Registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación

Transcripción

1 Registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación Las novedosas tecnologías de perforación y medición proveen ahora datos de pozos y de evaluación de formaciones cada vez más integrados y en tiempo real. Los avances registrados recientemente en la técnica de adquisición de registros de resonancia magnética nuclear durante la perforación están ayudando a los operadores a tomar mejores decisiones de perforación y terminación de pozos, reducir el riesgo y el tiempo no productivo, y optimizar la ubicación y productividad del pozo. R. John Alvarado Houston, Texas, EUA Anders Damgaard Pia Hansen Madeleine Raven Maersk Oil Doha, Qatar Ralf Heidler Robert Hoshun James Kovats Chris Morriss Sugar Land, Texas Dave Rose Doha, Qatar Wayne Wendt BP Houston, Texas La adquisición de registros de resonancia magnética nuclear (RMN) durante la perforación representa un avance significativo en la tecnología de geonavegación y evaluación de formaciones, que traslada los beneficios que ofrecen las herramientas de RMN operadas con cable a las operaciones de perforación en tiempo real. Ahora es posible obtener parámetros petrofísicos críticos, tales como las estimaciones de permeabilidad y productividad durante la perforación, lo cual provee información que ayuda a los petrofísicos, geólogos y perforadores a lograr el óptimo emplazamiento del pozo dentro de un yacimiento. Las mediciones obtenidas durante la perforación en tiempo real, resultan particularmente importantes en entornos de perforación costosos Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Emma Jane Bloor, Jan Morley, Marwan Moufarrej y Charles Woodburn, Sugar Land, Texas, EUA; Kevin Goy, Doha, Qatar; Mohamed Hashem, Shell, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Martin Poitzsch, Clamart, Francia; Joe Senecal, Maersk Oil, Doha, Qatar; y Brett Wendt, ConocoPhillips, Houston, Texas. CMR (Resonancia Magnética Combinable), CMR-, CMR-Plus, IDEAL (Evaluación Integrada de la Perforación y la Adquisición de Registros), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PowerDrive, PowerPulse, provision y VISION son marcas de Schlumberger. 1. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: Manejo del riesgo de la perforación, Oilfield Review 11, no. (Verano de 1999): 1. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T, Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J, Grether B y Rohler H: LWD en tiempo real: registros para la perforación, Oilfield Review 1, no. 3 (Invierno de 1): Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicolson H, Standifird W y donde el tiempo cuenta. Con costos de equipos de perforación que llegan a los 175, dólares estadounidenses por día, los errores cometidos en la ubicación del pozo, la evaluación de las formaciones o el diseño de la terminación del pozo, pueden traducirse en costos de pozos adicionales significativamente elevados o en la perforación de costosos pozos de re-entrada. 1 En este artículo, se examinan los conceptos básicos de la RMN, se presentan los desarrollos registrados en términos de adquisición de registros de resonancia magnética nuclear durante la perforación, y se analiza cómo los operadores están utilizando esta tecnología para la ubicación de los pozos y la evaluación de formaciones en tiempo real. Wright B: Prevención de problemas durante la perforación, Oilfield Review 13, no. (Otoño de 1): Kenyon B, Kleinberg R, Straley C, Gubelin G y Morriss C: Nuclear Magnetic Resonance Imaging Technology for the 1st Century, Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance, Oilfield Review 9, no. (Verano de 1997): Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D, Flaum C, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville MA, Seim MR y Pritchard T: Tendencias en registros de RMN, Oilfield Review 1, no. 3 (Invierno de 1): 1. Para más detalles sobre la historia y el desarrollo de la adquisición de registros de RMN, consulte: Dunn KJ, Bergman DJ y LaTorraca GA: Nuclear Magnetic Resonance Petrophysical and Logging Applications, Seismic Exploration No. 3. Amsterdam, Países Bajos: Pergamon Press (): Allen et al (), referencia. 4 Oilfield Review

2 Desarrollo de herramientas de RMN operadas con cable Desde que aparecieron, los registros de RMN han ido mejorando continuamente. La familia de herramientas de Resonancia Magnética Combinable CMR, comenzando con la introducción del servicio CMR-A en 1995, proporcionaba mediciones de la porosidad efectiva, el volumen de fluido ligado (BFV, por sus siglas en inglés), la permeabilidad y las distribuciones de T ; concepto que se describe más adelante en este artículo. La herramienta de Resonancia Magnética Combinable CMR- introdujo avances en el campo de la electrónica que permiten obtener un mejor valor de la relación señal-ruido (S/N, por sus siglas en inglés), mientras que el menor espaciamiento entre ecos del orden de los µs permitió mejorar la calidad de las mediciones petrofísicas, incluyendo la porosidad total. Mejoras posteriores condujeron al surgimiento de la herramienta de adquisición de registros CMR-Plus, con capacidad para obtener registros a velocidades de hasta 73 m/h [4 pies/h] con el objetivo de obtener datos de porosidad total y de 11 m/h [36 pies/h] para adquirir datos de fluidos ligados; es decir, entre tres y cinco veces superiores a las de la herramienta CMR-. 3 Hasta la fecha, se han realizado más de 7 servicios de adquisición de registros con la herramienta CMR. Para muchas aplicaciones, las mediciones de RMN son superiores a otras técnicas de adquisición de registros y proporcionan respuestas críticas a interrogantes relacionados con la presión, el tipo de fluidos y la producibilidad del yacimiento. Para muchos operadores, los registros de RMN se han convertido en un servicio de rutina en los programas de adquisición de registros típicos. Otoño de 3 43

