeabilidad efectivos en materia de costos y que actualmente no pueden obtenerse de manera confiable mediante otras técnicas. Los estudios de casos muestran cómo los datos del probador operado a cable, interpretados con nuevos modelos, ahora pueden cuantificar los efectos de pequeñas zonas impermeables pero cruciales y de franjas de súper permeabilidad, así como determinar la permeabilidad vertical y horizontal en una escala intermedia entre la de los núcleos y la de las pruebas de presión transitoria de gran penetración, tales como las pruebas de formación efectuadas mediante la sarta de perforación (DST, por sus siglas en inglés). 24 Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado Los filtrados de lodo base aceite y de lodos sintéticos contaminan las muestras de fluido obtenidas a pozo abierto, lo cual distorsiona las propiedades del fluido medidas en un laboratorio. Estas propiedades del fluido influyen sobre las decisiones de desarrollo y producción, con importantes consecuencias económicas. Ahora, el monitoreo del color de los hidrocarburos permite una medición cuantitativa de la contaminación, lo cual mejora la probabilidad de obtener una muestra de fluido válida. Además, una nueva forma de detección directa del metano en el fondo del pozo posibilita la medición de la contaminación en las zonas de gas condensado. 44 El calentamiento global y la industria de exploración y producción La controversia acerca del calentamiento global continúa sin un claro consenso en cuanto a su alcance o implicancias. Este artículo examina la evidencia y los argumentos, tanto a favor como en contra, los avances en simulación numérica de los sistemas de clima global, y los pasos proactivos que están tomando las compañías petroleras y los proveedores de servicios para reducir el impacto de las operaciones petroleras sobre el cambio climático. Modelo de sistema climático Simulación numérica Comportamiento observado Comportamiento pronosticado Actualización y refinación del modelo Comparación y validación 60 Aislamiento y estimulación selectivos Con el uso de tuberías flexibles como conductos para los fluidos de fracturamiento que transportan apuntalantes, es posible estimular de manera consecutiva una o varias zonas durante una sola movilización. Las nuevas herramientas aíslan de manera selectiva zonas productoras sin la intervención de equipos de terminación convencionales o herramientas operadas a cable para fijar los tapones mecánicos. Las zonas individuales se tratan de manera separada para obtener una longitud y una conductividad de la fractura óptimas. Los estudios de casos demuestran el creciente alcance y los beneficios económicos de esta técnica. 81 Colaboradores 85 Próximamente en Oilfield Review 86 Nuevas publicaciones 1

6 Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación Parece que nunca sabemos lo suficiente acerca de la permeabilidad. La medimos a pequeñas escalas mediante pruebas de laboratorio efectuadas en núcleos. La inferimos a gran escala a través de pruebas de pozos y datos de producción. Pero para manejar el desarrollo de un yacimiento, también necesitamos cuantificar las características en escalas intermedias. Es aquí donde la versatilidad de los probadores de formación operados a cable entra en juego. Cosan Ayan Aberdeen, Escocia Hafez Hafez Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO) Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU) Sharon Hurst Phillips Petroleum Pekín, China Fikri Kuchuk Dubai, EAU Aubrey O Callaghan Puerto La Cruz, Venezuela John Peffer Anadarko Hassi Messaoud, Argelia Julian Pop Sugar Land, Texas, EUA Murat Zeybek Al-Khobar, Arabia Saudita Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Mahmood Akbar, Abu Dhabi, EAU. AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), COG (Sensor de Cristal de Cuarzo), FMI (Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos) y RFT (Multiprobador de Formaciones) son marcas de Schlumberger. ROT (herramienta de Descripción de Yacimientos) es una marca de Halliburton. 1. En mediciones directas del flujo de fluidos en rocas, la cantidad medida es la movilidad (permeabilidad/viscosidad). Según la ley de Darcy, todos los efectos de los fluidos están incluidos en el término viscosidad y la permeabilidad es independiente del fluido. En la práctica, esto no es exactamente verdadero, incluso sin interacciones químicas entre la roca y el fluido. La permeabilidad absoluta también se conoce como permeabilidad intrínseca. 2. El término permeabilidad radial, k r, describe el flujo radial hacia el pozo. En pozos verticales, la permeabilidad radial es igual a la permeabilidad horizontal. La permeabilidad vertical se denota tanto por k v como por k z. La permeabilidad esférica se representa por k s. 2 Oilfield Review

7 Los modernos probadores de formación operados a cable (WFT, por sus siglas en inglés) aportan conocimientos especiales acerca de la dinámica de los yacimientos que ninguna otra herramienta puede captar. A través de múltiples pruebas de presión transitoria (variaciones de presión), estos probadores permiten evaluar la permeabilidad tanto vertical como horizontal. La medición en una escala que se encuentra entre la de los núcleos y la de las pruebas de pozos, permite cuantificar el efecto de capas delgadas no detectadas por otras técnicas. Estas capas juegan un papel vital en el drenaje del yacimiento, controlando los procesos de inyección de gas y de agua, y causando entradas no deseadas de dichos fluidos. Los modernos probadores de formación operados a cable también pueden ser una alternativa efectiva en materia de costos, además de no dañar el medio ambiente, en comparación con las pruebas de formación a pozo abierto y con las pruebas tradicionales de presión transitoria. Este artículo muestra cómo las mediciones de permeabilidad derivadas de los probadores de formación operados a cable están ayudando a entender mejor los yacimientos, además de influir en el desarrollo de los mismos. Cuál permeabilidad? La permeabilidad determina el comportamiento del yacimiento y del pozo, pero el término puede referirse a muchos tipos de mediciones. Por ejemplo, la permeabilidad puede ser absoluta o efectiva, horizontal o vertical. La permeabilidad se define como una propiedad de la formación, independientemente del fluido contenido en la misma. Cuando un solo fluido fluye a través de la formación, se puede medir una permeabilidad absoluta que es más o menos independiente del fluido. 1 Sin embargo, cuando dos o más fluidos están presentes, cada uno reduce la capacidad de fluir del otro. La permeabilidad efectiva es la permeabilidad de cada fluido en presencia de los otros, y la permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. En un yacimiento en producción, el interés se centra en la permeabilidad efectiva, inicialmente de petróleo o de gas en presencia de agua irreducible, o posteriormente de petróleo, gas o agua a diferentes saturaciones. Para complicar más las cosas, las permeabilidades efectiva y absoluta pueden ser significativamente diferentes (véase Mediciones convencionales de permeabilidad, página 4). Usualmente, las formaciones son anisotrópicas, lo cual significa que sus propiedades dependen de la dirección en la cual se miden. Para las propiedades relacionadas con el flujo de fluidos, usualmente se asume que las formaciones son transversalmente isotrópicas, lo cual significa que Profundidad, pies las dos permeabilidades horizontales son iguales y equivalen a k h, mientras que la permeabilidad vertical k v, es diferente. Si bien existen formaciones más complejas, por lo general no hay suficientes mediciones para cuantificar más que estas dos cantidades. La anisotropía de la permeabilidad se puede definir como k v /k h, k h /k v, o la relación entre la permeabilidad más alta y la más baja. En este artículo se utilizará k h /k v ; una cantidad que usualmente es mayor que 1. 2 La siguiente complicación se relaciona con la distribución espacial. El manejo de yacimientos sería mucho más simple si la permeabilidad se distribuyera de manera uniforme, pero en la práctica, las formaciones son complejas y heterogéneas; es decir, tienen un rango de valores cercano a dos o más promedios locales. La cantidad de mediciones necesarias para una descripción completa de una roca heterogénea es demasiado elevada e imposible de llevar a cabo; más aún, el resultado de cada medición depende de su escala. Por ejemplo, para un yacimiento ideal compuesto por arena isotrópica con lutitas isotrópicas distribuidas de manera aleatoria, hay tres escalas que considerar: megascópica (el yacimiento como un todo), macroscópica (las celdas de la retícula utilizada en la simulación numérica del yacimiento) y mesoscópica (las facies individuales) (arriba). En este ejemplo, la anisotropía megascópica es muy alta; entre 10 3 y Sin embargo, las áreas A y B son isotrópicas, mientras que las celdas de la retícula son intermedias, A Celda de la retícula Distancia horizontal, pies > Sección transversal de un yacimiento ideal que muestra anisotropía a gran escala causada por la heterogeneidad local. Un yacimiento de areniscas (amarillo) contiene lutitas distribuidas al azar (gris). La permeabilidad vertical para todo el yacimiento es cerca de 10 4 veces menor que la permeabilidad horizontal; una gran anisotropía. Sin embargo, las pequeñas áreas A y B se encuentran en arena y lutita isotrópicas, respectivamente. La celda de la retícula, que podría representar un bloque de simulación del yacimiento, tiene una anisotropía de permeabilidad intermedia. La permeabilidad vertical es cercana al promedio armónico de las permeabilidades de arena y lutita, mientras que la permeabilidad horizontal es el promedio aritmético de las mismas. [Adaptado de Lake LW: The Origins of Anisotropy, Journal of Petroleum Technology 40, no. 4 (Abril de 1988): ] demostrando así que la heterogeneidad local origina la anisotropía de gran escala. Las mediciones a diferentes escalas y en distintas ubicaciones producirán valores diferentes tanto para k h como para k v y, por lo tanto, una anisotropía distinta. Entonces, qué permeabilidad debemos escoger? En un yacimiento homogéneo y monofásico, la pregunta es irrelevante; pero tales yacimientos no existen. Casi todos los yacimientos, y particularmente los carbonatados, están altamente estratificados. Para algunas formaciones, las propiedades del sistema roca-fluido también varían lateralmente. Por ejemplo, en depósitos de areniscas de delta los yacimientos más prolíficos del mundo las propiedades del sistema rocafluido varían lateralmente debido a la disposición de los sedimentos según su tamaño y peso durante el transporte y la deposición. Ya sea en areniscas o en carbonatos, a medida que aumenta la heterogeneidad, la distribución de la permeabilidad se convierte en algo tan importante como su valor promedio. Al comienzo de la vida de un yacimiento, la principal preocupación es la permeabilidad efectiva horizontal promedio del petróleo o del gas, puesto que ésta controla la productividad y el diseño de terminación (completación) de cada uno de los pozos. Más tarde, la permeabilidad vertical pasa a ser importante debido a su efecto en la conificación de gas y de agua, así como en la productividad de los pozos horizontales y multilaterales. B Invierno de 2001/2002 3

