Oilfield Review. Imágenes claras en lodos no conductivos. Abandono y desmantelamiento. Soluciones de información de E&P.

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1 Oilfield Review Primavera de 2002 Imágenes claras en lodos no conductivos Abandono y desmantelamiento Soluciones de información de E&P

2 SMP-6097-S

3 Tecnología segura en tiempos inciertos Nuestro mundo y nuestra industria se hallan continuamente en movimiento. La economía cambiante así como la inestabilidad política y social del mundo de hoy en día, generalmente obstaculizan los esfuerzos de la comunidad internacional para coexistir en armonía. La ubicación geográfica de los yacimientos más grandes de hidrocarburos del mundo, en combinación con la volatilidad geopolítica de las distintas regiones, generan enormes cuestiones de oferta y demanda que impiden la estabilización a largo plazo de los precios de la energía. Lo cierto es que se espera un aumento de la demanda mundial de petróleo de un 56%, o de 43 millones de bppd [6,8 millones m 3 /d], durante las próximas dos décadas. Esto se debe principalmente a la fuerte demanda de combustibles para la energía y el transporte. Es imposible predecir el futuro, razón por lo cual las compañías deben continuar concentrándose en la explotación eficiente y rentable de sus activos. Nuestra industria siempre ha tenido el don para adaptarse al cambio global y para superar la adversidad mediante el desarrollo de tecnologías nuevas y creativas. Durante los últimos 10 a 15 años, la creatividad y la tecnología han conducido a nuevos esfuerzos significativos en exploración y producción. Los avances en sísmica 3D, fluidos de perforación, perforación direccional, tubería flexible, adquisición de registros y fracturamiento hidráulico para citar sólo algunos han ejercido un impacto monumental en la capacidad de la empresa El Paso Production Company y de nuestra industria, para encontrar y optimizar económicamente la producción de las nuevas reservas. Los avances en un sector generalmente conducen a avances en otros sectores. Las compañías que se adaptan rápidamente para brindar nuevas tecnologías al mercado se ayudan entre sí, estimulan el éxito de la industria y proveen valor al accionista. En nuestra constante búsqueda por nuevas reservas, estamos perforando y fracturando pozos en ambientes más profundos y más calientes. Estos ambientes extremos encierran desafíos de perforación y producción importantes. Los lodos base aceite y los lodos sintéticos ayudan, pero las evaluaciones de los pozos pueden ser intimidantes. En la evaluación de formaciones, las imágenes de la pared del pozo se han convertido en una parte importante de la base que soporta la caracterización adecuada de yacimientos, pero la marcha hacia estos sistemas de lodo no conductivos ha debilitado de algún modo esta base. Como respuesta a nuestras necesidades inmediatas, Schlumberger desarrolló rápidamente una herramienta innovadora para superar las deficiencias de los métodos de generación de imágenes convencionales (véase Imágenes claras en lodos base aceite, página 2). Coastal Oil & Gas, ahora EL Paso, fue la primera compañía en utilizar esta nueva herramienta, y hemos observado beneficios importantes en áreas tales como el Sur de Texas, EUA, y en los pies de monte canadienses. En estos ambientes hostiles, la herramienta ya ha brindado un mayor detalle estructural y una mejor identificación de las fracturas en comparación con métodos anteriores, proveyendo información importante para el análisis petrofísico y para las técnicas de producción mejoradas. El uso de espectroscopía de captura elemental también ha contribuido con los esfuerzos de El Paso. Esta interpretación cuantitativa de la litología se basa en las concentraciones de los diferentes elementos, obtenidas a partir de los registros de pozos. Tal interpretación, en combinación con el análisis elemental a partir de registros, ha conducido a una mejor evaluación de las litologías complejas en muchos de nuestros pozos internacionales, y en Texas, como una parte integral del diseño de los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Esta tecnología también se ha empleado en nuestros yacimientos de metano de capas de carbón para obtener mediciones más exactas y más confiables del contenido de carbón (y, en consecuencia, del contenido total de gas), así como para la determinación precisa de la mineralogía de las capas de carbón, lo cual permite una estimación del contenido de fracturas; un importante indicador de la producibilidad de gas. Finalmente, el valor de todas estas tecnologías emergentes de última generación disminuiría si no se proveyeran de manera expeditiva a las compañías petroleras. El flujo de datos en tiempo real y de un modo transparente, es de crítica importancia. Muchas veces, las decisiones vitales se hallan en el balance y, tiempo perdido significa dinero perdido. Los retrasos no anticipados pueden afectar adversamente la economía, ya que los costos de desarrollo en ciertas áreas de nuestras operaciones, tales como el área marina del Golfo de México, pueden aproximarse a 200,000 dólares estadounidenses diarios. Vivimos en un mundo electrónico en el que las rápidas comunicaciones, la tecnología de la información y la Internet constituyen segmentos integrales de nuestro negocio (véase Manejo de activos durante toda su vida útil a través de la Red, página 42). Mientras nosotros utilizamos aplicaciones de comunicación remota y la Red en forma rutinaria, la compañía El Paso ha avanzado un poco más allá con la instalación de un Centro Dedicado al Cliente (DCC, por sus siglas en inglés) de Schlumberger tres años atrás. Todos los datos de la compañía EL Paso de más de 250 pozos perforados anualmente, se transfieren directamente al DCC para su rápida distribución y análisis petrofísico. La tecnología ha enriquecido nuestra industria. Es responsable por la afluencia de técnicas de exploración y producción innovadoras, y contribuye a perfeccionar la economía de exploración y desarrollo. Actualmente, podemos concretar tareas en cuestión de horas que previamente hubieran tomado días o semanas. Lo que estamos experimentando hoy era inimaginable cinco años atrás. Mientras vivimos y operamos en tiempos fascinantes, no podemos dormirnos en nuestros laureles tecnológicos. Esperemos que nuestros logros tecnológicos representen entonces sólo la punta del témpano para el crecimiento y el futuro de nuestra industria. Rennie Décou Gerente a nivel mundial de operaciones geológicas El Paso Production Company Rennie Décou es gerente a nivel mundial de operaciones geológicas para El Paso Production Company. Es de Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, donde recibió su licenciatura en geología de la Universidad Tulane. Durante su carrera, Rennie trabajó para The Louisiana Land & Exploration Company desde 1969 hasta Allí ocupó varios cargos gerenciales en exploración, adquisiciones y operaciones. Rennie se incorporó a Coastal Corporation, ahora El Paso, en 1998 y dirige las operaciones geológicas y geofísicas de la compañía en todo el mundo.