3 La danza de los protones Los registros de RMN miden el momento magnético de los núcleos de hidrógeno (protones) en el agua y en los hidrocarburos. Los protones tienen una carga eléctrica, y su espín crea un momento magnético débil. Las herramientas de adquisición de registros de RMN utilizan potentes imanes permanentes para crear un fuerte campo de polarización magnética, estático y fuerte dentro de la formación. El tiempo de relajación longitudinal, T 1, describe con qué rapidez se alinean o polarizan los núcleos en el campo magnético estático. La polarización completa de los protones en los fluidos que ocupan los poros lleva hasta varios segundos y puede efectuarse mientras la herramienta de adquisición de registros está en movimiento, pero los núcleos deben permanecer expuestos al campo magnético durante la medición. La relación entre T 1 y el tamaño creciente de los poros es directa; sin embargo, es inversa con respecto a la viscosidad del fluido de formación. Se puede utilizar una serie de pulsos de radiofrecuencia (RF) sincronizados, provenientes de la antena de la herramienta de adquisición de registros, para manipular la alineación de los protones. Los protones alineados se inclinan para formar un plano perpendicular al campo magnético estático. Estos protones inclinados tienen un movimiento de precesión en torno a la dirección del fuerte campo magnético inducido. En su movimiento de precesión, los protones crean campos magnéticos oscilantes, que generan una señal de radio débil pero mensurable. No obstante, como la señal decae rápidamente, tiene que ser regenerada mediante la aplicación reiterada de una secuencia de pulsos de radiofrecuencia. Los protones en precesión a su vez generan una serie de pulsos de señales de radio, o picos, conocidos como ecos de espín. La velocidad a la cual la precesión de los protones decae, o pierde su alineación, se denomina tiempo de relajación transversal, T. Productividad anticipada Tiempo de espera (segundos) Petróleo Petróleo y gas Los procesos T 1 y T son afectados predominantemente por la interacción entre las moléculas de fluido de poro, o características de relajación aparente, y por las interacciones de los fluidos que ocupan los poros con las superficies granulares de la matriz de roca, también conocidas como características de relajación de superficie. Por otra parte, en presencia de un gradiente de campo magnético significativo dentro de la zona resonante, hay relajación por difusión molecular que incide solamente en los procesos T. 4 Redundante Cantidad de ecos > Parámetros de las secuencias de pulsos de la herramienta provision. La programabilidad de esta herramienta queda demostrada en esta secuencia de adquisición de triple tiempo de espera, que se utilizó para evaluar los intervalos productores de petróleo (conjunto superior) y los intervalos productores de petróleo y gas (conjunto inferior), en un pozo de aguas profundas del Golfo de México, EUA RMN durante la perforación Luego de la aceptación generalizada de las herramientas de RMN operadas con cable, comenzó el desarrollo y la comprobación en el campo de las herramientas de adquisición de registros de resonancia magnética nuclear durante la perforación; esto a fines de la década de Los esfuerzos de investigación y desarrollo, y las lecciones aprendidas a partir de la adquisición de registros de RMN operados con cable, condujeron finalmente a la introducción del servicio de geonavegación dentro del yacimiento en tiempo real provision, en el año 1, capaz de proveer mediciones de RMN precisas, de alta resolución, bajo las adversas condiciones que se presentan normalmente durante la perforación. En forma similar a la herramienta CMR, la herramienta provision de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés), permite obtener mediciones que incluyen porosidad independiente de la mineralogía, volumen de fluido ligado, volumen de fluido libre (BVF y FFV, por sus siglas en inglés respectivamente), permeabilidad, detección de hidrocarburos y distribuciones de T. El diseño flexible permite a los ingenieros que trabajan en la localización del pozo modificar la secuencia de mediciones y las características operativas de la herramienta para uno de los tres modos de perforación diferentes: rotativa, por deslizamiento o estacionaria. La herramienta puede ser programada manualmente o regularse para que cambie automáticamente en base a las condiciones de perforación (abajo, a la izquierda). Los ingenieros pueden programarla para que mida los tiempos de relajación T 1, T o ambos simultáneamente. Si bien las dos mediciones pueden generar datos de evaluación de formaciones RMN, el sistema provision se basa fundamentalmente en las mediciones de T, que producen mayor repetibilidad estadística y poseen mejor resolución vertical. Tanto las mediciones de T 1 como las mediciones de T toman muestras de un proceso de evolución temporal exponencial. Las mediciones de T 1 muestrean un crecimiento exponencial y las de T un decaimiento exponencial. La medición de T 1 consiste en tomar algunas muestras sobre este crecimiento, cada una de las cuales requiere un tiempo de espera adicional que depende del punto medido. La medición de T, por el contrario, captura el decaimiento completo dentro de una sola medición de Carr-Purcell-Melboom-Gill (CPMG) luego de un tiempo de espera solamente, lo que produce una mayor cantidad de ecos por medición. En consecuencia, la medición de T puede obtenerse más rápido, lo que conduce a un mayor intervalo de muestreo o bien a una mayor promediación y, por ende, a un mejoramiento de la calidad de los datos. Para disponer de registros de RMN durante la perforación en tiempo real, éstos deben ser transmitidos a la superficie por un sistema de telemetría de transmisión de pulsos a través del lodo. A partir de las mediciones crudas que realiza la herramienta, se implementa un algoritmo óptimo de procesamiento de la señal en el pozo para efectuar el proceso crítico de inversión de T. Como resultado de esta inversión, se pueden derivar en tiempo real importantes mediciones petrofísicas, tales como porosidad independiente de la litología, distribuciones espectrales de T, volúmenes de fluidos ligados y libres, permeabilidad e información sobre saturaciones y características de los fluidos. Sin embargo, debido a las limitaciones del ancho de banda telemétrico, la transmisión de datos en tiempo real se limita a las porosidades derivadas por resonancia magnética; los volúmenes BFV y FFV; los parámetros de control de calidad dependientes del movimiento y T LM, o la media logarítmica de la distribución de T. Estas mediciones se utilizan en conjunto con las mediciones de evaluación de formaciones y levantamientos estándar para optimizar la ubicación del pozo dentro del yacimiento. 44 Oilfield Review