8 Mediciones convencionales de permeabilidad Para estimar la permeabilidad se utilizan datos de núcleos y de registros, pruebas de presión transitoria, pruebas de producción y datos históricos. Cada medición tiene diferentes características, ventajas y desventajas. Datos de núcleos Las mediciones de rutina de núcleos proveen la permeabilidad absoluta o intrínseca. En yacimientos arcillosos con alta saturación de agua o en rocas mojadas por petróleo, la permeabilidad efectiva puede ser significativamente menor que la permeabilidad absoluta (abajo). Los datos de núcleos se toman en muestras limpias que han sido llevadas a la superficie, de modo que las condiciones de medición no son las mismas que las que se efectúan en sitio. Algunas de estas condiciones, tales como las tensiones de fondo de pozo, se pueden simular en la superficie. Otras, como la alteración de las arcillas y las microfracturas causadas por la liberación de las tensiones, pueden ser irreversibles. Para que sean útiles para la caracterización del yacimiento, es necesario contar con bastantes muestras de núcleos que capten de manera completa la heterogeneidad del yacimiento. Hay muchas reglas estadísticas para determinar cuántas muestras se requieren. Pero no siempre es posible obtener un rango estadísticamente válido de muestras, incluso en un pozo. Las muestras con alta porosidad pueden caer fuera del barril corta núcleos, mientras que cortar tapones de intervalos muy compactos es difícil. Algunos analistas prefieren mediciones de permeámetro, debido a que es posible tomar más muestras. 1 El promediado o escalado, es otro asunto problemático. Para el flujo en capas, el más apropiado para determinar la permeabilidad horizontal es el promedio aritmético, k av =[ k i h i / h i ]. Para el flujo bidimensional aleatorio, es el promedio geométrico, k av =[ k i hi / hi], mientras que para la permeabilidad vertical, el promedio armónico, k av =[ k i -1 h i / h i ] -1 es el más representativo. 2 Datos de registros Los registros miden la porosidad y otros parámetros que se relacionan con el tamaño de los poros; por ejemplo, la saturación de agua irreducible y parámetros de resonancia magnética nuclear. 3 La permeabilidad se puede estimar a partir de estas mediciones utilizando una relación empírica adecuada. Esta relación normalmente se debe calibrar para cada yacimiento o área con mediciones más directas, usualmente de núcleos, pero a veces, tras el escalado, respecto de los resultados de las pruebas de presión transitoria. El principal uso de la permeabilidad derivada de registros es proporcionar estimaciones continuas en todos los pozos. En el aspecto económico, los núcleos y los registros tienen muchas aplicaciones, de modo que el costo adicional de obtener permeabilidad a partir de ellos es relativamente pequeño. Pruebas de pozos El análisis de las pruebas de presión transitoria permite estimar la permeabilidad efectiva promedio de la formación en sitio. Sin embargo, los resultados tienen que interpretarse a partir del cambio de presión con el tiempo. Los intérpretes usan varias técnicas, incluyendo el análisis de regímenes de flujo específicos y el ajuste con curvas tipo o con un modelo de formación. En las pruebas convencionales, el pozo se deja en producción por un tiempo lo suficientemente largo como para detectar los límites del yacimiento. Las pruebas de impulsos duran un tiempo corto y son útiles para pozos que no fluyen a la superficie. En ambos casos, pero especialmente para las pruebas de impulsos, no necesariamente hay una solución única para la permeabilidad. En la mayoría de las pruebas convencionales, el objetivo es medir la transmisividad (k h h/µ) durante el flujo radial. El espesor del yacimiento, h, se puede estimar en el pozo, pero es igual decenas o centenas de pies hacia dentro del yacimiento donde tienen lugar las variaciones de presión? En la práctica, otros tipos de información modelos geológicos y datos sísmicos ayudan a mejorar los resultados. Con las pruebas de pozos convencionales, se puede detectar el grado de heterogeneidad, pero no se puede determinar la distribución de la permeabilidad y no hay resolución vertical. En el aspecto económico, las pruebas de pozos son costosas desde el punto de vista de los equipos de prueba y del tiempo de los equipos de perforación y/o terminación de pozos. Las pruebas de pozos también se llevan a cabo para obtener una muestra de fluido, de modo que el costo adicional para determinar la permeabilidad puede ser pequeño. Sin embargo, la obtención de datos Mojado por el agua 1.0 Mojado por el petróleo 1.0 Permeabilidad relativa k ro k rw Permeabilidad relativa k ro k rw S w S w B A B A > Curvas de permeabilidad relativa típicas para petróleo y agua en una roca mojada por el agua (izquierda) y en otra mojada por el petróleo (derecha). Las permeabilidades efectivas son permeabilidades relativas multiplicadas por la permeabilidad absoluta. Los puntos A y A' representan la situación típica de una medición de la caída de presión del período de flujo con un probador de formación operado a cable en lodo base agua. En un yacimiento mojado por el agua, el filtrado fluye en presencia de un 20% de petróleo residual y tiene una permeabilidad relativa de 0.3. Los puntos B y B' representan la situación típica de análisis de presión transitoria en un yacimiento de petróleo. En un yacimiento mojado por el agua, el petróleo fluye en presencia de un 20% de agua irreducible y tiene una permeabilidad relativa de 0.9. Los puntos A, A', B y B' también se conocen como puntos extremos de las permeabilidades. 4 Oilfield Review

9 de permeabilidad de alta calidad a menudo requiere largos tiempos de cierre de pozo y equipos adicionales, tales como válvulas de fondo de pozo, manómetros y medidores de flujo. 4 Pruebas de producción e historia de producción Se puede obtener una permeabilidad efectiva promedio a partir del gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata) durante la producción en estado estacionario, preferiblemente de pruebas específicas a diferentes gastos. Es necesario conocer o suponer el daño de la formación u otros efectos cercanos al pozo. También se puede determinar una permeabilidad promedio a partir de los datos de la historia de producción, mediante el ajuste de la permeabilidad hasta obtener el historial de producción correcto. Sin embargo, en ambos casos, la distribución de la permeabilidad no se puede obtener de manera confiable. En yacimientos multicapas o heterogéneos, éste es un problema inverso altamente no lineal, para el que puede haber más de una solución. En ausencia de otros datos, a menudo la permeabilidad se relaciona con la porosidad. En teoría, la relación es débil; hay medios porosos que han sido lixiviados que pueden tener alta porosidad con cero permeabilidad y otros que han sido fracturados que muestran exactamente lo contrario. Sin embargo, en la práctica, existen yacimientos de areniscas bien clasificadas con una relación consistente entre la porosidad y la permeabilidad. Otros yacimientos son menos simples. Particularmente para los yacimientos carbonatados, la microporosidad y las fracturas hacen prácticamente imposible relacionar la porosidad y las litofacies con la permeabilidad. La distribución de la permeabilidad tanto horizontal como vertical afecta de modo determinante el comportamiento del yacimiento y la recuperación de los hidrocarburos, al mismo tiempo que determina la viabilidad de los procesos de recuperación secundaria y terciaria. La magnitud del contraste de permeabilidades se hace cada vez más importante con la producción prolongada. Las capas delgadas, las fallas y las fracturas pueden tener un gran efecto en el movimiento del gas, de un acuífero, y del gas y agua inyectados. Por ejemplo, una capa de baja permeabilidad, o barrera impermeable, Giga Mega y Macro Falla sellante Barreras impermeables Fracturas selladas Unidades genéticas de baja permeabilidad Estilolita de baja permeabilidad impedirá el movimiento del gas hacia abajo. Una capa de alta permeabilidad, o conducto, llevará rápidamente agua indeseada a un pozo en producción. Ambas pueden afectar significativamente la eficiencia de barrido y, en consecuencia, se requerirá un cambio en las prácticas de terminación de los pozos. Un manejo eficaz del yacimiento depende del conocimiento no sólo de la permeabilidad horizontal promedio, sino también de la distribución lateral y vertical de la permeabilidad, así como de la conductividad de las barreras impermeables y de los conductos (abajo). Como se sabe desde hace ya bastante tiempo, la Falla no sellante Fracturas abiertas Conductos Unidades genéticas de alta permeabilidad Estilolita de alta permeabilidad 1. Zheng S-Y, Corbett PWM, Ryseth A y Stewart G: Uncertainty in Well Test and Core Permeability Analysis: A Case Study in Fluvial Channel Reservoirs, Northern North Sea, Norway, AAPG Bulletin 84, no. 12, (Diciembre de 2000): Pickup GE, Ringrose PS, Corbett PWM, Jensen JL y Sorbie KS: Geology, Geometry, and Effective Flow, artículo de la SPE 28374, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 25 al 28 de septiembre de Herron MM, Johnson DL y Schwartz LM: A Robust Permeability Estimator for Siliclastics, artículo de la SPE 49301, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de Modern Reservoir Testing, SMP-7055, Houston, Texas, EUA: Schlumberger Wireline & Testing, Meso Laminaciones compactas Lentes de lutitas Recristalización de baja permeabilidad Fracturas pequeñas Vesículas Canal de disolución de alta permeabilidad > Barreras impermeables y conductos en diferentes escalas de longitud. En cada caso, la cuantificación de los efectos de estas características permite mejorar el manejo del yacimiento. Invierno de 2001/2002 5