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 y editor de producción Denny O Brien Editor consultor Lisa Stewart Editores senior Gretchen M. Gillis Mark E. Teel Editores Mark A. Andersen Matt Garber Colaborador Rana Rottenberg 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 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 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 Primavera de 2002 Volumen 13 Número 4 2 Imágenes claras en lodos base aceite La adquisición de imágenes de la pared del pozo en ambientes de fluidos de perforación base aceite y de lodos sintéticos ha sido virtualmente imposible, de modo que muchas compañías operadoras se han visto forzadas a prescindir de importantes datos geológicos. En la actualidad, una nueva herramienta operada a cable supera los obstáculos para adquirir imágenes en pozos llenos con fluidos no conductivos. Hoy, se puede examinar la estratificación de las formaciones tanto con propósitos estructurales como estratigráficos, y se pueden identificar las fallas y fracturas, lo cual ayuda a los operadores a descubrir importante información acerca de sus yacimientos. Diversos estudios de casos demuestran la utilidad de la herramienta y cómo la misma cierra exitosamente la brecha existente en la tecnología de generación de imágenes de la pared del pozo. 28 El principio del fin: Revisión de las prácticas de abandono y desmantelamiento Cuando los operadores abandonan pozos y campos envejecidos, deben equilibrar sus objetivos ambientales con los financieros. Muchos operadores están reforzando los procedimientos de taponamiento y abandono de pozos (T&A) para asegurar que los yacimientos abandonados queden permanentemente sellados. En este artículo, se examinan las prácticas de T&A y de desmantelamiento, y se presentan las nuevas tecnologías que refuerzan el término permanente en las operaciones de T&A. 42 Manejo de activos durante toda su vida útil a través de la Red La Internet está revolucionando las prácticas de trabajo en la industria de E&P. Utilizando herramientas que pueden operar en la Red, es posible optimizar rápidamente el desempeño del yacimiento y de la producción. La colaboración con alguien, en cualquier parte, reduce el ciclo de tiempo y los costos. El conocimiento se captura, maneja y comparte fácilmente. Las soluciones que se basan en la infraestructura de la Red están impulsando el manejo de los activos a una nueva era de eficiencia; desde la adquisición hasta la enajenación, pasando por la exploración, el desarrollo y la producción. 58 Colaboradores 61 Próximamente en Oilfield Review 62 Nuevas publicaciones 64 Índice anual 1

6 Imágenes claras en lodos base aceite Una nueva herramienta proporciona imágenes de la pared del pozo en ambientes con fluidos de perforación base aceite y con lodos sintéticos. Esta exclusiva tecnología llena un vacío en los servicios de evaluación de formaciones y brinda a los expertos en yacimientos una opción clara para evaluar pozos y campos de manera más precisa. Philip Cheung Andrew Hayman Rob Laronga Clamart, Francia Greg Cook The GHK Company Oklahoma City, Oklahoma, EUA Greg Flournoy Oklahoma City, Oklahoma Peter Goetz Mel Marshall El Paso Oil y Gas Canada Calgary, Alberta, Canadá Steve Hansen Houston, Texas, EUA Malcolm Lamb Bingjian Li Calgary, Alberta Mark Larsen Shreveport, Luisiana, EUA Mark Orgren Alliance Energy Corporation Jones, Oklahoma Jim Redden M-I L.L.C. Drilling Fluids Houston, Texas Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ted Bornemann y Lindsay Fraser, Houston, Texas, EUA; Amy Bunger y Robert Elphick, Denver, Colorado, EUA; Mike Grace, Dallas, Texas; Didier Largeau, Patrick Perrin, Jay Russell y Patrick Vessereau, Clamart, Francia; Stephen Prensky, Silver Spring, Maryland, EUA; y John Rasmus y Don Williamson, Sugar Land, Texas. ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARI (generador de Imágenes de Resistividad Azimutal), BorDip (programa computarizado de cálculo automático de echados o buzamientos), CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), ECS (herramienta de Espectroscopía de Captura Elemental), ELAN (Análisis Elemental a partir de Registros), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), FMS (Microbarredor de Formaciones), GeoFrame (programa de computación), GeoSteering (motor direccional instrumentado de desplazamiento positivo), GVR (módulo de Resistividad GeoVISION), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OBDT (sonda de La pérdida de un solo elemento de información que podría darnos la clave para llevar a cabo una tarea o solucionar un problema resulta frustrante. La pieza que falta en el rompecabezas puede parecer pequeña e insignificante, pero a menudo puede marcar la diferencia entre el éxito y el fracaso. Ciertos escenarios de caracterización de yacimientos de hidrocarburos se asemejan a un rompecabezas, aunque son ciertamente más complejos. Los equipos encargados de los activos de las compañías petroleras que intentan crear modelos de yacimientos, a menudo, carecen de información clave. Los geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de yacimientos pueden frustrarse frente a la imposibilidad de obtener suficientes detalles para su programa de evaluación de formaciones, lo que suma incertidumbre a decisiones ya de por sí complejas. En la actualidad, las herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo constituyen una fuente común de conocimientos geológicos y de yacimientos. Sin embargo, en fluidos de perforación base aceite y en lodos sintéticos, una limitación técnica ha impedido que la industria evalúe completamente los yacimientos utilizando las herramientas de generación de imágenes. Para dar respuesta a esta creciente necesidad, en 1997 la generación de imágenes en lodos no conductivos se convirtió en una prioridad central del equipo de investigación y desarrollo (R&D, por sus siglas en inglés) de Schlumberger. Los yacimientos complejos requieren una detallada evaluación de la formación que sólo se puede lograr con herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo. En campos de todo el mundo, el análisis de estos datos es un proceso de rutina, y los expertos en yacimientos han llegado a depender de la información proporcionada por las imágenes. Si bien la