4 La transmisión de T LM, BFV o FFV y la porosidad permiten estimar la permeabilidad utilizando las ecuaciones del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) o las ecuaciones del modelo Timur-Coates. 6 Si bien las distribuciones de T pueden ser provistas en tiempo real, las limitaciones del ancho de banda telemétrico requieren priorizar los datos; la información menos crítica se almacena en la memoria para el posterior procesamiento. Los datos son transmitidos a la superficie en tiempo real por el sistema de telemetría PowerPulse de mediciones durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés). Al igual que con otras herramientas tipo VISION para Evaluación de Formaciones y generación de Imágenes Durante la Perforación LWD, las máximas condiciones ambientales para la herramienta provision son 15 C [3 F],, lpc [138 MPa], y una severidad de pata de perro de 8 /3 m [8 /1 pies] durante la rotación y de 16 /3 m [16 /1 pies] durante el deslizamiento. El diseño del imán de dipolos opuestos, en la herramienta provision, produce un campo magnético simétrico. Los imanes tubulares permanentes de samario-cobalto, orientados en sentido vertical, son estables dentro del rango de temperaturas para la operación de la herramienta, generando una medición de RMN predecible y repetible (arriba, a la derecha). La interacción del campo de radiofrecuencia y el campo magnético estático genera una región resonante, o carcasa, de 36 cm [14 pulgadas] de diámetro y 15 cm [6 pulgadas] de altura (derecha). 4. Para más detalles sobre mecanismos de relajación T, consulte: Kenyon et al y Allen et al (), referencia. 5. Prammer MG, Drack E, Goodman G, Masak P, Menger S, Morys M, Zannoni S, Suddarth B y Dudley J: The Magnetic Resonance While-Drilling Tool: Theory and Operation, artículo de la SPE 6981, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de. Drack ED, Prammer MG, Zannoni SA, Goodman GD, Masak PC, Menger SK y Morys M: Advances in LWD Nuclear Magnetic Resonance, artículo de la SPE 7173, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 3 de septiembre al 3 de octubre de 1. Horkowitz J, Crary S, Ganesan K, Heidler R, Luong B, Morley J, Petricola M, Prusiecki C, Speier P, Poitzsch M, Scheibal JR y Hashem M: Applications of a New Magnetic Resonance Logging-While-Drilling Tool in a Gulf of Mexico Deepwater Development Project, Transcripciones del 43 Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Oiso, Japón, al 5 de junio de, artículo EEE. Morley J, Heidler R, Horkowitz J, Luong B, Woodburn C, Poitzsch M, Borbas T y Wendt B: Field Testing of a New Magnetic Resonance Logging While Drilling Tool, artículo de la SPE 77477, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 9 de septiembre al de octubre de. 6. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K: Evaluación de yacimientos carbonatados, Oilfield Review 1, no. 4 (Primavera de 1): 43. Imanes tubulares de samario-cobalto Campo magnético (14 pulgadas de diámetro x 6 pulgadas de altura) Flujo de lodo Estabilizador opcional > Diseño de la herramienta provision. Alojada dentro de un collar de perforación (porta barrena) de 11.3 m [37 pies] de largo y 17.1 cm [6 3 4 pulgadas ] de diámetro, el diámetro externo de la herramienta es de 19.7 cm [7 3 4 pulgadas]. Cuando se configura sin salientes exteriores (recalque) y con bandas de protección fijas, la herramienta puede bajarse en pozos con diámetros de entre pulgadas y pulgadas. Los ingenieros de campo en sitio pueden adosar un estabilizador de rosca para reducir el movimiento lateral y centralizar la herramienta en el pozo. Las conexiones telemétricas en ambos extremos del arreglo de la herramienta permiten la configuración para cualquier sección de un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés). La herramienta funciona a turbina, en vez de batería, y puede operar con regímenes de flujo de entre 1136 y 38 L/min [3 y 8 gal/min]. 6 pulgadas 14 pulgadas Flujo de lodo Pozo de 8 1 pulgadas DOI de 3 4 pulgadas Zona resonante Campo magnético Imán anular Diámetro de investigación 14 pulgadas Pozo de 8 1 pulgadas > Secciones transversales de la herramienta provision. La sección axial a través de la antena (izquierda) ilustra el diseño simétrico de la herramienta. Las barras de color azul oscuro son imanes cilíndricos huecos. Las líneas de intensidad de campo constante (azul) indican un gradiente de campo magnético que decae lejos de la herramienta. La sección a través de la bobina de la antena coaxial se muestra en color negro. La interacción entre la antena y los imanes produce una carcasa resonante cilíndrica (franjas rojas) de 15 cm [6 pulgadas] de largo, 1 mm [.4 pulgadas] de espesor, y un diámetro de investigación de 36 cm [14 pulgadas]. La sección transversal a través de la bobina enrollada de la antena coaxial (derecha) ilustra la carcasa resonante simétrica con respecto al eje (rojo). La carcasa resonante es el único lugar donde se obtiene la medición, es decir, no se realiza ninguna medición entre la herramienta y la carcasa resonante o desde la carcasa resonante hacia el interior de la formación. La profundidad de investigación dentro de la formación (DOI, por sus siglas en inglés) en un pozo de 1.5 cm [8 1 pulgadas] de diámetro es de 7 cm [ 3 4 pulgadas]. Otoño de 3 45

5 La intensidad del campo magnético dentro de la carcasa es de aproximadamente 6 gauss, con un gradiente de campo de aproximadamente 3 gauss por centímetro. El ancho de la carcasa de medición permite la medición de la formación en pozos levemente ensanchados o desviados y cuando la herramienta no se encuentra centrada en el pozo. La profundidad de investigación dentro de la formación (DOI, por sus siglas en inglés) varía con el diámetro del pozo. Por ejemplo, en un pozo de 8 1 pulgadas de diámetro, la profundidad de investigación es de 7 cm [ 3 4 pulgadas]. A una velocidad de penetración de 15 m/h [5 pies/h], la resolución vertical oscila entre.9 y 1. m [3 y 4 pies] luego del apilamiento de los datos. Para los propósitos de geonavegación, los ingenieros de campo pueden colocar la herramienta directamente detrás del motor de fondo o del sistema rotativo direccional PowerDrive o directamente encima del tramo de conexión de la barrena. Para optimizar aún más las capacidades de geonavegación, la sección de la herramienta provision correspondiente a la antena, que contiene los imanes permanentes, se localiza en la parte inferior de la herramienta, de manera tal que el punto de medición se posiciona lo más cerca posible de la barrena. La existencia de imanes poderosos dentro del arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés) puede afectar a los instrumentos de magnetometría azimutal utilizados para determinar las coordenadas espaciales del pozo. No obstante, los ingenieros de Schlumberger han demostrado a través del modelado y la experimentación que el campo magnético axialmente simétrico de la herramienta provision tiene poca incidencia sobre las mediciones magnéticas azimutales. Dado que la magnitud de la interferencia del campo magnético es escasa y directamente proporcional a la intensidad del campo magnético generado por la herramienta provision, los errores son significativos sólo cuando dicha herramienta se coloca directamente por encima del instrumento de medición. En base a modelos numéricos y mediciones físicas, los ingenieros de Schlumberger han desarrollado algoritmos de corrección de levantamientos para la interferencia magnética RMN. Estos algoritmos están incluidos en la aplicación de Evaluación Integrada de la Perforación y la Adquisición de Registros IDEAL. Obtención de mediciones La herramienta provision opera en modo cíclico en lugar de hacerlo en modo continuo. El ciclo de operación consiste en un tiempo de espera de polarización inicial, seguido por la transmisión del pulso RF de alta frecuencia y la posterior recepción de la señal de eco coherente o tren de ecos. Región resonante El ciclo de transmisión de pulsos y recepción de ecos se repite en sucesión hasta recoger el número programado de ecos. Generalmente, la adquisición es definida por la secuencia de Carr- Purcell-Melboom-Gill (CPMG). La secuencia CPMG se caracteriza por un pulso inicial de 9 seguido por una larga serie de pulsos sincronizados de 18. El intervalo de tiempo que media entre los sucesivos pulsos de 18 es el espaciamiento de los ecos y por lo general se encuentra en el orden de unos cientos de microsegundos. Para cancelar el ruido intrínseco en una secuencia CPMG, las secuencias CPMG se obtienen en pares. La primera del par es una señal de fase positiva. La segunda del par se obtiene con un movimiento de fase de 18, también conocido como fase negativa. Las dos secuencias CPMG se combinan luego para generar un par de fase alternada. Comparada con la secuencia CPMG individual, la secuencia CPMG combinada o apilada tiene una relación señal-ruido mejorada. Las mediciones de T 1 y T y sus distribuciones son elementos clave de la adquisición de registros de RMN. La cantidad primaria de T 1 medida es la amplitud de la señal en función del tiempo de recuperación de la polarización. Las cantidades primarias de T medidas son las amplitudes de las señales de ecos y su decaimiento. Los parámetros de los pulsos, tales como espaciamiento 13 1 pulgadas 13 1 pulgadas Pared del pozo Región polarizada Región resonante > Efecto del movimiento lateral sobre las mediciones de RMN realizadas con la herramienta provision. La herramienta se centra en el pozo al comienzo del ciclo de medición (izquierda). Luego de la polarización inicial, el movimiento de la columna de perforación hace que la herramienta descanse contra la pared del pozo, parcialmente afuera de la región polarizada (derecha). En una situación ideal, la herramienta no debería moverse durante el curso de una secuencia de ecos de pulsos Carr-Purcell-Meiboom-Gil (CPMG). No obstante, el movimiento lateral de la herramienta durante la rotación hace que la carcasa de medición, o región resonante, salga de la región de investigación polarizada. Esto puede producir errores de amplitud y de distribución de T. entre ecos, tiempos de espera y el ciclo de medición de RMN, definen todos los aspectos de las mediciones de RMN y son totalmente programables en la herramienta provision. Dinámica de la columna de perforación y mediciones de RMN Las mediciones de resonancia magnética nuclear no son instantáneas. El movimiento de la herramienta puede hacer que la región resonante, o excitada, se desplace durante la adquisición de los datos (arriba). La herramienta provision está provista de sensores que miden la amplitud y la velocidad del movimiento lateral y las revoluciones instantáneas por minuto (rpm). El movimiento de la herramienta puede afectar tanto a las mediciones de T 1 como a las mediciones de T. El decaimiento inducido por el movimiento afecta en primer lugar a los valores de T largos, lo que produce decaimientos de los ecos más rápidos que pueden reducir la exactitud de las mediciones de RMN, particularmente en formaciones carbonatadas y en formaciones que contienen hidrocarburos livianos. Estos efectos del movimiento son más intensos cuando la carcasa de medición es delgada en relación con el movimiento de la herramienta, lo que a menudo produce el movimiento de la carcasa resonante fuera de la región de investigación, 46 Oilfield Review