10 heterogeneidad de los yacimientos es una de las principales causas que dificultan la recuperación asistida de petróleo. La heterogeneidad de la permeabilidad, las barreras impermeables inesperadas y una evaluación del yacimiento con un nivel de detalle insuficiente, a menudo son las razones por las cuales estos proyectos no resultan rentables. 3 En la práctica normal de ingeniería de yacimientos, las fuentes principales de permeabilidad efectiva promedio son las pruebas de presiones transitorias en los pozos y las pruebas de producción. Generalmente, éstos son buenos indicadores del desempeño general del pozo. También se utilizan núcleos y registros, pero a menudo tras algún tipo de comparación o escalado de los datos respecto de los resultados de las pruebas de pozo. Una vez que un yacimiento ha estado en producción, el ajuste de la historia de producción (comparación de valores medidos y simulados) provee información acerca de la permeabilidad promedio, pero no puede resolver su distribución. La presencia de elementos de alta o baja permeabilidad y sus distribuciones se infiere de núcleos y registros, pero esta información es cualitativa más que cuantitativa. Los probadores de formación operados a cable han comenzado a llenar este vacío, proporcionando varias mediciones de permeabilidad, desde valores obtenidos de simples caídas de presión del período de flujo con una sola probeta, hasta el análisis de múltiples capas con probadores de varias probetas. Estos últimos probadores se usaron originalmente para determinar la anisotropía. 4 Con las técnicas analíticas desarrolladas recientemente y una mayor experiencia, los análisis de múltiples capas ahora proporcionan información cuantitativa acerca de la distribución de la permeabilidad. Probadores de formación operados a cable Los primeros probadores de formación operados a cable fueron diseñados principalmente para obtener muestras de fluidos. Se registraban las presiones, de modo que el incremento de presión al final del muestreo se pudiera analizar para determinar la permeabilidad y la presión de la formación. A pesar de la limitada resolución de los manómetros y los pocos puntos de datos disponibles, a menudo los resultados fueron un importante aporte para la evaluación de la formación. Hoy, el incremento de presión medido tras el muestreo, todavía se analiza para obtener una estimación de la permeabilidad con un bajo costo adicional. El Multiprobador de Formaciones RFT introdujo el pre-ensayo, una prueba corta diseñada inicialmente para determinar si valía la pena tomar muestras en ese punto. Para sorpresa de muchos, la presión del pre-ensayo resultó ser representativa de la presión del yacimiento. Como resultado, las mediciones de presión se convirtieron en la principal aplicación de los probadores de formación operados a cable. La permeabilidad se pudo estimar tanto de la caída de presión del período de flujo como del incremento de presión medido durante el pre-ensayo. Puesto que un perfil de presión confiable requería preensayos a varias profundidades, se pudo disponer de muchos más datos de permeabilidad. Con decenas de puntos de prueba en un solo pozo, se hizo más fácil establecer un perfil de permeabilidad y comparar los resultados con los datos de núcleos y de otras fuentes. Los pre-ensayos siguen siendo una importante función de las herramientas modernas, si bien la confiabilidad de la estimación de la permeabilidad varía. Puesto que en los pre-ensayos se toman muestras de un pequeño volumen, por lo general de 5 a 20 cm 3 [0.3 a 1.2 pulg 3 ], el daño de la formación y otras características pró- > Configuraciones típicas de la herramienta MDT para mediciones de permeabilidad: una sola probeta con cámara para muestras y módulo de control de flujo (A); una probeta pulsante, normalmente la probeta inferior, con una (B) o dos (C) probetas de observación verticales; módulo de dos probetas con una (D) o dos (E) probetas verticales; configuración de prueba mini-dst con empacador dual y módulo de bombeo (F); módulo de empacador dual con una (G) o dos (H) probetas verticales. El módulo de control de flujo, la cámara para muestras y el módulo de bombeo se pueden añadir a cualquier configuración. Cuando sólo se registra una presión transitoria, como en (A) y (F), la determinación de la permeabilidad depende de la identificación de los regímenes de flujo particulares, del ajuste con curvas tipo o de la estimación de parámetros utilizando un modelo predictivo. Con una o más probetas verticales, como en otras configuraciones, es posible efectuar una prueba de interferencia local, también conocida como prueba de presión transitoria de intervalo (IPTT, por sus siglas en inglés). Con estas pruebas, los intérpretes pueden determinar k v y k h para una cantidad limitada de capas cerca de la herramienta. El almacenamiento de la formación, øc t, se puede determinar con el módulo de probeta dual y, a veces, cuando se dispone de tres variaciones de presión verticales, como en (C) y (H). Con otras configuraciones, se debe determinar a partir de otros datos. Las permeabilidades de los períodos de flujo y de incremento de presión de los pre-ensayos se pueden determinar en todas estas configuraciones con el módulo de empacador dual y con cada probeta. k s 8 pies 2.3 pies ~3 pies 6.6 pies A B C D E F G H Usualmente A veces k h k h,k v k h,k v k h,k v,φc t k h,k v,φc t k s and/or k h k h,k v k h,k v φc t φc t Puerto de entrada 6 Oilfield Review