tecnología de generación de imágenes a partir de la microrresistividad ha avanzado durante los últimos 15 años para cubrir una mayor porción de la pared del pozo, para lograr una mejor resolución y para tener sistemas de medición más confiables, también se han producido cambios en el ambiente del pozo en que deben operar estas herramientas. Los avances en la tecnología de fluidos de perforación han conducido a nuevas y mejores formulaciones de lodos base aceite (OBM, por sus siglas en inglés) y de lodos sintéticos (SBM, por sus siglas en inglés) que se utilizan en operaciones críticas, en las que los costos y riesgos son altos. Estos avances tecnológicos han disminuido el riesgo de perforación y aumentado la eficacia de las operaciones de perforación, fomentando en gran medida la popularidad de estos sistemas de lodo. 1 Medición de Echados en Lodos Base Aceite), OBMI (generador de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite), OFA (Analizador Óptico de Fluidos) RAB (Resistividad Frente a la Barrena), StrucView (módulo de GeoFrame para la generación de secciones transversales estructurales) y UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) son marcas de Schlumberger. SIGMADRIL y SIGMADRIL II son marcas de M-I L.L.C. ELIAS es una marca del Bureau de Recherches Geologique et Minieres (BRGM) de Francia. CAST y EMI son marcas de Halliburton. CBIL y STAR son marcas de Western Atlas. 1. Bloys B, Davis N, Smolen B, Bailey L, Houwen O, Reid P, Sherwood J, Fraser L y Hodder M: Designing and Managing Drilling Fluid, Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): Lummus JL y Azar JJ: Oil-Base Muds, en Drilling Fluids Optimization, A Practical Field Approach. Tulsa, Oklahoma, EUA: PennWell Publishing Company (1986): Oilfield Review

7 En muchas cuencas de hidrocarburos, sin embargo, la evolución de la tecnología de fluidos de perforación ha complicado los esfuerzos por optimizar los programas de adquisición de registros (perfilaje) y, por lo tanto, la obtención de información necesaria para evaluar los yacimientos complejos. Los ambientes no conductivos tornan ineficaces a las herramientas convencionales de generación de imágenes de microrresistividad, limitando las opciones de los registros geológicos de alta resolución a herramientas ultrasónicas y de medición de echados (buzamientos) solamente. Las limitaciones de estas herramientas desafortunadamente reducen su utilidad. El nuevo dispositivo de generación de imágenes operado a cable permite que los expertos puedan detectar detalles importantes de los yacimientos aún en lodos no conductivos. La nueva herramienta, el generador de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI, se basa en métodos probados de adquisición de registros de resistividad, e incorpora un patín de generación de imágenes único en la industria para proporcionar el primer servicio comercial de generación de imágenes de resistividad en pozos llenos de lodos OBM y SBM. En este artículo se examinan los factores responsables de este reciente y decisivo avance en la generación de imágenes de la pared del pozo, los cuales son una combinación de las tendencias de la industria y la inventiva y perseverancia de los ingenieros, geólogos y científicos de Schlumberger. Aquí se explica cómo funciona la nueva herramienta de microrresistividad en ambiente de pozo resistivo y se analizan las limitaciones de la misma y las consideraciones para la interpretación de los datos. Diversas historias de casos demuestran la utilidad de los nuevos conjuntos de imágenes y de sus interpretaciones, y explican cómo esta herramienta proporciona de manera efectiva información nueva y crucial para la evaluación de las formaciones. Historia de los lodos OBM y SBM Durante la última mitad del siglo pasado, los fluidos base aceite y las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo se han desarrollado de manera independiente. La necesidad de una herramienta más robusta de generación de imágenes en ambientes de lodos no conductivos se acrecentó a partir de la mayor utilización de dichos lodos debido a sus ventajas. Los lodos base aceite se han utilizado desde la década de 1920, mucho antes de la aparición de las primeras herramientas de generación de imágenes de la pared del pozo. 2 Durante la década siguiente, la industria comenzó a experimentar más asiduamente el uso de los lodos base aceite. En 1934, se añadió crudo al lodo de perforación para reducir el atascamiento de la sarta de perforación en Oklahoma. Al año siguiente, Humble Oil Company (hoy ExxonMobil) utilizó petróleo en el lodo de perforación para reducir el derrumbe de las lutitas y, en 1936, Shell Oil Company creó un programa de Primavera de

8 investigación para desarrollar un fluido de perforación base aceite. 3 En 1937, se dieron a conocer aumentos en las velocidades de perforación, atribuidos al petróleo agregado a los lodos de perforación (abajo). En 1950, los lodos OBM ya se comercializaban y en la década de 1960 se comenzaron a utilizar emulsiones base aceite, o emulsiones inversas, en la cuenca de Los Ángeles, California, EUA. 4 El alto contenido de agua de estos lodos 40% de M-I L.L.C. introduce el sistema de fluidos de perforación SIGMADRIL, el primer lodo comercial base aceite conductivo diseñado para expandir las opciones de evaluación de formaciones, incluyendo la generación de imágenes de microrresistividad Aparecen los lodos sintéticos de olefinas internas Se desarrollan los lodos sintéticos de alfaolefinas lineales Se introduce la segunda sustancia sintética, la polialfaolefina Se introduce la primera sustancia sintética, el éster Las preocupaciones ambientales impulsan la legislación mundial que restringe el uso de lodos base aceite Internacional Drilling Fluids (IDF) introduce el primer lodo 100% base aceite mineral en los primeros proyectos en aguas profundas del Golfo de México El noventa por ciento de los pozos del Mar del Norte utilizan lodos base aceite de baja toxicidad, por lo menos en un intervalo Los aceites minerales se utilizan por primera vez como una alternativa más limpia que el diesel en los sistemas de lodo base aceite El diesel se convierte en la base predominante de los sistemas de lodo base aceite Los lodos base aceite se utilizan en forma creciente como medio para