6 aun cuando se trate de movimientos pequeños. Un campo magnético estático de gradiente alto produce una carcasa de medición delgada, que decae rápidamente al alejarse de la herramienta. Por el contrario, la herramienta provision tiene un diseño de gradiente bajo que genera una carcasa de medición de gran espesor e insensibilidad al movimiento de la herramienta. Como el movimiento lateral puede acortar las velocidades de decaimiento de T, es esencial comprender ese movimiento para poder desarrollar técnicas de control de calidad de datos. Para evaluar los efectos inducidos por el movimiento, los ingenieros deben conocer la frecuencia, la amplitud, la trayectoria y la determinación del instante de ocurrencia del movimiento. 7 Los sistemas de acelerómetro y magnetómetro de muestreo rápido miden el movimiento de la columna de perforación en tiempo real (derecha). Los datos de movimiento se procesan en instantáneas de segundos. Los datos de las instantáneas sin procesar se comprimen y pueden guardarse en la memoria de la herramienta, mientras que los resultados procesados se registran en forma continua para proporcionar un registro continuo del movimiento lateral de la herramienta. Se calcula el valor teórico máximo de T resoluble durante el movimiento y se transmite una señal que indica la calidad de los datos de RMN con el conjunto de datos obtenidos en tiempo real. Los datos de movimiento obtenidos con la herramienta provision son de gran utilidad independiente. Estos datos pueden alertar al perforador ante la presencia de movimiento lateral excesivo, un modo resonante desfavorable o excesivos movimientos bruscos, permitiendo que se adopten medidas correctivas para reducir la posibilidad de daño del BHA o de la barrena de perforación y optimizar los regímenes de perforación, mejorando así la eficiencia de la perforación. La respuesta oportuna al movimiento excesivo de la columna de perforación también permite minimizar el ensanchamiento del pozo (derecha). Optimización de la productividad del pozo El correcto emplazamiento del pozo y diseño de su terminación resultan ser clave para la optimización de la productividad. Para lograrlo, los perforadores deben emplazar los pozos en la porción más productiva del yacimiento objetivo, y los ingenieros deben diseñar las terminaciones de manera de maximizar la producción y la recuperación de petróleo, limitando al mismo tiempo la 7. Speier P, Crary S, Kleinberg RL y Flaum C: Reducing Motion Effects on Magnetic Resonance Bound Fluid Estimates, Transcripciones del 4 Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Oslo, Noruega, 3 de mayo al 3 de junio de 1999, artículo II. Revoluciones por minuto (rpm) Posición, mm Posición, mm > Gráficas del movimiento lateral de la columna de perforación. Durante el intervalo de segundos, los paneles inferiores izquierdo y derecho muestran ejemplos de movimientos benignos e intensos, registrados por la herramienta provision durante la perforación rotativa. Los intervalos de amplitud de movimiento inferior a 1 mm (extremo inferior izquierdo) corresponden a los intervalos mostrados de rotación lenta (pocas rpm) (extremo superior) y representan un estado prácticamente estacionario. Durante los intervalos de tiempo restantes, se produce un movimiento violento, cuando la herramienta gira libremente y alcanza amplitudes de movimiento lateral de hasta 5 mm. RPM Número de rotaciones Velocidad lateral 15 mm/segundos Tiempo, segundos Posición, mm Tiempo, segundos 5 1 Tiempo, segundos Velocidad lateral 33 mm/segundos Posición, mm 7 vueltas atrás > Un ejemplo de aprisionamiento-deslizamiento extremo. El gráfico superior muestra la rotación instantánea (rpm). Aproximadamente a 8 segundos del intervalo de tiempo, el BHA queda aprisionado durante unos 7 segundos hasta que el aumento continuo de la fuerza de torsión lo libera y la energía almacenada acelera la tubería de perforación hasta que supera las 3 rpm, luego de lo cual el BHA vuelve a quedar aprisionado. La gráfica inferior muestra el número de rotaciones acumuladas. El número de rotaciones aumenta hasta que el BHA queda aprisionado, punto en el cual la cabeza rotativa continúa girando y genera siete vueltas en la columna de perforación antes de que se libere el BHA. El BHA libera la energía acumulada y la inercia hace que sobregire y genere seis vueltas adelante de la cabeza rotativa superior, con la posibilidad de desconectar ciertas secciones del BHA vueltas adelante 15 Otoño de 3 47