11 ximas al pozo pueden afectar altamente la permeabilidad del período de flujo, k d. 5 Un análisis detallado muestra que k d es más cercana a k h, aunque es afectada por k v. 6 El volumen de investigación es significativamente mayor que el de una muestra de núcleo, pero del mismo orden de magnitud. Sin embargo, k d por lo general representa la permeabilidad efectiva del filtrado de lodo en la zona invadida, más que la permeabilidad absoluta tal como se obtiene de los núcleos. Si bien se han encontrado algunas buenas correlaciones entre ambas, generalmente se considera que k d es la permeabilidad mínima probable. 7 No obstante, se puede calcular automáticamente en la localización del pozo y todavía se utiliza de manera regular como un indicador cualitativo de la productividad. Los períodos de incremento de presión de los pre-ensayos proveen una mayor profundidad de investigación de la formación que los períodos de flujo; varios pies si la resolución del manómetro es suficientemente alta y el incremento de presión se registra durante un tiempo suficientemente largo. Excepto en formaciones de baja permeabilidad, el tiempo de incremento de presión es corto, de modo que la herramienta puede estar midiendo la permeabilidad de la zona invadida, de la zona no invadida o la de alguna combinación de ambas. 8 Al igual que en la interpretación de cualquier conjunto de datos de presión transitoria, los regímenes de flujo se identifican mediante la observación de pendientes características de la velocidad del cambio de las diferencias de presión con el tiempo. Para los períodos de incremento de presión de los preensayos en los cuales los regímenes de flujo son esféricos y ocasionalmente radiales, las pendientes características a menudo resultan difíciles de encontrar, e incluso pueden verse afectadas por pequeños cambios en el volumen de muestreo de los pre-ensayos. Para obtener resultados confiables, se debe analizar cada pre-ensayo, un proceso que consume mucho tiempo. Hoy en día, el análisis de los períodos cortos de incremento de presión de los pre-ensayos para la determinación de la permeabilidad es poco común, principalmente debido a que hay maneras mucho mejores de obtener la permeabilidad con herramientas modernas. Probadores modulares operados a cable La tercera generación de probadores operados a cable está dada por el probador modular. Esta herramienta se puede configurar con diferentes módulos para satisfacer distintas aplicaciones, o para manejar condiciones variables del pozo y de la formación (página anterior). 3. Weber AG y Simpson RE: Gasfield Development Reservoir and Production Operations Planning, Journal of Petroleum Technology 38, no. 2 (Febrero de 1986): Ayan C, Colley N, Cowan G, Ezekwe E, Wannel M, Goode P, Halford F, Joseph J, Mongini A, Obondoko G y Pop J: Measuring Permeability Anisotropy: The Latest Approach, Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): La llamada permeabilidad del período de flujo, derivada de la caída de presión de este período del pre-ensayo se calcula como k d = C qµ/ p ss en unidades de md, donde q es el gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata) en cm 3 /s, µ es la viscosidad del fluido en cp, y p ss es la caída de presión medida en lpc (incluye cualquier caída en la presión debido al daño de la formación). El factor de forma del flujo, C, depende del radio efectivo de la probeta y es igual a 5660, en las unidades dadas, para las probetas de las herramientas RFT y MDT estándares. 6. Dussan EB y Sharma Y: Analysis of the Pressure Response of a Single-Probe Formation Tester, SPE Formation Evaluation 7, no. 2 (Junio de 1992): Jensen CL y Mayson HJ: Evaluation of Permeabilities Determined from Repeat Formation Tester Measurements Made in the Prudhoe Bay Field, artículo de la SPE 14400, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al 25 de septiembre de Goode PA y Thambynayagam RKM: Influence of an Invaded Zone on a Multiple Probe Formation Tester, artículo de la SPE 23030, presentado en la Conferencia del Pacífico Asiático de la SPE, Perth, Australia Occidental, Australia, 4 al 7 de noviembre de Podemos esperar que la permeabilidad del incremento de presión sea mayor que k d puesto que, al tener una mayor profundidad de investigación, ésta debería dar resultados más cercanos a la permeabilidad efectiva del petróleo o del gas. Sin embargo, la experiencia general muestra que la permeabilidad de las pruebas de incremento de presión resulta más baja. 9. Para la herramienta MDT, los ensamblajes incluyen: empacadores de gran área para formaciones compactas; probetas de gran diámetro para formaciones no consolidadas y compactas; probetas largas para formaciones no consolidadas y revoques de filtración compactos; y Algunos de estos módulos son particularmente relevantes para las mediciones de permeabilidad. A menos que se especifique lo contrario, las siguientes descripciones de los módulos se refieren al Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT de Schlumberger. Módulo de una sola probeta Este módulo proporciona comunicación hidráulica entre el yacimiento y la herramienta. Consta del ensamblaje de la probeta, la cámara de pre-ensayos, los medidores de presión de cuarzo y de deformación, y los sensores de resistividad y temperatura. El ensamblaje de la probeta consta de un pequeño empacador que contiene la probeta. Cuando se asienta la herramienta, los pistones telescópicos de apoyo presionan el ensamblaje del empacador contra la pared del pozo. La probeta atraviesa el revoque de filtración de lodo hasta llegar a la formación. Se encuentran disponibles diseños de probetas especiales para condiciones difíciles. 9 La comunicación con la formación se establece mediante un breve preensayo, después del cual el módulo puede succionar fluidos para muestreo o actuar como un monitor pasivo de las variaciones de presión. Módulo de probeta dual Este módulo consta de dos conjuntos de probetas montadas en posiciones fijas en el mismo mandril. En la herramienta de Descripción del Yacimiento (ROT) de Halliburton, las probetas están montadas una sobre la otra, separadas por unas pulgadas y orientadas en la misma dirección. 10 Una probeta, conocida como probeta pulsante, succiona los fluidos mientras que la otra monitorea la presión transitoria. En la herramienta MDT, los dos conjuntos de probetas están montados de modo diametralmente opuesto entre sí en el mandril. 11 Una probeta actúa como pulsante, mientras que la otra, conocida como probeta horizontal, es sólo un monitor de presiones sin capacidad de muestreo. La principal utilidad del módulo de probeta dual consiste en su posibilidad de combinación con una probeta vertical para determinar k h, k v y el almacenamiento de la formación (øc t ) ), a través de una prueba de interferencia local o, para usar un nombre más específico, una prueba de presión transitoria de intervalo (IPTT, por sus siglas en inglés). 12 Mediante la extracción de fluidos a través de la probeta pulsante, es posible medir presiones transitorias en tres posiciones del pozo, dos de las cuales corresponden a probetas de observación y no están contaminadas por los efectos de almacenamiento de las herramientas, del daño y de la limpieza de la formación. 13 probetas para empaques de grava y un filtro de gran área similar al filtro de aceite de un automóvil para arenas extremadamente no consolidadas (la probeta Martineau). 10. Proett MA, Wilson CC y Batakrishna M: Advanced Permeability and Anisotropy Measurements While Testing and Sampling in Real-Time Using a Dual Probe Formation Tester, artículo de la SPE 62919, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de Zimmerman T, Maclnnes J, Hoppe J, Pop J y Long T: Applications of Emerging Wireline Formation Testing Technologies, artículo de la OSEA 90105, presentado en la 8va. Conferencia del Sudeste Asiático sobre Operaciones Marinas, Singapur, 4 al 7 de diciembre de El término prueba de interferencia vertical (VIT, por sus siglas en inglés) también se utiliza para pozos verticales. Los términos prueba de interferencia local y prueba de presión transitoria de intervalo son adecuados para pozos desviados u horizontales. El almacenamiento de la formación es el producto de la porosidad, ø, por la compresibilidad total de la roca, C t, que es la suma de la compresibilidad de sólidos, C r, y la compresibilidad de fluidos, C f. Cuando la compresibilidad total no se mide con una prueba IPTT, C f se debe estimar a partir de las propiedades de los fluidos y C r a partir del conocimiento de la estructura de los sólidos inferido de registros acústicos, de la porosidad y de otros datos. Si hay más de un fluido, la saturación de cada uno se estima a partir de registros o volúmenes de muestra. 13. El factor de daño se define como la caída de presión extra causada por el daño en las inmediaciones del pozo (daño mecánico), la convergencia del flujo en una capa parcialmente penetrada y los efectos del flujo visco-inercial (usualmente ignorados). El factor de convergencia del flujo se puede calcular a partir del espesor de la capa y del intervalo de pruebas. El almacenamiento de la herramienta se debe a la compresibilidad del fluido dentro de la herramienta y hace que el gasto medido sea diferente al gasto real frente a la formación. El término limpieza se refiere al aumento en el gasto a medida que los fluidos remueven el daño de la formación cercana al pozo. Invierno de 2001/2002 7