controlar lutitas reactivas Se utiliza un lodo de perforación de emulsión base aceite en la cuenca de Los Ángeles, California Los lodos de perforación de emulsión de petróleo reciben aceptación Oil Base Drilling Fluids Company introduce en el mercado los lodos de petróleo comerciales La compañía Shell utiliza fluido de perforación base aceite El Instituto Norteamericano del Petróleo (API, según sus siglas en inglés) publica normas estándar Se dan a conocer aumentos en las velocidades de perforación luego de agregar petróleo al lodo de perforación Se estudian las normas estándar para la prueba de los lodos de perforación La compañía Shell inicia las tareas de investigación para desarrollar un fluido de perforación base aceite Humble Oil and Refining Company (en la actualidad ExxonMobil) utiliza petróleo para reducir el derrumbe de lutitas Se añade crudo al lodo de perforación para reducir el atascamiento de la sarta de perforación en Oklahoma, EUA En California, EUA, se reconoce el daño ocasionado por los lodos de perforación Por primera vez se utiliza barita para densificar el lodo Se utiliza lodo de perforación para controlar la presión en Oklahoma, EUA Se descubre Spindletop en Texas. agua emulsionada en petróleo refinado los hacía menos inflamables y menos costosos que los lodos OBM más concentrados. Durante la década de 1970, el uso de lodos OBM se hizo más común, ya que mejoraban el control de las arcillas reactivas durante la perforación. La estabilidad sin precedentes de los lodos de petróleo permitió a los operadores enfrentar ambientes de perforación extremos: alta temperatura, alta presión y medios corrosivos. Por ejemplo, las perforaciones 1945 El personal de perforación recibe capacitación sobre Principios de control de lodos de perforación. 1890s En Texas, EUA, se utilizan arcillas formadoras de lodo con la perforación rotativa Se emite una patente similar al diseño del equipo de perforación rotativa Una patente menciona la circulación de fluido de perforación para elevar los residuos Se propone la circulación de agua en una patente perteneciente a Robert Beart. > Acontecimientos de importancia en la historia del desarrollo de los fluidos de perforación. de pozos de gas de gran profundidad en los pies de monte canadienses encontraron gruesas secciones de lutita sometidas a esfuerzos excesivos. Los sistemas de lodo base agua (WBM, por sus siglas en inglés) presentaron reacciones adversas con estas lutitas, provocando derrumbes durante la perforación del pozo, pero los lodos OBM conservaron la estabilidad del pozo, lo que permitió que los operadores superaran los límites técnicos anteriores en esta región. Se continuó progresando a lo largo de la década de 1980, a medida que se desarrollaban aditivos para fluidos de perforación como respuesta a las crecientes demandas y necesidades de la industria. Las preocupaciones sobre el impacto ambiental de los derrames de lodos OBM y la descarga de recortes en el mar, promovieron la introducción de aceites minerales de baja toxicidad. A fines de la década de 1980, la industria advirtió que inclusive la descarga de recortes de perforación humedecidos con aceites minerales podría tener un impacto ambiental de larga duración; esto condujo al primer desarrollo de fluidos de perforación sintéticos. 5 Los dos primeros fluidos sintéticos, ésteres y polialfaolefinas, se desarrollaron en 1990 y 1991 respectivamente. Las alfaolefinas lineales aparecieron en 1994, y las olefinas internas en Desde que se utilizaron por primera vez los fluidos de perforación sintéticos a principios de la década de 1990, los investigadores se han dedicado a mejorar los sistemas no tóxicos. En esta misma década, también surgió la perforación en aguas profundas; incentivada en los Estados Unidos por la Ley de Regalías en Aguas Profundas. 6 A medida que la perforación avanzaba en aguas cada vez más profundas, la industria debió enfrentar nuevos desafíos operativos y ambientales. En ciertas provincias de aguas profundas, los costos diarios de los equipos de perforación exceden los 300,000 dólares estadounidenses, y los costos totales de perforación para ciertos pozos superan los 30 millones de la misma moneda. Los lodos sintéticos se convirtieron en cruciales para el éxito de las perforaciones debido a su reducido impacto ambiental, a la disminución de los riesgos y al aumento de la eficiencia. En los últimos diez años se han reemplazado los fluidos de perforación base agua por los fluidos sintéticos y base aceite en el Golfo de México (próxima página, a la izquierda). Historia de la generación de imágenes de la pared del pozo Las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo con herramientas operadas a cable se desarrollaron mucho después de la aparición 4 Oilfield Review

9 de los lodos OBM. Recién en 1958 se usaron por primera vez dispositivos fotográficos, implementados por Bridwell, para obtener imágenes de la roca dentro del pozo (abajo, a la derecha). 7 En la década de 1960, los intentos por generar imágenes de la pared del pozo se inclinaron por el uso de cámaras de televisión. Un avance significativo tuvo lugar en 1968, cuando Mobil desarrolló la primera herramienta de generación de imágenes acústicas de alta frecuencia, el visor de pozos. A diferencia de los dispositivos ópticos anteriores, las herramientas acústicas eliminaban la necesidad de un fluido transparente en el pozo agua limpia, gas o aire y ampliaron notablemente la gama de aplicaciones de la generación de imágenes de la pared del pozo. En la década de 1980, los esfuerzos se concentraron en lograr que los datos resultaran más utilizables y, en consecuencia, se lograron avances que abarcan desde la conversión analógica a digital y el reprocesamiento, hasta las herramientas digitales de transductores enfocados de alta resolución; dispositivos que funcionan como transmisores y como receptores. No obstante, los dispositivos de generación de imágenes acústicas son extremadamente sensibles a la excentricidad de la herramienta, a la rugosidad del pozo y a la densidad del lodo, y a menudo resultan insensibles a la estratificación de la formación. En 1986, Schlumberger incursionó en otro campo introduciendo el primer dispositivo de generación de imágenes de microrresistividad, el Microbarredor