7 Porosidad derivada de la herramienta provision en tiempo real.6 pies 3 /pies 3 Hidrocarburo Derrumbes Señal indicadora de hidrocarburos Porosidad total Calibre.6 pies 3 /pies 3 - pulg 4 Resistividad de Densidad cambio de fase volumétrica (total) Volumen total de agua Rayos gamma. ohm-m 1.65 g/cm pies 3 /pies 3 API 15 Resistividad de atenuación Porosidad Agua ligada Distribución de T Velocidad de Rotación neutrónica termal. ohm-m penetración Agua RPS.6 pies Permeabilidad derivada de 3 /pies 3 4 Velocidad de 1 la herramienta provision Señal indicadora BPV derivado de la T LM derivado de la penetración en tiempo real de hidrocarburos herramienta provision herramienta provision.5 pies/seg Muestra. md 1 pies 3 /pies pies 3 /pies 3 1 msec 1, XX65 XX7 XX75 > Análisis de formaciones en el ambiente de aguas profundas del Golfo de México. La información de los indicadores de petróleo, independientes de la resistividad, los datos de volumen de fluido ligado y los datos de permeabilidad de la herramienta provision se integran con la saturación del agua derivada de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable para obtener estimaciones de producibilidad clave durante la perforación del pozo. Los Carriles 1 a 4 se encuentran disponibles como canales de datos en tiempo real. Los cambios en las características de la distribución de T en modo registrado (Carril 5), confirman el contacto agua-petróleo. Las marcas confusas en el carril de profundidad son los puntos de muestreo de los datos de RMN sin procesar. producción de agua. La adquisición de registros de RMN durante la perforación provee los datos necesarios para la adopción de decisiones tomadas sobre bases bien fundamentadas. Para determinar qué intervalos de un yacimiento deberían terminarse, se requiere una estimación del índice de productividad del pozo (IP). Tradicionalmente, esta cuestión se aborda una vez concluidas las operaciones de perforación y adquisición de registros con cable y las pruebas de producción. El IP se basa en un perfil de la capacidad de flujo, que es el producto de la permeabilidad y el espesor vertical del yacimiento. Estas mediciones se obtienen de los registros de pozos y las pruebas de formación, o de una combinación de ambos. Durante más de una década, los operadores procuraron obtener estimaciones en tiempo real de la permeabilidad y el IP. En 1994, los ingenieros de BP realizaron experiencias exitosas con métodos de determinación del IP en tiempo real, en su proyecto Wytch Farm, situado al sur de Inglaterra. Los estudios geológicos del yacimiento petrolífero de areniscas Sherwood permitieron establecer que la productividad del yacimiento estaba controlada básicamente por la permeabilidad y que la granulometría y la porosidad controlan este parámetro. Se utilizaron datos de núcleos para crear transformadas entre la permeabilidad y la densidad volumétrica (total) para cada clase granulométrica, que fueron aplicadas a su vez para estimar el IP. A medida que avanzaba la perforación, se generó un registro de permeabilidad en tiempo real, utilizando la granulometría obtenida del análisis granulométrico de los recortes de perforación y combinando las mediciones de porosidad de una herramienta de litodensidad-neutrón. Los petrofísicos calibraron luego el modelo con datos de pozos vecinos. 48 Oilfield Review

8 TURQUÍA SIRIA IRAQ ARABIA SAUDITA YEMEN IRÁN OMÁN Los equipos de ingeniería y petrofísica utilizaron estas primeras estimaciones de permeabilidad-productividad en tiempo real para modelar y optimizar el potencial económico de un pozo de diversas formas. Las decisiones de ajustar la trayectoria del pozo se basaron en las predicciones de la productividad determinadas en tiempo real. Mediante la optimización de los intervalos de disparos, el equipo de trabajo logró maximizar la producción y minimizar la posibilidad de ingreso de agua. Estos datos fueron utilizados para estimar las reservas remanentes en los pozos en los que los intervalos habían sido taponados para lograr el aislamiento del agua. 8 En Wytch Farm, el método de BP resultó relativamente simple de implementar. La arenisca Sherwood no está muy cementada y el tamaño de grano, la porosidad y la permeabilidad tienen una relación claramente definida. Además, se disponía de núcleos de pozos para la calibración del modelo. En muchos otros yacimientos, las características petrofísicas son menos directas. Si bien procesos similares podrían proporcionar resultados comparables en perforaciones realizadas en yacimientos más complejos, la comunidad petrofísica necesitaba una solución de evaluación de formaciones más exacta y completa. Las mediciones de RMN en tiempo real pueden proporcionar esta información y ayudar a optimizar el emplazamiento del pozo y el diseño de terminación del mismo. ARABIA SAUDITA millas 1 3 km Campo petrolero Al Shaheen QATAR IRÁN EMIRATOS ÁRABES UNIDOS > Localización del campo petrolero Al Shaheen operado por la compañía Maersk Oil Qatar AS en colaboración con Qatar Petroleum. RMN en tiempo real Los registros de RMN modernos miden la porosidad independientemente de la mineralogía y proveen una estimación de la permeabilidad y los volúmenes de fluido ligado. Además permiten detectar la presencia de hidrocarburos. Si se combinan con otras mediciones LWD, los datos de RMN pueden ser utilizados para generar estimaciones de la producción potencial en tiempo real. En el año, los ingenieros de BP aplicaron el sistema provision en un proyecto de aguas profundas del Golfo de México, EUA (página anterior). Durante la perforación con lodo base petróleo, se obtuvieron registros de RMN en tiempo real en tres pozos independientes de 8 1 pulgadas de diámetro. La secuencia de pulsos de la herramienta provision consistía en un tiempo de espera unitario y una secuencia de estallidos. Se utilizó un tiempo de espera relativamente prolongado de 1 segundos para asegurar la adecuada polarización de los hidrocarburos livianos que se esperaban en este yacimiento. Se recogieron seiscientos ecos luego de transcurrido el largo tiempo de espera. La secuencia de estallidos constó de ecos luego de un tiempo de espera de.8 segundos. Los ecos se recogieron a intervalos de.8 y 1. milisegundos. El tiempo del ciclo de RMN total fue de aproximadamente 3 segundos, a una velocidad de perforación de aproximadamente 1 m [7 pies] por hora. Esta combinación de tiempo de ciclo con velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés) arrojó un intervalo de muestreo de profundidad de aproximadamente.3 m [.75 pies] por par de fase alternada. Para determinar el BFV, se optó por un valor de corte de T de 9 milisegundos. Este valor de corte de T se basó en la experiencia con mediciones de RMN obtenidas en este campo petrolero. La evaluación realizada por el equipo petrofísico indicó que los datos de los registros de densidad, neutrón y porosidad RMN concordaban a través de la arenisca, que tiene una porosidad de aproximadamente 8 u.p. Además de los datos de RMN, el conjunto de datos de la herramienta provision proveyó al operador registros de RMN de fondo de pozo, de desempeño de la perforación y de movimiento lateral para detectar condiciones de perforación erráticas, tales como el movimiento por aprisionamiento-deslizamiento, y permitió que el perforador adoptara acciones correctivas, con miras a prolongar la vida útil del BHA y optimizar la ROP. Evaluaciones de carbonatos Los hidrocarburos producidos en el campo Al Shaheen, en el área marina de Qatar, actualmente provienen de tres formaciones Cretácicas conocidas como Kharaib, Shuaiba y Nahr Umr. Kharaib y Shuaiba son yacimientos carbonatados, mientras que la formación Nahr Umr está compuesta por delgadas areniscas (izquierda). La compañía Maersk Oil, que opera el campo petrolero Al Shaheen junto con Qatar Petroleum, está desarrollando estas complejas formaciones con pozos horizontales de alcance extendido que ocasionalmente superan los 9144 m [3, pies] de profundidad medida (MD, por sus siglas en inglés) si bien sólo tienen 914 m [3 pies] de profundidad vertical verdadera. 9 En dichos pozos, la tubería de perforación no puede hacerse rotar con el cable de adquisición de registros adosado. Los efectos de la fricción tarde o temprano impiden el deslizamiento más allá de 8. Blosser WR, Davies JE, Newberry PS y Hardman KA: Unique ESP Completion and Perforation Methodology Maximises Production in World Record Step-Out Well, artículo de la SPE 5586, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya, Países Bajos, al de octubre de Harrison PF y Mitchell AW: Continuous Improvement in Well Design Optimises Development, artículo de la SPE 3536, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, al 5 de octubre de Hogg AJC, Mitchell AW y Young S: Predicting Well Productivity from Grain Size Analysis and Logging While Drilling, Petroleum Geoscience, no. 1 (1996): Damgaard A, Hansen P, Raven M y Rose D: A Novel Approach to Real Time Detection of Facies Changes in Horizontal Carbonate Wells Using LWD NMR, Transcripciones del 44 Simposio Anual de la SPWLA, Galveston, Texas, EUA, al 5 de junio de 3, artículo CCC. Otoño de 3 49