12 Módulo de empacador dual Este módulo posee dos empacadores que se inflan para aislar un intervalo de formación de casi un 1 m [3.3 pies] de longitud. Una vez que los empacadores están inflados, se succiona fluido del intervalo aislado, primero del pozo y luego de la formación. Puesto que en este caso hay una gran sección de formación expuesta al pozo, el área de flujo de los fluidos es varias veces mayor que la de las probetas convencionales. Esto ofrece importantes ventajas en formaciones de baja y alta permeabilidad, así como en otras situaciones. A veces las probetas son ineficaces cuando penetran formaciones laminares, arcillosas, fracturadas, vesiculares, no consolidadas o de baja permeabilidad. El empacador dual permite efectuar mediciones de presión y obtener muestras de fluido en estas condiciones. Utilizado por sí solo, el empacador dual permite efectuar una pequeña versión de la prueba de formación estándar a través de la sarta (columna) de perforación (DST, por sus siglas en inglés), conocida como mini-dst. Puesto que durante una prueba mini-dst se abre sólo hasta un metro de formación, ésta actúa como una prueba de entrada limitada a partir de la cual, y en condiciones favorables, se pueden determinar k v y k h. Utilizado en combinación con una o más probetas verticales, el empacador dual puede registrar una prueba IPTT. La caída de presión durante el período de flujo es, por lo general, mucho más pequeña que la obtenida con una probeta. Por lo tanto, es más fácil asegurar que el petróleo se produzca a una presión por encima de su punto de burbujeo y evitar que no colapsen las arenas no consolidadas. Además, con una menor caída de presión, los fluidos se pueden bombear a una mayor velocidad, de modo que para el mismo período se pueda extraer un mayor volumen de fluido de formación y se genere un pulso de presión que penetre mucho más en la formación. 14. En un trabajo reciente, el módulo de bombeo trabajó de manera continua por 36 horas. En otro trabajo, el módulo de empacador dual estuvo en el pozo durante 11 días. 15. Ayan C y Nicolle G, Reservoir Fluid Identification and Testing with a Modular Formation Tester in an Aging Field, artículo de la SPE 49528, presentado en la 8va. Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, 11 al 14 de octubre de El almacenamiento de la herramienta incluye la compresibilidad del fluido alojado entre los empacadores. Un modelo común es relacionar el gasto frente a la formación, q sf, con el gasto medido, q, y la velocidad de cambio de la presión por una constante, C: q sf = q+24cdp/dt. La parte más temprana del incremento de presión está dominada por el almacenamiento en el pozo, también llamado flujo posterior al cierre. El parámetro C se puede estimar a partir de la velocidad de cambio de la presión en ese momento. Fuente de flujo Ventajas Limitaciones Probeta Empacador dual Pre-ensayos Período de flujo Incremento de presión El método más simple de establecer comunicación con la formación Se pueden agregar múltiples probetas de observación a una misma sarta de herramientas Facilidad para probar formaciones fracturadas, vesiculares o compactas A la misma velocidad de prueba que con la probeta pulsante, la menor caída de presión evita la vaporización y la producción de arena Para el mismo período que el de la probeta pulsante, se extrae mayor cantidad de fluido y se crea un pulso de presión que penetra más en la formación Computación automática, disponible durante la adquisición A menudo se registran decenas de pre-ensayos para la determinación de la presión, lo cual permite comparaciones cualitativas Radio de investigación más profundo que para el período de flujo A menudo se registran decenas de pre-ensayos para la determinación de la presión, lo cual permite comparaciones cualitativas Análisis de pruebas de presión transitoria Mini-DST con módulo de empacador dual o período de flujo extendido e incremento de presión con una probeta Datos disponibles mientras se toma la muestra Provee k s y/o k h y puede evitar costosos DST Prueba dual de presión transitoria de intervalo Empacador dual con probeta pulsante o con probetas de observación en tándem Provee k h y k v Es la configuración más simple para una prueba IPTT Prueba múltiple de presión transitoria de intervalo Tres probetas (una pulsante y dos de observación: horizontal y vertical) Una segunda probeta de observación vertical El análisis puede efectuarse ignorando el período de flujo de la probeta pulsante Provee el producto φc t así como también k h y k v Es la mejor configuración para yacimientos multicapa, con fallas y naturalmente fracturados El análisis puede efectuarse ignorando el período de flujo de la probeta pulsante Módulo de bombeo Este módulo bombea fluido de la formación hacia la columna de lodo y desde una parte de la herramienta hacia otra. El bombeo hacia la columna de lodo permite la extracción de volúmenes mucho mayores de fluidos que cuando se toman muestras en cámaras de muestra de volumen fijo. El módulo también puede bombear fluido de una herramienta a otra; desde la columna de lodo hacia la herramienta, por ejemplo para inflar los elementos del empacador; o hacia el intervalo entre los empacadores para iniciar una fractura hidráulica pequeña. Para las mediciones de permeabilidad, el módulo de bombeo es capaz de sostener un gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata) constante y medido durante la caída de presión, simplificando considerablemente con ello la interpretación de las presiones transitorias. El gasto a través de la bomba depende de la presión diferencial, aumentando a un máximo de 45 cm 3 /s Resulta difícil realizar buenas pruebas en formaciones fracturadas, vesiculares y compactas (dificultad para extraer fluidos, pérdida de sello) Las altas caídas de presión en formaciones de baja movilidad pueden originar liberación de gas, lo cual complica el análisis Temor, usualmente injustificado, de atascamiento o liberación de gas en el pozo Las bajas caídas de presión pueden proveer señales insignificantes en las probetas de observación verticales en formaciones de alta movilidad Volumen de investigación pequeño (pulgadas) Mide la permeabilidad efectiva del filtrado del lodo de perforación El volumen de muestreo pequeño, la limpieza del filtrado y el almacenamiento de la herramienta pueden dificultar el análisis Mide la permeabilidad efectiva del filtrado del lodo de perforación, del fluido de formación o de una mezcla de ambos Requiere una combinación particular de las propiedades de la formación y del espesor para obtener k v y k h Requiere el conocimiento de φc t para obtener k s, y es necesario conocer h para determinar k h El almacenamiento de la herramienta, el daño, el gas libre y la limpieza continua del filtrado pueden complicar el análisis (en particular con probeta) Es necesario tener una buena idea del producto φc t La caída de presión y la primera etapa del incremento de presión se ven afectadas por el daño, el almacenamiento de la herramienta y la limpieza de la formación Menor profundidad de investigación que para otras configuraciones IPTT (en ocasiones, esto es una ventaja) Herramienta de mayor longitud > Características de fuentes de flujo y métodos utilizados para determinar permeabilidad con la herramienta MDT. 8 Oilfield Review

13 [0.7 gal/min] cuando la presión diferencial es baja. A una presión diferencial muy alta, tal como en roca compacta, la bomba puede no ser capaz de mantener un gasto constante. Módulo de control de flujo Este módulo extrae hasta 1000 cm 3 [0.26 gal] de fluido de la formación, mientras controla y mide el gasto. El fluido extraído se envía a una cámara para muestras o se bombea hacia el pozo. El módulo funciona en varios modos, tales como gasto constante, presión constante y presión en rampa, así como también puede recibir pulsos repetidos de fluido de la formación. El tiempo necesario para que los pulsos lleguen a la probeta vertical es un dato importante para la determinación de k v. Puesto que el módulo de control de flujo puede controlar de manera precisa el gasto, puede regular la extracción de fluidos sensibles de la formación hacia botellas de muestra de pequeño volumen para análisis de la relación presión, volumen y temperatura (PVT, por sus siglas en inglés). Esto es importante para el muestreo de yacimientos de condensado de gas. (Para mayor información acerca del muestreo, véase Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado, página 24). Todas estas características proporcionan muchas maneras de medir la permeabilidad, variando de la simple caída de presión en preensayos a múltiples probetas y empacadores duales (página anterior). La experiencia indica que es necesario efectuar pruebas de interferencia con múltiples presiones transitorias para obtener la determinación más confiable de la permeabilidad y de la anisotropía en sitio. Los resultados con otros métodos siempre serán más ambiguos, pero pueden seguir siendo estimaciones de utilidad, e incluso buenas, en las condiciones adecuadas. Una de tales técnicas es la prueba mini-dst. Pruebas mini-dst En una prueba DST estándar, los perforadores aíslan un intervalo del pozo y hacen que los fluidos de la formación fluyan hacia la superficie, en donde se miden los volúmenes de flujo antes de quemar los fluidos o enviarlos a un tanque de desecho. Por razones de seguridad, muchas pruebas DST requieren que el pozo sea entubado, cementado y perforado de antemano. La herramienta MDT, en particular el módulo de empacador dual, ofrece funciones similares a una prueba DST, pero es operado a cable y la prueba se realiza a una escala menor. Las ventajas de las pruebas mini-dst están dadas por su menor costo y por la ausencia de fluidos en la superficie. Los beneficios en cuanto a costos provienen de un equipo de fondo de pozo menos costoso, de un menor tiempo de operación y de que se eviten los equipos de manejo de fluidos Diferencia de presión, lpc, y su derivada de superficie. En los pozos marinos de evaluación, los ahorros en costos pueden ser de más de $5 millones. Puesto que no hay fluidos producidos en superficie, no hay problemas de desecho de fluidos, ni de seguridad en la superficie, así como tampoco conflictos con las regulaciones ambientales locales. Las pruebas mini-dst son mucho más fáciles de planear y pueden probar múltiples intervalos en el mismo viaje, usualmente un número suficiente para muestrear el intervalo completo del yacimiento. La prueba mini-dst también tiene sus desventajas: investiga un menor volumen de la formación respecto a la prueba DST convencional, debido al menor intervalo aislado por el empacador (3 pies versus decenas de pies) y a la extracción de una menor cantidad de fluido y a un menor gasto. En teoría, se podrían extender las pruebas y extraer grandes cantidades de fluido, pero en la práctica puede haber un límite respecto al tiempo durante el cual se puede dejar la herramienta en el pozo de manera segura. 14 La profundidad real de investigación de un probador operado a cable depende de la permeabilidad de la formación y de otros factores, pero es del orden de las decenas de pies, más que de cientos de pies, como se ve con una prueba DST convencional. El menor volumen de investigación no es necesariamente una desventaja. Una prueba DST convencional revela las características promedio del yacimiento y permite evaluar la capacidad de producción inicial de un pozo. Las variaciones de permeabilidad se promedian y, aunque contribuyen al promedio, tales variaciones no se localizan ni cuantifican. Con la ayuda de registros, la prueba mini-dst de menor volumen puede evaluar intervalos clave. El procedimiento para interpretar la presión transitoria de las pruebas mini-dst es el mismo que para las pruebas DST convencionales y se puede usar el mismo programa de computación para ambas. TotalFinaElf efectuó una prueba mini-dst en un yacimiento de un campo de Medio Oriente que estaba agotándose, para buscar zonas con petróleo movible y para calibrar la anisotropía de permeabilidad utilizada en un modelo de simulación. 15 Puesto que el intervalo aislado por el empacador rara vez cubre el yacimiento completo, una prueba mini-dst es una prueba de pozo de entrada limitada, o que penetra parcialmente. Para determinar los parámetros de la formación, los intérpretes deben identificar los regímenes de flujo de la curva de incremento de presión. En una capa homogénea, hay tres regímenes de flujo: flujo radial temprano alrededor del intervalo aislado por el empacador, flujo seudoesférico hasta que el pulso de presión alcance un límite de la formación, y finalmente flujo radial total entre los límites impermeables superior e inferior de la capa en cuestión. Rara vez se ven los tres, debido a que los efectos de almacenamiento de la herramienta pueden enmascarar el flujo radial temprano, mientras que la distancia a la barrera más cercana determina si los otros regímenes se desarrollan o no durante el período de prueba. 16 Sin embargo, es común observar un régimen de flujo seudoesférico y, ocasionalmente, un flujo radial total en pruebas de incremento de presión (abajo). En un diagrama doble logarítmico Diferencias de presión medidas Derivada de las diferencias de presión Diferencias de presión del modelo Derivada de las diferencias de presión del modelo 1 Flujo radial Flujo esférico Parámetros de la curva tipo: k h = 39 md 0.1 k v = 24 md µ = 1 cp Espesor de la zona = 8 m Daño mecánico: = Tiempo desde el final del período de flujo, segundos > Diferencias de presión y su derivada con respecto a una función de tiempo para el incremento de presión al final de una prueba mini-dst típica. Las diferencias de presión se computan entre la presión medida y una presión de referencia tomada al final del período de flujo. La derivada se calcula como d p/dln[(t p + t)/ t], donde t p es el tiempo de producción y ( t) ) es el tiempo medido desde el final del período de flujo. Se identifica el flujo esférico por la curva cuya pendiente es 0.5 en la derivada de la gráfica doble logarítmica y el flujo radial por la curva de pendiente igual a 0 (horizontal). Las líneas continuas corresponden a la curva tipo, o modelo, calculadas con los parámetros de la tabla mostrada arriba. Invierno de 2001/2002 9