de Formaciones FMS. Esta herramienta permitía a los geólogos observar y analizar la estratificación de la formación, las fracturas naturales y la porosidad secundaria en una estación de trabajo de procesamiento de imágenes; y esto, con mucho mayor detalle que antes. La herramienta inicial incluía dos patines de generación de imágenes y dos patines medidores de echado, pero, en cada pasada, sólo podía generar imágenes capaces de cubrir hasta el 20% de un pozo de pulgadas. Entonces, para obtener una cobertura perimetral razonable del pozo se necesitaban múltiples pasadas de la herramienta. En 1988, el reemplazo de los dos patines de medición de echados por dos patines adicionales de generación de imágenes duplicó la cobertura perimetral del FMS original. El impulso para obtener una mayor cobertura perimetral del pozo continuaba a medida que las compañías operadoras deseaban visualizar un mayor porcentaje del pozo en cada pasada, especialmente al generar imágenes en pozos de alto Sistemas de lodo utilizados en el Golfo de México estadounidense, % WBM OBM SBM > Crecimiento del uso de los lodos sintéticos (SBM) en el Golfo de México estadounidense durante la última década. Los lodos sintéticos han reemplazado a los sistemas WBM y OBM en el Golfo de México estadounidense, luego de que el uso de sistemas de lodo base aceite decayera a fines de la década de 1980, y debido al aumento de la actividad en aguas profundas a mediados de la década de Gray R y Darley HC: Development of Drilling Fluids Technology, en Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids, 4ta. edición, Houston, Texas, EUA: Gulf Publishing Company (1980): Gray y Darley, referencia 3: Bloys et al, referencia Baud R, Peterson R, Doyle C y Richardson GE: Deepwater Gulf of Mexico: America s Emerging Frontier, US Department of the Interior, Mineral Management Service, OCS Report MMS (Abril de 2000): Para una revisión completa de la evolución, los métodos, las aplicaciones, las limitaciones y los lineamientos de la generación de imágenes de la pared del pozo, consulte: Prensky SE: Advances in Borehole Imaging Technology and Applications, en Lovell MA, Williamson G y Harvey PK (editores): Borehole Imaging: Applications and Case Histories, Geological Society Special Publication No Londres, Inglaterra: Sociedad Geológica (1999): Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad diseñada para lodos no conductivos Western Atlas introduce la herramienta STAR, la cual cuenta con seis brazos de generación de imágenes mircrorresistivas combinados con un dispositivo de generación de imágenes acústicas Halliburton introduce la herramienta de Imágenes Microeléctricas EMI; un dispositivo de generación de imágenes de microrresistividad con seis brazos y que alcanza una cobertura perimetral del 60% en pozos de pulgadas Schlumberger introduce la herramienta LWD de Resistividad Frente a la Barrena RAB, la cual genera imágenes de la pared del pozo en tiempo real Schlumberger introduce el generador de Imágenes de Resistividad Azimutal ARI que emplea una medición de tipo lateroperfil Schlumberger introduce una herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI que duplica la cobertura perimetral del Microbarredor de Formaciones FMS mediante el empleo de patines abatibles; hasta el 80% en un pozo de Schlumberger introduce el generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI que también utiliza un transductor enfocado ultrasónico y con mayor tolerancia para lodos más pesados Halliburton introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CAST, el cual también utiliza un transductor enfocado ultrasónico BRGM desarrolla la herramienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro que logra una cobertura perimetral del 100% en pozos de pequeño diámetro Atlas introduce el servicio de generación de imágenes de la pared del pozo CBIL, el cual utiliza transductores enfocados ultrasónicos Schlumberger introduce la segunda versión del Microbarredor de Formaciones FMS, el cual cuenta con cuatro patines de generación de imágenes para una mayor cobertura perimetral del pozo Schlumberger introduce la primera herramienta de generación de imágenes de microrresistividad, el Microbarredor de Formaciones FMS, el cual incluye dos patines de generación de imágenes y dos patines de medición de echados Shell desarrolla un visor de alta resolución de pulgadas de diámetro que incorpora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes ARCO desarrolla un visor de alta resolución de pulgadas de diámetro que digitaliza los datos analógicos registrados y reprocesa digitalmente las imágenes Amoco desarrolla un visor de alta resolución y de pulgadas de diámetro que incorpora conversión analógica a imagen tipo raster y reprocesamiento digital de imágenes Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de pulgadas de diámetro Mobil desarrolla un visor analógico para pozos de pulgadas de diámetro Shell utiliza una cámara de televisión en blanco y negro dentro del pozo Birdwell fotografía la pared del pozo con una lente de 16 mm. > Acontecimientos significativos en el desarrollo de la generación de imágenes de la pared del pozo Primavera de

10 Aire/Gas Salmuera transparente Livianos WBM Pesados OBM/SBM Livianos Pesados Aire/Gas Salmuera transparente Livianos WBM Pesados OBM/SBM Livianos Pesados Aire/Gas Salmuera transparente Livianos WBM Pesados OBM/SBM Livianos Pesados Óptico Ultrasónico Microrresistividad Geometría del pozo, estabilidad y análisis de esfuerzos Óptico Ultrasónico Microrresistividad Aplicaciones en pozos horizontales Óptico Ultrasónico Microrresistividad Análisis petrofísico Óptico Ultrasónico Microrresistividad Caracterización de fracturas Óptico Ultrasónico Microrresistividad Análisis estratigráfico Óptico Ultrasónico Microrresistividad Análisis estructural Bajo Desempeño Alto > Técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo con herramientas operadas a cable, aplicaciones y ambientes operativos. Las distintas técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo muestran distintos niveles de desempeño, dependiendo de la aplicación y del ambiente operativo. Los dispositivos de microrresistividad ofrecen una amplia gama de aplicaciones en lodos WBM, mientras que los dispositivos ultrasónicos