3. Herramienta de
telemetría,
almacenamiento en
memoria, rayos gamma
Herramienta
de inducción
Herramienta
neutrón
Herramienta de
densidad
Herramienta
sónica
Velocidad de
ondas de corte
y compresionales
Mediciones
Rayos gamma,
temperatura de pozo,
aceleración de la
herramienta
Resistividad de inducción,
potencial espontáneo,
resistividad del lodo
Porosidad-neutrón
Densidad volumétrica,
factor fotoeléctrico,
tamaño del pozo
Diámetro
2 1/8 pulgadas
2 1/8 pulgadas
2 1/8 pulgadas
2 1/8 pulgadas
Longitud
74 pulgadas [188 cm]
185 pulgadas [470 cm]
74 pulgadas [188 cm]
128 pulgadas [325 cm]
144 pulgadas [366 cm]
Temperatura
300°F [150°C]
300°F [150°C]
300°F [150°C]
300°F [150°C]
300°F [150°C]
Presión
15 000 lpc [103 MPa]
15 000 lpc [103 MPa]
15 000 lpc [103 MPa]
15 000 lpc [103 MPa]
15 000 lpc [103 MPa]
3 600 pie/h [1 100 m/h]
1 800 pie/h [550 m/h]
1 800 pie/h [550 m/h]
3 600 pie/h [1 100 m/h]
1 800 pie/h [550 m/h]
Velocidad de
adquisición de registros
2 1/8 pulgadas
Resolución vertical
12 pulgadas a 24 pulgadas 1 pulgada, 2 pulgadas y 4 pulgadas
[30 cm a 61 cm]
[3 cm, 5 cm y 10 cm]
12 pulgadas a 15 pulgadas
[30 cm a 38 cm]
9 pulgadas a 12 pulgadas 6 pulgadas a 24 pulgadas
[23 cm a 30 cm]
[15 cm a 61 cm]
Profundidad de
investigación
12 pulgadas [30 cm]
10 pulgadas, 20 pulgadas, 30 pulgadas,
60 pulgadas y 90 pulgadas
[25 cm, 51 cm, 76 cm, 152 cm y 228 cm]
10 pulgadas [25 cm]
4 pulgadas [10 cm]
Tamaño del pozo
4 pulgadas a 14 pulgadas
4 pulgadas a 14 pulgadas
4 pulgadas a 16 pulgadas
4 pulgadas a 16 pulgadas 4 pulgadas a 14 pulgadas
3 pulgadas [7 cm]
> Especificaciones de la herramienta SureLog. Cualquiera de estas herramientas puede combinarse para permitir que los operadores corran una sarta
de adquisición de registros de tipo triple-combo o quad combo. Los diámetros de todas las herramientas son suficientemente pequeños como para ser
corridos en pozos de 4 pulgadas.
La capacidad para identificar los cambios
producidos en la roca yacimiento, que proveen
los registros petrofísicos, puede incidir significativamente en el programa de terminación de un
pozo y en su rentabilidad. Esto resulta particularmente relevante en relación con las extensiones
productivas de lutitas u otras formaciones compactas, en las que los tratamientos de fracturamiento deben dividirse en varias etapas para
estimular una zona productiva que se extiende
miles de pies a lo largo de un pozo horizontal.
Mediante la exclusión de ciertas zonas, y un proceso selectivo de disparo y estimulación de los
intervalos con más probabilidades de ser productivos, los operadores pueden reducir el número
de etapas requeridas para fracturar un yacimiento en forma óptima. La disminución del
número y de la longitud de las etapas permite
conservar el agua, el apuntalante y otros recursos, lo que reduce los costos y el impacto global
de las operaciones de estimulación de pozos.
Se ha desarrollado un sistema de adquisición
de registros único y económicamente efectivo para
ayudar a los operadores a obtener datos de formaciones valiosos en pozos de alto ángulo. El sistema,
cuyo desarrollo estuvo a cargo de ThruBit LLC,
utiliza la presión de las bombas de lodo para transportar las herramientas de adquisición de registros de pequeño diámetro por el centro de la sarta
de perforación y fuera de ésta, a través de una
barrena especial, para registrar el agujero descubierto que se encuentra más allá de la barrena.
48
Viajando por este conducto de la columna de perforación hasta la profundidad final (TD), las
herramientas se bombean a través de la apertura
de la barrena donde examinan la formación a
medida que la columna de perforación se extrae
del pozo. Schlumberger adquirió ThruBit LLC en
el año 2011.
Este artículo proporciona un panorama general de los equipos y el sistema de despliegue que
hacen posible la técnica de adquisición de registros ThruBit. Los conjuntos de datos obtenidos
con este sistema ayudan a demostrar su calidad
y utilidad.
Fundamentos de la adquisición de registros
El concepto de adquisición de registros a través
de la barrena se centra en dos requisitos: herramientas de adquisición de registros suficientemente pequeñas para atravesar la sarta de
perforación y una barrena diseñada para permitir
su pasaje hacia el interior del agujero descubierto.
El sistema de adquisición de registros ThruBit
utiliza herramientas de adquisición de registros
especialmente diseñadas que combinan diámetros pequeños con capacidades de alta presión y
alta temperatura. Con un diámetro de 2 1/8 pulgadas, todas las herramientas del conjunto SureLog
son suficientemente pequeñas para atravesar el
centro de la mayor parte de las columnas de perforación, martillos (tijeras) de perforación, collares y barrenas (arriba). Las herramientas toleran
temperaturas de hasta 150°C [300°F] y presiones
de hasta 15 000 lpc [103 MPa] y pueden correrse
en combinación para obtener un conjunto completo de mediciones durante una sola carrera de
adquisición de registros.