14 de la derivada de las diferencias de presión versus una función de tiempo particular, el flujo esférico se identifica por una curva cuya pendiente es 0.5 y el flujo radial mediante una línea horizontal estabilizada. La permeabilidad esférica, k s = 3 (khk 2 v ) se puede estimar a partir de un diagrama de la derivada de las diferencias de presión durante el flujo esférico o a partir de un diagrama especializado distinto. 17 La permeabilidad horizontal k h, se puede estimar a partir de un diagrama de la derivada de las diferencias de presión durante el flujo radial, o de un diagrama especializado de presión versus el tiempo de Horner, siempre que se conozca el espesor del intervalo. 18 En este caso, el espesor se obtuvo de los registros de pozo abierto, en particular de las imágenes de la herramienta de Permeabilidad horizontal 600 Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI de Schlumberger. Cuando se desarrollaron los regímenes de flujo esférico y radial, los intérpretes pudieron estimar la permeabilidad vertical, k v, a partir de k h y k s. Estas estimaciones iniciales se combinaron con datos geológicos para crear un modelo de propiedades de la formación. Luego se usaron diferentes técnicas de análisis, como el análisis con curvas tipo para ajustar todo el rango de datos de presión transitoria y mejorar las estimaciones de permeabilidad. TotalFinaElf efectuó diez pruebas en dos pozos, en uno de los cuales se extrajeron núcleos. Tanto k v como k h se midieron en muestras de núcleo tomadas cada 0.25 o 0.5 m [9.8 o 19.6 pulg] y comparadas con los resultados de la prueba mini-dst (abajo). Se puso especial atención en el escalado de los datos de núcleo respecto del intervalo de la prueba mini-dst y en la conversión de la permeabilidad absoluta en efectiva. Para algunas de las pruebas, se contaba también con datos de presión transitoria de dos probetas de la herramienta MDT, lo cual posibilitó la comparación de los resultados de la prueba mini-dst con los resultados de una prueba IPTT completa, así como con los de muestras de núcleo. Las pruebas IPTT miden mayores volúmenes de formación y, sin embargo, los resultados concuerdan con los de la prueba mini-dst, especialmente para la probeta cercana. El hecho de que las diferentes mediciones concuerden sugiere que las formaciones pueden ser relativamente homogéneas, o que el escalado de los datos de núcleo fue el apropiado. Mientras que esta concordancia valida el uso de una prueba mini-dst en estas condiciones, no es aconsejable asumir el mismo grado de homogeneidad en otras formaciones. Permeabilidad, md Permeabilidad, md Número de la prueba Permeabilidad vertical Permeabilidad vertical Mini-DST Núcleo IPTT (V 1 ) IPTT (V 2 ) Mini-DST Núcleo IPTT (V 1 ) IPTT (V 2 ) Número de la prueba > Comparación de las permeabilidades horizontal (arriba) y vertical (abajo), derivadas de pruebas mini-dst, núcleos y pruebas IPTT. Los datos de núcleo se promediaron para cada intervalo de prueba mini- DST y fueron convertidos a permeabilidad efectiva utilizando curvas de permeabilidad relativa. Se recurrió al promediado aritmético para las permeabilidades horizontales y al promediado armónico para las permeabilidades verticales. Los datos de las pruebas IPTT provienen de las mismas zonas que las de las pruebas mini-dst, pero usando dos probetas: V 1 a 2 m [6.6 pies] y V 2 a 4.45 m [14.6 pies] por encima del intervalo empacado. Por lo tanto, los intervalos probados son diferentes. En este caso, la coincidencia entre las diferentes mediciones es por lo general buena. Mini-DST en pozo entubado Phillips Petroleum, operador del campo Peng Lai en las costas de China, descubrió al evaluar su yacimiento, que las pruebas mini-dst de pozo entubado fueron un valioso complemento de las pruebas DST convencionales y de las de probadores de formación operados a cable. 19 Al igual que muchos operadores, inicialmente corrieron mini-dst para obtener muestras de alta calidad para ensayos PVT, pero luego descubrieron que los datos de presión transitoria contenían información valiosa. El campo Peng Lai consta de una serie de yacimientos apilados y no consolidados con petróleo pesado (11 a 21 API), de baja relación gas/petróleo (RGP), cuyas propiedades varían de manera importante con la profundidad. La ejecución de pruebas en cada pozo con sartas DST convencionales resultaba muy costosa y no siempre exitosa. Entre otros factores, el manejo del petróleo pesado en superficie causaba que las pruebas DST duraran entre cinco y siete días. 17. En un diagrama esférico especializado, la pendiente, m sp durante el flujo esférico está dada por: m sp = 2453qµ( µøc t )/k s 3/2 en unidades de campo, en donde ø usualmente se toma de los registros y q, el gasto, se mide o estima. La viscosidad, µ, se determina de las propiedades PVT de los fluidos móviles. Si hay más de un fluido móvil, sus saturaciones se estiman a partir de registros o de volúmenes de muestra. 18. El tiempo de Horner es [(t p + t)/ t] donde t p es el tiempo de producción y t es el tiempo desde el fin del período de flujo. La pendiente, m r, durante el flujo radial está dada por m r = 162qµ/k h h, donde h es el espesor del intervalo de formación. Los otros términos están definidos en la referencia Hurst SM, McCoy TF y Hows MP: Using the Cased Hole Formation Tester for Pressure Transient Analysis, artículo de la SPE 63078, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, 1 al 4 de octubre de Oilfield Review

15 Las grandes caídas de presión, que a menudo fueron necesarias para elevar el petróleo a la superficie, hicieron que la formación colapsara y que la presión cerca del pozo cayera por debajo de la presión del punto de burbujeo. Como resultado, las pruebas mini-dst fueron una alternativa atractiva para todas las zonas, excepto las de mayor tamaño. Presión, lpca Velocidad de bombeo, rpm Incremento inicial de presión Irrupción de petróleo Las caídas de presión que se daban con la probeta eran muy altas. Por otro lado la inestabilidad de los pozos y las altas presiones diferenciales hacían riesgosa la realización de pruebas a pozo abierto con el módulo de empacador dual. La decisión de Phillips entonces fue correr el empacador dual en pozos entubados. Para fines del año 2000, habían realizado 27 pruebas mini-dst a Velocidad de bombeo constante de 300 rpm Tiempo, horas Incremento de presión Muestreo > Presión y velocidad de bombeo durante la prueba mini-dst a pozo entubado, efectuada en el campo Peng Lai. Después de que se estableció comunicación con la formación, la bomba succionó el filtrado hasta que irrumpió el petróleo. Una vez que la proporción de petróleo se estabilizó (según lo medido por el Analizador Óptico de Fluidos OFA), se tomaron dos muestras. Tras un caída de presión adicional, se registró un período de incremento de presión de 2 horas. La presión mínima medida fue igual o algo superior a la presión del punto de burbujeo esperada, evitándose así la liberación de gas. La curva de presión indicada en negro corresponde a la predicción del modelo de entrada limitada. pozo entubado, en siete pozos. En una prueba típica, se identificó una zona resistiva de 3 pies de espesor que estaba aislada del yacimiento principal por lutitas delgadas (abajo). Una vez que se revisó el aislamiento de cemento, se disparó un intervalo de 30 cm [1 pie] y se instaló el módulo de empacador dual de la herramienta MDT cubriendo dicho intervalo. Se estableció comunicación entre la formación y el pozo, y se bombeó el fluido de formación hacia el pozo hasta que se estabilizó la proporción de petróleo (izquierda). Se tomaron dos muestras de petróleo y, tras una caída de presión adicional, se registró el incremento de presión durante 2 horas. Normalmente, el tiempo total de pruebas de 16 horas sería considerado excesivo y riesgoso en condiciones de pozo abierto, pero no presentó problemas en el pozo entubado. La derivada de las diferencias de presión durante el incremento de la misma, muestra un corto período de probable flujo esférico, seguido de un período de flujo radial (abajo a la izquierda). A partir de la identificación de estos regímenes de flujo, se computaron valores iniciales de k s y k h. Luego se compararon los datos de incremento de presión con los de un modelo de entrada limitada, suponiendo un espesor de formación de 3 pies sin límites externos. El a- juste es excelente, tal como lo muestra la gráfica. Prof, pies X00 SP -100 mv 0 Rayos Gamma Resistividad Porosidad 0 API ohm-m p.u. 0 Diferencia de presión, lpc, y su derivada Parámetros del modelo: k h = 2390 md k v = 6 md µ = 300 cp Espesor del intervalo = 3 pies Factor de daño = Profundidad de investigación = 80 pies Derivada de las diferencias de presión Diferencias de presión Flujo esférico Flujo radial Tiempo desde el final del período de flujo > Diferencias de presión y su derivada para la prueba de incremento de presión en el pozo del campo Peng Lai. El flujo esférico se identifica por la pendiente de 0.5 en la curva de la derivada y el flujo radial por la porción horizontal. Las líneas sólidas corresponden a las predicciones del modelo de entrada limitada, con los parámetros indicados en la gráfica. X10 X20 X30 X40 X50 X60 Disparos > Registros de rayos gamma, resistividad y porosidad de un yacimiento de baja resistividad en el campo Peng Lai, ubicado en las costas de China. La prueba mini-dst se realizó en una zona delgada de 3 pies, aislada por arriba y por abajo por láminas delgadas de lutitas (gris) dentro de un yacimiento de mayor tamaño. Se esperaba que cualquier petróleo que se encontrara en esta zona tendría alta viscosidad y una densidad cercana a 13ºAPI. Invierno de 2001/