representan la única opción para la generación de imágenes de la pared del pozo en lodos OBM y SBM. Existe una brecha en las posibilidades de la tecnología de generación de imágenes en lodos OBM y SBM, particularmente en lodos pesados. Microbarredor de Formaciones de dos patines 62 electrodos 64 electrodos 192 electrodos Patines de generación de imágenes Microbarredor de Formaciones de cuatro patines Herramienta FMI Patines y aletas de generación de imágenes Dos patines Cuatro patines Cuatro patines y cuatro aletas > Aumento de la cobertura perimetral del pozo con el tiempo. A medida que se obtienen más datos para generar imágenes de la pared del pozo, es posible lograr una interpretación más completa de las características del yacimiento. En los dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad de Schlumberger, se han ido incorporando progresivamente más electrodos y patines para aumentar la cobertura perimetral del pozo. riesgo, en yacimientos heterogéneos o fracturados, o en rocas carbonatadas complejas. En 1991, el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, equipado con cuatro patines de generación de imágenes y cuatro aletas abatibles de generación de imágenes, duplicó una vez más la cobertura perimetral de cada pasada de la herramienta. El generador de imágenes FMI logró una cobertura perimetral del 80% en pozos de pulgadas de diámetro (izquierda). La búsqueda de mayor cobertura perimetral del pozo no era exclusiva de Schlumberger. En 1989, el Bureau de Recherches Geologiques et Minieres (BRGM) de Francia, desarrolló la herramienta ELIAS de 2 pulgadas de diámetro, una herramienta de generación de imágenes microeléctricas de 16 patines que logró una cobertura perimetral del 100% en pozos esbeltos. En la década de 1990, tanto Halliburton como Western Atlas lograron un 60% de cobertura perimetral en un pozo de pulgadas con herramientas de seis brazos; el generador de Imágenes Microeléctricas EMI de Halliburton en 1994 y la herramienta de generación de Imágenes Acústicas y de Resistividad Simultáneas STAR de Western Atlas en Además de la medición microeléctrica, la herramienta de Western Atlas incluía un sensor de generación de imágenes acústicas. Antes de 1995, se introdujeron otras herramientas de generación de imágenes acústicas, entre las que se incluyen el Barredor Acústico Circunferencial CAST de Halliburton y el generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI de Schlumberger. Estas herramientas acústicas tienen resoluciones similares a algunos de los dispositivos de microrresistividad; cobertura perimetral del pozo del 100% y el 6 Oilfield Review

11 potencial de operar en lodos OBM. A pesar de los notables avances, las herramientas acústicas a menudo no contribuyen al análisis de la estratificación de la formación, lo cual es crítico para los geólogos que intentan discernir el echado estructural o la estratigrafía de un yacimiento. Aplicaciones de las imágenes de la pared del pozo La necesidad de mejorar las capacidades de generación de imágenes de la pared del pozo en lodos no conductivos se hizo evidente a mediados de la década de En aquel momento, los servicios de generación de imágenes de microrresistividad se empleaban en todo el mundo en pozos con lodos conductivos base agua. Las nuevas aplicaciones geológicas y de ingeniería para estas herramientas operadas a cable evolucionaron junto con los deseos de la industria de hallar y explotar yacimientos de gas y de petróleo de manera más efectiva. La excepción notable fueron los pozos perforados con sistemas OBM y SBM (página anterior, arriba). Las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad se han vuelto imprescindibles para los geólogos, ya que les ayudan a obtener información integral sobre las complejidades de los yacimientos controlados estratigráfica o estructuralmente, o mediante una combinación de ambos. A mayor escala espacial, las imágenes de la pared del pozo ayudan a los intérpretes a definir la posición estructural del yacimiento y a detectar características tales como pliegues y fallas. Los geólogos y los geofísicos utilizan los detalles de las fallas y de los echados de la formación para refinar las interpretaciones sísmicas, con el objetivo de lograr una mayor comprensión y un mejor mapeo del yacimiento, estimaciones de reservas más precisas y una mejor ubicación de los pozos de desarrollo. Los geólogos evalúan los cambios verticales y laterales del yacimiento mediante la identificación y caracterización de eventos sedimentarios a gran escala y de límites de secuencias estratigráficas a través de los campos. Mediante el uso de datos de imágenes de microrresistividad adquiridos con dispositivos tales como la herramienta FMI, también definen y determinan la orientación de eventos sedimentarios menores, para comprender los 8. Las características de sedimentaión observables en imágenes de la pared del pozo varían de la estratificación por corrientes a superficies de erosión y secuencias de relleno. Serra O: Information on Depositional Sedimentary Environments, en Serra O: Sedimentary Environments from Wireline Logs, 2da. edición, Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Educational Services (Agosto de 1989): Los echados estructurales generalmente se toman de una sección constante y continua de lutitas marinas de aguas profundas o de rocas depositadas en medios de baja energía, representadas por capas planares paralelas depositadas horizontalmente. yacimientos controlados estratigráficamente. 8 Un examen detallado de la estratificación revela la historia de sedimentación en sucesiones verticales de tipos de sedimentos y tamaños de grano, contribuyendo a responder cuestiones sobre el origen del yacimiento (abajo). Fue depositado por el viento, en un sistema de agua dulce, en un sistema marino o en una combinación de ambientes? Fue depositado en aguas profundas o de poca profundidad? En qué dirección progradaba el sistema sedimentario? En qué dirección debería engrosarse o adelgazarse el yacimiento? Las respuestas a preguntas como éstas ayudan a los geólogos a determinar el tamaño potencial del yacimiento, las mejores ubicaciones para perforar pozos, y si se requieren pozos adicionales para una explotación eficiente del yacimiento F H A menudo, existen yacimientos en los cuales tanto los elementos estratigráficos como estructurales confinan los hidrocarburos (trampa combinada). Una práctica habitual para visualizar estos yacimientos durante su sedimentación, consiste en quitarles el efecto del echado estructural. 