9 los 396 m [13, pies]. En consecuencia, las herramientas de adquisición de registros operadas con cable se ven imposibilitadas de alcanzar la porción más distante de un tramo horizontal. Las herramientas LWD, sin embargo, son transportadas a lo largo de toda la longitud del pozo, proveyendo datos para la geonavegación y la evaluación primaria de formaciones. Las técnicas de RMN ayudan a determinar características del flujo de fluido del yacimiento y de la permeabilidad. Estas características pueden variar considerablemente con los cambios de las facies geológicas. La detección de los cambios de facies es esencial para el conocimiento del yacimiento y el emplazamiento óptimo del pozo. Con frecuencia, particularmente en yacimientos carbonatados, la ausencia de correlaciones consistentes entre permeabilidad y porosidad, a escala de yacimiento, limita la caracterización petrofísica LWD mediante registros de porosidad. La adquisición de registros de RMN con herramientas operadas con cable convencional ha permitido mejorar la caracterización de facies geológicas y otras propiedades petrofísicas de los carbonatos, tales como la permeabilidad (derecha). La perforación de pozos de alcance extendido en el campo petrolero Al Shaheen plantea verdaderos desafíos. Los BHA rotativos orientables se utilizan comúnmente para el control direccional en la perforación de tramos horizontales largos. Al equipo petrofísico le preocupaba el deterioro de la calidad de los datos de registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación, debido al decaimiento de T, dependiente del movimiento, resultante de los niveles típicamente altos de movimientos bruscos del BHA, aprisionamiento-deslizamiento, y el movimiento lateral de la herramienta durante la rotación de la columna de perforación. Con ROPs ocasionalmente superiores a los 15 m/h [5 pies/h], se esperaba una pérdida mayor de la calidad de los datos. Las rocas carbonatadas normalmente tienen tiempos de relajación superficial menores, lo que produce tiempos de T largos. Dado que gran parte de la información petrofísica importante está contenida en los ecos finales, las secuencias de adquisición en carbonatos requieren generalmente un tiempo de espera más prolongado y una mayor cantidad de ecos que en las formaciones clásticas. No se sabía si las componentes finales de T observadas normalmente en las rocas carbonatadas de Al Shaheen podrían detectarse bajo las dificultosas condiciones de perforación previstas. Bins 1- Bin 3 Bin 4 Bin 5 Bin 6 Bins 7-8 Rayos gamma API 1 Profundidad, pies XM9 XN Permeabilidad según el modelo de SDR Permeabilidad según el modelo de Timur-Coates > Identificación de cambios en el yacimiento calcáreo Shuaiba con datos de RMN adquiridos con cable. Los datos de RMN muestran una gran reducción del fluido libre, un aumento del fluido ligado (Carril 3, sombras de color amarillo) y una disminución de la permeabilidad RMN (Carril ) entre profundidades de XN1 y XN7. Sería difícil, por no decir imposible, identificar estos cambios con los registros estándar de porosidad (Carril 3, porosidad neutrónica termal en azul y densidad volumétrica en rojo) y de rayos gamma (Carril 1, curva sólida de color verde). Los ingenieros intentaron reducir la mayor cantidad de variables posibles durante la planeación previa a la ejecución de los trabajos. Para mejorar la relación señal-ruido, también se planificó el apilamiento de los ecos sin procesar. Dado que los cambios de facies se producen normalmente a lo largo de décimos o cientos de pies en los pozos de alcance extendido, y la detección de variaciones de pequeña escala no constituía el principal objetivo, era aceptable una pérdida de resolución a cambio de un mejoramiento de la relación señal-ruido. La primera corrida de la herramienta provision a nivel mundial en un yacimiento carbonatado tuvo lugar en un pozo horizontal de alcance extendido, de 8 1 pulgadas de diámetro, perforado hasta una profundidad medida de más de 7315 m [4, pies], con lodo base agua. Un arreglo rotativo orientable controlaba la trayectoria mientras se obtenían datos de resonancia magnética nuclear LWD en tiempo real, a lo largo de toda la longitud del pozo. Fluido ligado Fluido libre Porosidad CMR total.6 m 3 /m 3.6 Fluido libre CMR pie 3 /pie 3 Densidad volumétrica (total) 1.7 g/cm Porosidad neutrónica termal m 3 /m 3 Efecto fotoeléctrico 1 Distribución de T RMN Imagen profunda ? ?7 4? ohm-m T LM Orientación de la imagen.3 milisegundos 6 U R B L U Deslizamiento. Sin imagen Deslizamiento. Sin imagen Sólo se disponía de cantidades limitadas de material de núcleos provenientes de esta sección particular del yacimiento Shuaiba. Históricamente, la identificación e interpretación de facies carbonatadas se ha basado en una combinación de recortes de perforación, cortes delgados y análisis de registros. Estaba previsto que el pozo atravesara múltiples facies carbonatadas con permeabilidades y características de producibilidad variables. La compañía Maersk Oil esperaba obtener importante información del yacimiento en tiempo real con la herramienta provision, incluyendo la diferenciación de las diversas facies carbonatadas a lo largo de la trayectoria del pozo y la comparación de la calidad de los registros de RMN adquiridos durante la perforación con la de los intervalos seleccionados de los registros de RMN operados con cable. 5 Oilfield Review