16 Permeabilidad de un carbonato de EAU k h (Núcleo) 0.1 md 1000 k v (Modelo multicapa) 0.1 md 1000 Sin permeabilidad de núcleos Tratándose de esta zona, la alta permeabilidad horizontal (2390 md) y la baja permeabilidad vertical (6 md) no fueron una sorpresa. En suma, una zona que parecía dudosa en los registros probó no sólo contener petróleo, sino también tener una excelente productividad. Profundidad, pies X100 X110 X120 X130 X140 X150 X160 X170 X180 X190 X200 X210 X220 X230 X240 X250 X260 X270 X280 X290 X300 Porosidad de un carbonato de EAU Porosidad, u.p. k h (Modelo multicapa) 0.1 md 1000 Capa No Limitaciones de las pruebas mini-dst A pesar de los buenos resultados descritos, las mediciones de permeabilidad tienen ciertas limitaciones. La falta de una probeta de observación implica que los únicos datos de presión transitoria provienen de una probeta pulsante, la cual está afectada por el daño de la formación y el almacenamiento de la herramienta. Tanto el daño como el almacenamiento afectan la primera parte del incremento de presión, lo cual dificulta la identificación de los regímenes de flujo y la interpretación de los datos. Más adelante en el incremento de presión se requiere que las propiedades de la formación y el espesor de la capa sean tales que se produzcan los regímenes de flujo esférico y radial. La interpretación del flujo radial depende directamente de la identificación de los límites de la capa, mientras que la interpretación del flujo esférico depende del conocimiento del almacenamiento de la formación. Por lo tanto, es difícil determinar k v y k h simultáneamente. Finalmente, muchos factores pueden dificultar la interpretación de una prueba de presión transitoria. Entre ellos, se encuentran la liberación de gas en la vecindad del pozo, variaciones de presión y de gasto debido a la limpieza continua de la formación, y presión de flujo con mucho ruido debido al accionar de la bomba. Las mediciones de presión efectuadas en las probetas de observación no se ven afectadas por estos fenómenos. Dado que estas probetas se encuentran en la parte superior de la herramienta, el volumen investigado es mayor. < Porosidad de registros de un yacimiento carbonatado multicapa (izquierda). Las franjas de baja porosidad son estilolitas. Las posiciones del empacador y de las probetas en cada ubicación de prueba se escogieron para abarcar las estilolitas. El carril derecho muestra el modelo multicapa utilizado para interpretar las pruebas IPTT, con k v y k h del modelo y k h de los núcleos. Las permeabilidades de núcleo generalmente son demasiado altas y están ausentes en las estilolitas o no reflejan los grandes contrastes detectados por la prueba IPTT. La imagen FMI (izquierda) muestra dos franjas de baja porosidad (blanco) separadas por un intervalo oscuro. La franja superior, en particular, es muy irregular. El modelo multicapa utilizado para comparar la prueba IPTT que se muestra en la franja superior poseía una k v mayor que k h, mientras que el intervalo central poseía una permeabilidad muy alta. 12 Oilfield Review

17 Las pruebas IPTT han probado ser un método eficaz para determinar la distribución de la permeabilidad cerca del pozo; de hecho, son el método preferido para sistemas multicapa. Las pruebas mini-dst usualmente se ejecutan cuando el objetivo principal es recuperar una muestra de fluido, o medir la presión del yacimiento, particularmente en formaciones compactas o heterogéneas. La permeabilidad es un parámetro adicional con el cual se puede evaluar la capacidad de producción del intervalo. Presión del empacador, lpc Gasto Retracción de la herramienta Presión Anclaje de la herramienta Pre-ensayo Período de flujo Período de incremento de presión Gasto, B/D Presión del empacador, lpc Tiempo, seg Tiempo, seg Empacador Probeta 1 Probeta 2 > Secuencia de eventos en una prueba IPTT típica, según lo indican la presión y el gasto registrados en el intervalo abarcado por el empacador dual (arriba). Tras el anclaje de la herramienta, los pre-ensayos establecen comunicación con el yacimiento mediante la extracción de hasta 1000 cm 3 [60 pulg 3 ] a través del empacador y 20 cm 3 [1.2 pulg 3 ] a través de cada probeta. Durante el período de flujo, la velocidad del fluido es constante, puesto que se controla con el módulo de bombeo. Durante el período de incremento de presión, la presión se registra por un tiempo suficientemente largo, aproximadamente igual al período de flujo, para asegurar buenos datos de presión transitoria. Al término del período de incremento de presión, las probetas y el empacador se retraen. Durante las pruebas IPTT, las presiones en el intervalo abarcado por el empacador dual y las de las probetas se registraron con manómetros de presión equipados con Sensores de Cristal de Cuarzo CQG (abajo). Obsérvese la escala amplificada para las presiones de las probetas. El valor final de la presión (del período de incremento de presión) medido por las probetas es menor, ya que están a menor profundidad en el pozo. Obsérvese también la clara demora en el inicio del incremento de presión en la Probeta 2, debido a la baja permeabilidad vertical. La demora en la Probeta 1 no se puede ver en la escala de tiempo mostrada en la gráfica. La presión del empacador es ligeramente ruidosa debido al movimiento de la bomba. Prueba de presión transitoria de intervalo Una prueba IPTT llevada a cabo en un yacimiento carbonatado de los Emiratos Árabes Unidos (EAU) ilustra la secuencia de operaciones y los métodos empleados en un análisis completo. 20 El yacimiento tiene capas claramente diferenciadas que parecen extenderse por grandes áreas. El manejo del yacimiento y el diseño de los esquemas de recuperación secundaria dependen en gran medida del conocimiento de las permeabilidades vertical y horizontal, y de la comunicación entre las capas. En particular, la implementación de un esquema de inyección depende de la permeabilidad de varios intervalos de estilolitas de baja porosidad. Entonces, cabe la siguiente pregunta. Actuarán las estilolitas como barreras impermeables frente al fluido inyectado y afectarán de manera importante la eficiencia de barrido? Los intervalos de estilolitas pueden tener un espesor menor a 30 cm, pero se pueden observar en registros y núcleos (página anterior). Sin embargo, su eficacia como barreras al flujo no es clara. Pueden correlacionarse entre pozos, pero su continuidad lateral y su permeabilidad son inciertas. En muchos de estos intervalos no fue posible recuperar núcleos y, en cualquier caso, los núcleos proveen un valor muy localizado de la permeabilidad. El operador decidió entonces investigar las estilolitas con una serie de pruebas IPTT en un pozo nuevo. Estas pruebas se podían efectuar en un solo viaje al pozo, permitiendo probar de manera eficiente toda la sección del yacimiento. Una prueba IPTT requiere como mínimo, una probeta de observación vertical y una probeta pulsante, ya sea un módulo de probeta dual o de empacador dual. En este caso, con el fin de muestrear más capas, la herramienta MDT fue equipada con dos probetas de observación verticales a 1.95 y 4.4 m [6.4 pies y 14.4 pies] por encima del centro del intervalo abarcado por el empacador dual. El módulo de empacador dual fue escogido con el fin de generar un cambio de presión suficientemente importante en la probeta más lejana. El módulo de bombeo fue utilizado para extraer fluidos de formación de cada intervalo sometido a prueba. Las presiones se midieron con manómetros equipados con sensores de cristal de cuarzo y de deformación en ambas probetas y en el empacador dual. Secuencia de operaciones Utilizando registros de pozo abierto, el operador seleccionó seis ubicaciones de prueba, escogiendo las profundidades de manera tal que las estilolitas quedaran entre el empacador dual y la probeta más cercana. En cada ubicación de prueba, el operador siguió la misma secuencia de eventos: fijar los empacadores y las probetas, hacer pre-ensayos en las probetas y en el intervalo del empacador, generar la caída de presión, registrar el incremento de presión y retraer los empacadores y las probetas (arriba). Con los pre-ensayos se midió la presión de formación y se estableció la comunicación con Presión de las probetas, lpc 20. Kuchuk FJ, Halford F, Hafez H y Zeybek M: The Use of Vertical Interference Testing to Improve Reservoir Characterization, artículo de la ADIPEC 0903, presentado en la 9na. Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, 15 al 18 de octubre de Invierno de 2001/