9 Si la historia tectónica de las rocas incluye múltiples episodios de deformación, puede necesitarse una reconstrucción integral para determinar la orientación relativa del yacimiento al momento de su sedimentación. La mejor resolución vertical de las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad ayuda a los petrofísicos a responder preguntas difíciles sobre tipo y distribución de porosidad, distribuciones de arena-arcilla, así como la correlación y orientación tanto de 1 3 A C B E D I 41 G A. Ambiente glaciar 1. Manto de hielo 2. Morrena terminal 3. Nunatak 4. Delta 5. Morrena intermedia 6. Témpano de hielo 7. Glaciaciomarino B. Ambiente fluvial Sistema anastomosado 8. Levee (albardón) 9. Pantano 10. Barra longitudinal 11. Barra transversal 12. Derrame 13. Llanura de inundación C. Ambiente de abanico aluvial 14. Proximal 15. Medio 16. Distal D. Ambiente eólico 17. Cresta de playa E. Ambiente marino siliciclástico somero 18. Planicie de mareas 19. Delta de marea de inundación 20. Delta de marea de reflujo 21. Canal de marea principal 22. Complejo de barreras costeras 23. Pantano 24. Laguna 25. Isla de barrera F. Ambiente fluvial Sistema de meandros 26. Canal 27. Canaleta 28. Banco cóncavo 29. Banco convexo 30. Laguna de media luna 31. Banco erosionado 32. Barra de meandro G. Ambiente de aguas someras Carbonatos 33. Arrecife 34. Pre-arrecife 35. Post-arrecife 36. Canal de marea H. Ambiente clástico de mares profundos 37. Cañón submarino 38. Corrientes de turbidez 39. Abanico abisal I. Ambiente de delta 40. Cuña de delta en progradación activa 41. Cuña de delta abandonada > Ambientes de sedimentación. Los dispositivos de microrresistividad ayudan a definir ambientes específicos y a identificar sus características exclusivas. La comprensión de la relación entre las geoformas a escala de pozo y los ambientes de sedimentación a mayor escala es crucial al integrar la interpretación de las imágenes de la pared del pozo dentro del proceso de modelado del yacimiento. 39 Primavera de

12 Calibre 2 6 pulg 16 Calibre 1 6 pulg 16 Prof. pies XX050 Imágenes FMI Orientación norte Resistivo Conductivo Echado real de los límites de la capa 0 grados 90 Echado real, BorDip DIP MSD 0 grados 90 Herramienta de densidad afectada por un nódulo denso en el lado SE del pozo Porosidad de densidad 0.15 pie 3 /pie Inducción profunda ohm-m Factor fotoeléctrico 10 Fracturas inducidas durante la perforación, NE-SO XX055 Ovalización del pozo por ruptura, SE-NO Herramienta de densidad afectada por una ovalización del pozo por ruptura en el lado SE del mismo XX060 > Uso de imágenes FMI para determinar la dirección de los esfuerzos y para ayudar a explicar las respuestas de los registros. Las fracturas inducidas durante la perforación se observan en las caras noreste y sudeste del pozo, y se orientan paralelamente a la dirección del esfuerzo local máximo. La dirección de la ovalización del pozo por ruptura confirma la dirección del esfuerzo y se orienta perpendicularmente a la dirección del esfuerzo local máximo. Con frecuencia, las imágenes de la pared del pozo suministran el único medio para determinar la razón por la cual se producen ciertas respuestas de los registros. En este caso, la herramienta de densidad responde a un nódulo de alta densidad a XX051 pies y a la ovalización del pozo por ruptura a XX059 pies. Ambos eventos se ubican en el lado sudeste del pozo. núcleos (testigos, coronas) de diámetro completo como de núcleos laterales (muestras de pared, testigos laterales). En ciertos casos, las imágenes de la pared del pozo suministran los detalles para resolver aspectos de interpretación y de calidad de registros, tales como la presencia de fracturas inducidas durante la perforación o de areniscas laminadas. En yacimientos de capas delgadas, las imágenes de la pared del pozo de alta resolución permiten a petrofísicos y geólogos determinar la distribución de la arenisca productiva de alta calidad, conocida también como análisis de espesor neto. La exactitud de este análisis está limitada por la resolución vertical de la medición, pero también está relacionada con el espesor de las capas de arenisca y de lutita. Las capas de arenisca más delgadas y las laminaciones de lutitas requieren mediciones de mayor resolución para contabilizar adecuadamente la cantidad de arenisca. Esta técnica de microrresistividad ha mejorado significativamente la capacidad de la industria para calcular las reservas totales de hidrocarburos en yacimientos de capas delgadas. Las imágenes de la pared del pozo ofrecen a los ingenieros de yacimientos y de terminación la oportunidad de observar los efectos de los esfuerzos locales. A menudo, los ingenieros examinan la ovalización del pozo causada por ruptura y las fracturas inducidas mecánicamente durante la perforación para determinar la dirección de los esfuerzos tectónicos (arriba). Este análisis mejora el diseño y la efectividad de la terminación del pozo; por ejemplo, orientando los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) antes de fracturarlo hidráulicamente. 10 Las fracturas inducidas y la ovalización del pozo causada por ruptura también indican zonas débiles de la formación, las zonas potenciales de pérdidas de circulación y otros riesgos de inestabilidad del pozo que afectan las operaciones de perforación y de terminación. Los ingenieros de yacimientos modelan el comportamiento del yacimiento con más precisión cuando conocen las tendencias de las fracturas naturales, la dirección de las fracturas hidráulicas o una tendencia estratigráfica que pueda definir una dirección de permeabilidad preferencial. 