10 Fluido ligado Fluido libre Densidad aparente 1.7 g/cm 3.7 Porosidad RMN en bins Inicial Final Permeabilidad según el modelo de SDR Porosidad neutrónica termal Porosidad RMN total Distribución RMN de T Rayos gamma Velocidad de penetración API 1 5 pies/hr Permeabilidad según el modelo de Timur-Coates BFV-RMN RMN T LM Orientación de la imagen 3 milisegundos 6 U R B L U XX XX3 XX4 XX5 XX6 > Imagen clara de la trayectoria del pozo. La imagen del registro de resistividad LWD (Carril 5) muestra la trayectoria del pozo que encuentra una marga sobreyacente. Los datos de RMN muestran claramente un T bimodal (Carril 4) con el pico corto de T centrado a 6 milisegundos, proveniente del material arcilloso que se encuentra encima del pozo entre XX39 y XX49 pies, y el pico más largo de T centrado a milisegundos, proveniente de la caliza que se encuentra debajo del pozo. También se indican los cambios laterales. La facies 3 está presente entre XX46 a XX474 pies y XX488 a XX5 pies, caracterizado por el valor más bajo de T LM (Carril 4). Como era de esperar, se registró un alto nivel de movimientos bruscos y de aprisionamientodeslizamiento en el fondo del pozo. La velocidad de penetración era variable, superando en ocasiones los 5 pies/h. Debido al movimiento de la herramienta y la rápida velocidad de penetración, los datos de registros de RMN adquiridos durante la perforación tenían un moderado grado de ruido, en comparación con los registros de RMN operados con cable. No obstante, el apilado de los datos mejoró la relación señal-ruido. Los resultados de las múltiples carreras del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT proporcionaron datos para estimar la movilidad del fluido y ajustar las constantes en las ecuaciones de permeabilidad RMN. El análisis basado en las permeabilidades RMN, las porosidades, T LM, los volúmenes de fluido ligado y los volúmenes de fluido libre permitió discernir tres sistemas de porosidad diferentes. El equipo de trabajo utilizó los cambios en el carácter de T para mapear la variación de facies a lo largo del pozo (arriba). Un escaso volumen de fluido ligado y una alta relación entre Otoño de 3 51

11 Porosidad RMN en bins Inicial Final Permeabilidad según el modelo de SDR Fluido ligado Fluido libre Densidad volumétrica (total) 1.7 g/cm 3.7 Porosidad neutrónica termal Porosidad RMN total Distribución de T RMN Rayos gamma Velocidad de penetración Permeabilidad según el modelo de Timur-Coates BFV-RMN RMN T LM API 1 5 pies/hr 3 milisegundos 6 XX8 XX9 XY XY1 > Facies 1 a partir del registro de RMN adquirido durante la perforación. Los datos LWD mostrados indican un intervalo de carbonatos limpios donde la distribución de T (tiempo de relajación transversal) (Carril 4) contiene un porcentaje importante de valores de T finales. La línea sólida de color azul corresponde a un valor de corte de T determinado en forma empírica, que se utiliza para fraccionar la distribución de T en una componente rápida que representa los fluidos ligados y una componente lenta que indica los fluidos libres. La traza de color rojo representa la distribución de T LM. La variable T LM generalmente está bien por encima del valor de corte de T, lo que indica que la mayor parte del fluido que se encuentra en el espacio poroso es fluido libre. La porosidad total computada a partir de los datos de RMN, mostrada como una línea de puntos de color negro en el Carril 3, concuerda con el registro de porosidad neutrónica convencional de la matriz de caliza indicado en color azul, y con la densidad volumétrica de la formación mostrada en rojo. El área de color amarillo representa el volumen de fluido ligado, mientras que el color verde claro indica la porción de la porosidad total rellena con fluidos libres, o la porosidad efectiva. Los tiempos T más largos indican los poros más grandes, mientras que los más cortos se atribuyen a los tamaños de poros más pequeños. Los poros grandes parecen conformar una porción considerable de la porosidad total, correspondiendo los poros pequeños y muy pequeños a un porcentaje pequeño. fluido libre y fluido ligado tipifica la Facies 1 (arriba). La Facies tiene un volumen de fluido ligado moderado y una relación entre fluido libre y fluido ligado más baja. El valor de T promedio de la Facies es más corto que el de la Facies 1 y todo el espectro de datos está desplazado hacia los valores de T más cortos. La Facies 3 se caracteriza por un gran volumen de fluido ligado y una baja relación entre fluido libre y fluido ligado. En la Facies 3, el espectro de T está desplazado aún más hacia los valores más cortos. Las láminas delgadas realizadas en muestras de recortes de perforación confirmaron la importancia de las facies en la respuesta de T de los registros de RMN adquiridos durante la perforación. La porosidad del registro de RMN adquirido durante la perforación concordaba con la porosidad del registro de densidad en las Facies 1 y, con un déficit promedio de 3 u.p. en la Facies 3 que podría atribuirse a un porcentaje de señales T de decaimiento más rápido. Los datos de RMN adquiridos durante la perforación indican dife- 5 Oilfield Review