18 Modelo de 31 capas Capa Números Espesor pies k h de núcleos md _ k h md k v md Porosidad Confiabilidad baja moderada alta moderada baja baja baja baja moderada alta moderada baja baja baja alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta alta Comentarios zona densa alta permeabilidad estilolita irregular súper permeabilidad estilolita irregular zona densa zona densa estilolita irregular zona densa zona densa > Modelo de 31 capas utilizado para interpretar pruebas de presión transitoria. A cada capa se le asignan valores de espesor, permeabilidad vertical y horizontal, porosidad y nivel de confiabilidad. la formación. Una vez establecida dicha comunicación, se extrajeron fluidos de formación del intervalo abarcado por el empacador dual a una velocidad casi constante durante un período de 30 a 60 minutos. El gasto fue ligeramente diferente para cada prueba, pero se mantuvo entre 15 y 21 B/D [2.4 y 3.3 m 3 /d]. Tras cada caída de presión, el intervalo se cerraba por otros 30 a 60 minutos. En esta prueba, la presión del empacador cayó abruptamente unos 300 lpc [2070 kpa], mientras que la presión en las inmediaciones de la probeta cayó más lentamente, unos 10 lpc [69 kpa] y en la probeta lejana alrededor de 2 lpc [14 kpa]. Estas respuestas dan una primera idea de la permeabilidad. El hecho de que hubo respuesta en las probetas verticales confirmó la existencia de comunicación a través de la estilolita. Análisis La interpretación comienza con un análisis de cada prueba de manera independiente. Como con las pruebas mini-dst, el primer paso consiste en analizar los regímenes de flujo. En general, se prefiere analizar los períodos de incremento de presión en lugar de los de flujo, ya que están menos afectados por los factores cercanos al pozo, tales como la limpieza de la formación y las fluctuaciones de presión causadas por el pistón del módulo de bombeo. El intérprete examinó cada una de las tres presiones transitorias de las seis pruebas y estableció algunas estimaciones iniciales de la permeabilidad. Debido a la naturaleza altamente estratificada de este yacimiento carbonatado, estas estimaciones fueron promedios burdos de la permeabilidad cerca de cada punto de medición. El corazón de la interpretación es un modelo realista, multicapa en este caso, con permeabilidades, porosidades y espesores para cada una de las 31 capas (arriba). Los límites y espesores iniciales de las capas se determinan de los registros, en realidad, de imágenes de alta resolución, ya que las capas tan delgadas como de 15 cm [0.5 pies] pueden jugar un papel importante en el comportamiento del yacimiento. La porosidad y la compresibilidad de la roca se derivan de los registros; la compresibilidad y la viscosidad de los fluidos se obtienen de las saturaciones de los fluidos y de los análisis PVT. Las permeabilidades horizontal y vertical iniciales se determinan del análisis de los regímenes de flujo de las presiones transitorias y de otras fuentes disponibles; núcleos, registros y pre-ensayos. También se requieren estimaciones 14 Oilfield Review

19 Datos computados Datos medidos Probeta Probeta Probeta Datos medidos del MDT Probeta P P, P Probeta Modelo de una sola capa k h k v φc t Empacador Empacador t Presión transitoria Gasto log t Identificación y análisis del régimen de flujo Definición del modelo Daño de la formación, constantes de almacenamiento, presiones de la formación, gastos Calculado a partir de las presiones transitorias y del modelo Ajuste del modelo para minimizar la diferencia entre los datos computados y los medidos Empacador P Empacador P, P Empacador k h k v φc t Probeta Probeta t Análisis del pre-ensayo Presiones de formación Permeabilidades del período de flujo log t Modelo multicapa Promedio inicial k s, si se desarrolla flujo esférico k h, si se desarrolla flujo radial k v,k h, si se desarrollan ambos flujos k h k v φc t k h k v φc t Otros datos Empacador Empacador Registros de pozo abierto: φ,s w,c r Registros de pozo abierto, imágenes: capas Análisis de fluidos: µ,c f > Secuencia de tareas típica para la interpretación de una prueba IPTT, ejecutada con empacador dual y una probeta vertical. Cada trabajo es diferente y el camino real que se tome depende de un equilibrio entre rapidez, complejidad del problema y exactitud de los resultados. El análisis de las variaciones de presión individuales proporciona resultados más rápidos, pero menos precisos. El siguiente paso puede ser un análisis de todas las variaciones de presión a partir de una prueba con un modelo de una capa, y luego con un modelo multicapa. El ajuste del modelo para que todos los datos disponibles coincidan de la mejor manera posible con datos teóricos puede requerir varias repeticiones. iniciales para el almacenamiento de la herramienta y para el daño de la formación alrededor del empacador. 21 Finalmente, otro dato importante es el gasto durante el período de flujo; en este caso, se midió y se consideró básicamente constante durante la mayor parte de cada prueba. Con estas estimaciones iniciales, se calculan las presiones transitorias esperadas en el empacador y en las dos probetas, y se comparan con las presiones transitorias medidas durante el período de flujo y el de incremento de presión (arriba). Los parámetros del modelo se ajustan mediante un procedimiento de optimización automático que busca minimizar las diferencias entre todas las presiones transitorias. El objetivo principal es obtener las mejores estimaciones de k v y k h para las capas cercanas a cada punto de medición. Los límites de las capas se cambian manualmente de ser necesario; sin embargo, en este caso øc t era lo suficientemente conocido y se dejó fijo. Las permeabilidades de las capas alejadas de los puntos de medición pueden afectar los resultados en cierta medida, pero no se permite que cambien de manera significativa. El gasto se mantiene cercano al valor medido, pero aún se calcula de modo tal que permita considerar el almacenamiento de la herramienta y el efecto de pequeñas variaciones del gasto en las presiones transitorias. Cuando los resultados no son satisfactorios, el modelo geológico se reexamina con el geólogo del yacimiento, redefiniendo algunas capas y cambiando algunas estimaciones iniciales. Es posible aplicar diferentes pesos a distintos períodos y a distintas presiones transitorias. Por ejemplo, el período de flujo del empacador podría recibir menos peso porque, a diferencia de las presiones de la probeta de observación, se encuentra afectado por el ruido relacionado con la producción y la limpieza del filtrado. 21. Puesto que el gasto hacia la probeta es insignificante, se pueden ignorar el daño de la formación y el almacenamiento de la herramienta en la probeta. Invierno de 2001/

20 Diferencia de presión, lpc Diferencia de presión, lpc Diferencia de presión, lpc Probeta de observación Tiempo, seg Probeta de observación Tiempo, seg Empacador Probeta 2 (como referencia) Medida Calculada Medida Calculada Medida Calculada Tiempo, seg > Comparación entre las respuestas de presión transitoria medidas en el empacador (abajo) y en las dos probetas (arriba y al centro), y la respuesta calculada a partir del modelo multicapa tras una optimización no lineal de los parámetros. La buena coincidencia entre los valores medidos y los teóricos valida los parámetros del modelo. Si bien son posibles otras soluciones, éstas fueron descartadas sobre la base de otros datos. El intérprete aplicó el modelo a cada prueba; una a la vez. Sin embargo, éste no fue el final, ya que como algunas pruebas se efectuaron muy próximas entre sí, el cambio de los parámetros en las cercanías de un punto de medición podría haber alterado los resultados de otro punto. Por lo tanto, el modelo optimizado se aplicó nuevamente a cada prueba, de manera de lograr una buena coincidencia entre todas las presiones medidas y calculadas (izquierda). Algunas capas se definieron mejor que otras, ya que había más presiones transitorias en sus cercanías. Por esta razón, el factor de confiabilidad para las 15 capas inferiores, para las cuales hubo cuatro pruebas, fue superior al de las 15 capas superiores, en las cuales hubo sólo dos pruebas. Resultados En suma, el intérprete llevó a cabo un tipo de ajuste histórico en el cual ajustó el modelo del yacimiento de manera iterativa para ajustar las 18 presiones transitorias distribuidas a lo largo del pozo. Las permeabilidades estimadas difirieron considerablemente de las permeabilidades de núcleo, siendo generalmente más bajas y variando en varios órdenes de magnitud, de casi 0.02 md a 1350 md. No había mediciones de permeabilidad de núcleo disponibiles en los intervalos con estos valores extremos. Por otra parte, la porosidad varió poco, excepto dentro de las zonas de estilolitas. Para la mayoría de los yacimientos carbonatados de Medio Oriente, la porosidad no es un buen indicador de la permeabilidad. De los seis intervalos que mostraron baja porosidad en los registros, sólo dos tenían permeabilidades inferiores a 1 md. Otros dos eran irregulares y tenían una permeabilidad importante, uno con k v > k h a X151 pies. En esta prueba en particular, la pequeña respuesta de presión en las probetas de observación (menos de 0.5 lpc [3.5 kpa]) se pudo explicar sólo por una capa de súper permeabilidad entre el empacador y la probeta. Este sorprendente resultado fue corroborado por una imagen FMI de la estilolita, que mostró una capa conductiva entre dos franjas densas, una de las cuales tenía vacíos en ella (figura, página 12). Ninguna de ellas era detectable en los datos de núcleo. 16 Oilfield Review