11 Los ingenieros de yacimientos necesitan también conocer los detalles estructurales del yacimiento porque los contactos entre fluidos y la distribución de los compartimentos del yacimiento influyen directamente en el desarrollo del campo. Los echados de la formación obtenidos a partir de las imágenes de la pared del pozo, permiten determinar el espesor verdadero de las capas, que es un dato esencial para el plan del desarrollo del yacimiento y la planificación de pozos vecinos, así como para definir los puntos de inicio de la desviación del pozo. Las fracturas naturales habitualmente juegan un papel crucial en los yacimientos de gas y de petróleo, pudiendo ser el mecanismo primario de canalización que permita la migración de agua o de hidrocarburos hacia el pozo, y se detectan y caracterizan mediante imágenes de la pared del pozo. En muchas regiones, los dispositivos de generación de imágenes de microrresistividad se utilizan para evaluar si las fracturas naturales están abiertas, lo que permite el movimiento de fluidos, o cerradas por mineralización, que restringe en consecuencia el flujo. Schlumberger desarrolló un método cuantitativo para calcular la apertura o el ancho de fracturas abiertas a partir de los datos del FMI o del FMS. 12 A menudo, esta información de apertura de la fractura, es comparable con los resultados de producción y ofrece una manera efectiva de evaluar el potencial productivo de un yacimiento fracturado. En menor escala, las herramientas de generación de imágenes de microrresistividad revelan la textura y los tipos de porosidad de las rocas, y ayudan a identificar y correlacionar tanto las facies clásticas como las carbonatadas. Estas interpretaciones son más confiables si se las 8 Oilfield Review

13 integra con el análisis de núcleos de diámetro completo. Los servicios de generación de imágenes de la pared del pozo incluyen las mediciones de más alta resolución que pueden realizarse mediante las herramientas operadas a cable de hoy en día y, con frecuencia, se utilizan en combinación con otras herramientas tales como la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, la de Espectrometría de Captura Elemental ECS y el programa de computación de Análisis Elemental a partir de Registros ELAN de Schlumberger para evaluar las complejidades de la formación (derecha). 13 Estas complejidades constituyen un desafío, especialmente en sistemas de yacimientos carbonatados porosos debido a los cambios diagenéticos extensivos producidos luego de la sedimentación. Su enorme versatilidad ha convertido a los dispositivos de generación de imágenes en una parte fundamental de la evaluación detallada de formaciones en ambientes de pozo conductivos. Los expertos de yacimientos en muchas disciplinas utilizan las imágenes de microrresistividad de la pared del pozo para comprender el comportamiento de un yacimiento, desde su mayor hasta su menor escala, y desde su pasado distante hasta su producción futura. Generación de imágenes durante la perforación El análisis de las modernas técnicas de generación de imágenes estaría incompleto si no se menciona el impacto de los métodos de generación de imágenes durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés). La adquisición de datos 10. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de estimulación, Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K: Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics, Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): Robertson D y Kuchuk F: The Value of Variation, Middle East Well Evaluation Review no. 18 (1997): Este método requiere que los datos de imágenes se calibren con una medición somera de resistividad. Para una revisión más detallada de esta técnica, consulte: Luthi S y Soulhaité P: Fracture Apertures from Electrical Borehole Scans, Geophysics 55, no. 7 (Julio de 1990): Akbar M, Petricola M, Watfa M, Badri M, Charara M, Boyd A, Cassell B, Nurmi R, Delhomme J-P, Grace M, Kenyon B y Roestenburg J: Classic Interpretation Problems: Evaluating Carbonates, Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi A, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya R, Logan D, Steif D, Netherwood R, Russel SD y Saxena K: Evaluación de yacimientos carbonatados, Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): de imágenes en tiempo real tiene grandes ventajas si se combina con el motor de fondo GeoSteering y con el control de la estabilidad del pozo en tiempo real. El acceso oportuno a la información mejora la calidad de las decisiones críticas tomadas durante las operaciones de perforación. Agua ligada Arcilla Análisis volumétrico 0 m 3 /m 3 1 Volumen de fluido ligado 1 m 3 /m 3 0 Agua irreducible Agua producida Prof. pies Agua ligada a la arcilla Microporosidad Mesoporosidad Macroporosidad Porosidad efectiva Dist. de T 2 de CMR Una amplia gama de tamaños de herramientas y diseños modulares agregan flexibilidad y reducen el tiempo no productivo de los equipos de perforación, lo que ha generalizado el uso de herramientas LWD. Los sensores de medición LWD se colocan cerca de la barrena, proporcionando información inmediata a los perforadores y geólogos. Permeabilidad de núcleo Macroporosidad de Hg m 3 /m md m 3 /m 3 0 Orientación norte Dist. de T Minipermeámetro Vesícula % de CMR 0.5 m 3 /m m 3 /m md m 3 /m 3 0 Porosidad total Corte de T 2 Permeabilidad Imagen FMI Macroposoridad 0.5 m 3 /m msec md 1000 de FMI Resistivo Conductivo 0.5 Permeabilidad de núcleo > Análisis completo de un yacimiento carbonatado de una zona marina de India Occidental. Cuando las imágenes FMI se combinan con registros CMR, ECS, datos de núcleo y con un análisis ELAN, el resultado es una descripción más precisa del yacimiento carbonatado. Los registros ECS aportan datos clave para producir una descripción detallada de la litología y de la fracción de agua ligada (Carril 1). Los datos del registro CMR se usan para distinguir agua irreducible de agua móvil que está asociada con los tamaños de poros más pequeños (Carril 2). El Carril 3 muestra las distribuciones de T 2 del registro CMR. En el Carril 4 se compara la permeabilidad generada por ELAN (curva azul) con las permeabilidades de núcleo, tanto de los tapones de núcleo (puntos celestes) como de muestras de secciones de núcleo cada 1 cm, utilizando un minipermeámetro. Los datos FMI se utilizan para evaluar las geometrías de poros de mayor tamaño. El Carril 5 muestra una comparación de macroporosidad calculada a partir de los datos FMI (mostrados en el Carril 6) y los métodos de medición de núcleos, incluidas la inyección de mercurio en tapones de núcleo y las mediciones de porosidad secundaria en las secciones de núcleo. Primavera de