12 Porosidad RMN en bins Inicial Final Velocidad de penetración Rayos gamma Permeabilidad según el pies/hr modelo de Timur-Coates API 1 5 XX4 Permeabilidad según el modelo de SDR Fluido ligado Fluido libre Densidad volumétrica (total) 1.7 g/cm 3 Porosidad neutrónica termal Porosidad RMN total BFV-RMN.7 Distribución de T RMN 3 RMN T LM milisegundos 6 Orientación de la imagen U R B L U XX5 Facies XX6 XX7 XX8 Facies 3 XX9 XX > Contraste de los datos de RMN con las imágenes de resistividad. En el Carril 5 se muestra un registro de imágenes de resistividad LWD. La imagen está desplegada en una escala tal que las formaciones conductivas son oscuras y las formaciones más resistivas son claras, sin valores absolutos. La imagen de resistividad muestra un cambio significativo en la resistividad de la formación, mientras que la porosidad se mantiene más o menos constante, lo que implica un posible cambio textural. El registro de RMN del intervalo identificado como Facies indica algunos poros grandes. El valor de T LM está por encima del valor de corte, pero con una amplia distribución de los tamaños de poros, lo que se traduce en que un porcentaje considerable de la porosidad total está ocupado por fluido ligado. La permeabilidad estimada de la Facies es más baja que la de la Facies 1 (véase la gráfica de la página 5). El registro de RMN del intervalo identificado como Facies 3 indica pocos o ningún poro grande. El valor de T LM está por debajo del valor de corte y la mayor parte de la porosidad total está ocupada por fluido ligado. La permeabilidad estimada de la Facies 3 es más baja que la de la Facies 1 ó. rentes velocidades de decaimiento de T para cada una de las tres facies, lo que permite una clara diferenciación; esto no habría sido posible con las mediciones del registro de porosidadneutrón solamente (arriba). Para reforzar la confianza en el hecho de que los datos de RMN LWD estaban identificando cambios petrofísicos en las facies carbonatadas, el equipo de trabajo tuvo que descartar la posibilidad de que la respuesta de T interpretada estuviera dominada por el decaimiento de T inducido por el movimiento. Los datos de velocidad lateral medidos fueron utilizados para confirmar que los datos de T eran exactos e indicaban correctamente cambios en las facies carbonata- Otoño de 3 53

13 Fluido ligado Fluido libre NMR BVF CMR BVF T LM RMN Velocidad de penetración pies/hr Porosidad RMN Porosidad CMR T LM CMR Distribución de T RMN 5 9 T LM CMR Distribución de T RMN 9 XX5 XX3 XX35 XX4 > Concordancia de los datos adquiridos con las herramientas provision y CMR operada con cable. Se observa que la porosidad del registro CMR adquirido con cable sigue la misma tendencia que la porosidad del registro de RMN adquirido durante la perforación, con un pequeño movimiento sistemático hacia las porosidades más bajas (Carril 1). Esta diferencia en la porosidad total se halla influida por las diferentes profundidades de investigación de las herramientas y por la diferencia en la invasión del filtrado del lodo relacionada con el tiempo de exposición de la formación. Los volúmenes de fluido ligado computados coinciden (Carril 1). La resolución vertical, o espacial, de la herramienta de RMN LWD se reduce debido al alto grado de apilamiento utilizado para aumentar la relación señal-ruido. Del mismo modo, la física de la medición impone un límite de resolución temporal sobre la herramienta LWD, respecto del que se observa con el sensor operado con cable. El efecto general es un suavizado de la distribución de T con el tiempo y la profundidad. El valor de T LM de la herramienta de RMN LWD se muestra superpuesto sobre los datos CMR (Carril ). Considerando la diferencia en el diseño de las herramientas, los parámetros de adquisición, las condiciones ambientales y el lapso de tiempo que media entre la perforación y la adquisición de registros mediante herramientas operadas con cable y transportadas con la tubería de perforación, la comparación es excelente. 54 Oilfield Review

14 Velocidad lateral (mm/s) > Falta de decaimiento inducido por movimiento. Los datos adquiridos en este campo no muestran ninguna reducción aparente de los valores de T asociados con la velocidad de movimientos laterales de la herramienta de RMN LWD, lo que implica que en este pozo, el movimiento de la herramienta no afecta el decaimiento de T. das (arriba). Este conjunto de datos en particular muestra un gran volumen de datos T adquiridos incluso a altas velocidades laterales. El diseño actual de la herramienta provision no permite directamente la compensación por movimiento de las herramientas de fondo de pozo en la medición del decaimiento de T. No obstante, el resaltado de los intervalos de mayor movimiento de la herramienta puede ser utilizado como indicador de la calidad del registro. Para examinar los efectos del movimiento de las herramientas de fondo de pozo sobre los datos de RMN LWD, se compararon las mediciones de la herramienta CMR, adquiridas después de la perforación, con los datos de la herramienta provision obtenidos en tiempo real. Los datos de porosidad, FFV, BFV, T LM y permeabilidades RMN concuerdan razonablemente bien (página anterior). Los datos CMR fueron adquiridos en intervalos limitados a los fines comparativos, fundamentalmente en la porción proximal del pozo que había estado T LM, ms expuesta a la invasión por más tiempo. Algunos de los intervalos donde se adquirieron registros con la herramienta CMR mostraron una pequeña reducción de los valores de T LM, consistente con el tiempo de invasión de filtrado adicional previo a la adquisición de registros con cable. Ninguno de los intervalos de RMN LWD indicó un decaimiento identificable de T inducido por movimiento. La comparación favorable de las componentes finales de T indica que el movimiento lateral de las herramientas de fondo de pozo no constituye un mecanismo de decaimiento de T dominante en este conjunto de datos. El sistema provision fue configurado para transmitir datos de porosidad, T LM y FFV en tiempo real para permitir la utilización de las mediciones en caracterizaciones geológicas y asistir en las operaciones de geonavegación. Si bien será necesaria una mayor evaluación para comprender totalmente la respuesta de T RMN en rocas carbonatadas, el equipo que trabaja en el campo petrolero Al Shaheen demostró que, cuidadosamente interpretados, los datos de RMN LWD pueden utilizarse para ayudar a detectar variaciones en las facies carbonatadas y sus características petrofísicas. La próxima generación El sistema provision ha demostrado su capacidad para adquirir registros en tiempo real tanto en yacimientos clásticos como en yacimientos carbonatados, con posibilidades de identificar cambios de facies menos evidentes o, de otro modo, no detectados. Aún en lo que respecta a las componentes de T de mayor extensión en formaciones carbonatadas perforadas a altas velocidades de penetración, la herramienta ofrece datos de resolución suficiente para la determinación de facies y para el cálculo de la permeabilidad y de la relación entre el fluido libre y el fluido ligado. La herramienta provision LWD provee información esencial del yacimiento en tiempo real y datos que resultan de utilidad para la toma de decisiones de geonavegación en yacimientos complejos. Las situaciones de aprisionamiento-deslizamiento y movimientos bruscos del BHA suelen estar asociadas con la perforación de tramos horizontales largos. Los movimientos bruscos del BHA, combinados con una alta velocidad de penetración, pueden incrementar el ruido en los conjuntos de datos. No obstante, los datos de campo demostraron que la herramienta provision es suficientemente robusta como para manejar estas situaciones y proporcionar datos de T confiables. Se vislumbra que las futuras generaciones de herramientas de RMN ofrecerán interesantes promesas. La industria espera con interés la evolución permanente de la tecnología de adquisición de registros de resonancia magnética nuclear durante la perforación, que habrá de ofrecer a los ingenieros de perforación y a los equipos petrofísicos avances significativos en términos de evaluación de formaciones en tiempo real para la geonavegación y la optimización de la productividad. DW, SP Otoño de 3 55