El dispositivo de telemetría, almacenamiento
en memoria y rayos gamma SureLog es operado
como la herramienta de adquisición de registros de
nivel superior para proporcionar comunicaciones
y la funcionalidad de almacenamiento en memoria para toda la sarta de adquisición de registros.
El detector de rayos gamma mide los rayos
gamma naturales presentes en la formación para
brindar una evaluación cualitativa del contenido
de lutita. Un acelerómetro de múltiples ejes instalado en la herramienta monitorea la orientación,
el movimiento y la vibración de la herramienta de
fondo de pozo. Además, la herramienta mide la
inclinación y la temperatura del pozo.
La herramienta de inducción de arreglo posee
cinco profundidades de investigación medianas y
tres resoluciones verticales. En ciertas configuraciones, se corre una herramienta combinable de
potencial espontáneo (SP) inmediatamente por
debajo de la herramienta de inducción. La medición SP provee una indicación cualitativa de la
permeabilidad y del contenido de lutita (arcillosidad) de la formación y puede ser utilizada para
determinar la resistividad del agua de formación
equivalente. Además, la herramienta tiene incorporado un sensor de resistividad del lodo para las
correcciones de los datos de inducción de arreglo
y el análisis de los fluidos del pozo.
Oilfield Review
4. > Barrena Portal. Esta barrena especializada está diseñada para satisfacer los requerimientos
de perforación aplicables a una diversidad de tipos de rocas. La característica principal de esta
barrena de PDC (vista lateral, izquierda) es que posee un orificio central (vista en planta, derecha)
para permitir el pasaje de una sarta de herramientas de adquisición de registros (perfilaje) de
diámetro reducido. (Figura, cortesía de Smith Bits, una compañía de Schlumberger.)
Calibrador
Patín de la
herramienta
de densidad
> Herramienta de densidad SureLog.
Los detectores de centelleo, alojados en un
patín que se articula desde la herramienta
principal, miden tanto la densidad volumétrica
de la formación como el factor fotoeléctrico.
La herramienta utiliza un calibrador de un
solo brazo para incrementar el contacto total
del patín con la formación mientras mide el
tamaño del pozo.
La herramienta neutrónica SureLog opera
tanto en ambientes de pozo entubado como en
ambientes de agujero descubierto y utiliza una
fuente de californio [Cf] para obtener mediciones
de porosidad y neutrones termales. Además de las
correcciones por la temperatura y la presión del
pozo, la medición de porosidad neutrón puede
ser corregida por los factores ambientales, tales
Volumen 24, no.2
como el tamaño del pozo, el tipo de lodo, la densidad del lodo, el espesor del revoque de filtración,
la salinidad y la separación entre la herramienta y
la pared del pozo.
La herramienta de densidad mide la densidad
volumétrica de la formación (ρb), el factor
fotoeléctrico (Pe) y el tamaño del pozo. El procesamiento de las mediciones crudas incluye un
algoritmo de corrección que preserva la precisión
general de la medición de densidad a través de una
amplia gama de tamaños de pozos, tipos y densidades de lodo. Los detectores de centelleo de la
herramienta se encuentran alojados en un patín
articulado para un mejor contacto con la formación, que mejora la calidad general de las mediciones en los pozos desviados y rugosos (izquierda).
La herramienta de densidad utiliza un calibrador
de un solo brazo para medir el tamaño del pozo y
presionar la herramienta contra la formación.
La herramienta sónica de registro de formas
de ondas SureLog posee un transmisor monopolar y un arreglo de seis receptores. Las formas de
ondas registradas en cada uno de los seis receptores son procesadas subsiguientemente, utilizando una técnica de coherencia-tiempo-lentitud
para obtener las velocidades de las ondas compresionales (Vp) y de corte (Vs). La velocidad de las
ondas de corte monopolares puede ser determinada a partir de la medición sónica en las forma-
ciones cuyas velocidades de ondas compresionales
y de corte son mayores que la velocidad acústica
en el lodo (Vmud).
La barrena de PDC Portal está diseñada para
permitir que las herramientas de adquisición de
registros pasen a través del extremo de la sarta
de perforación sin que sea necesario remover
la barrena. Esta barrena es hueca en el centro y
posee una apertura de 21/2 pulgadas [63,5 mm] en su
corona; el centro de la cara de la barrena (arriba).
El diseño de la barrena es adaptable a casi cualquier modelo de barrena de PDC con un diámetro
comprendido entre 57/8 pulgadas y 121/4 pulgadas.
Las barrenas son fabricadas con una diversidad
de configuraciones de hojas y cortadores para dar
cabida a los requerimientos en materia de perforación y litología.
Un colgador, posicionado por encima de la
barrena Portal, permite que los sensores de adquisición de registros se extiendan inmediatamente por
debajo de la barrena cuando se adquieren registros
en modo de almacenamiento en memoria. En este
modo, el cable se desengancha de la sarta de herramientas y se lleva a la superficie. Las herramientas
se alimentan a batería y los datos derivados de los
registros se almacenan en la memoria de abordo.
El colgador posiciona las herramientas de adquisición de registros con precisión a medida que se
extienden a través de la apertura de la barrena.
49
5. 1
2
3
4
5
6
7
> Secuencia de adquisición de registros ThruBit. Se utiliza una barrena Portal para la rectificación del pozo hasta la TD como preparación para la
adquisición de registros (1). El perforador extrae la barrena del fondo, dejando espacio suficiente para dar cabida al conjunto de herramientas de
adquisición de registros SureLog. La sarta de herramientas de adquisición de registros se bombea a través de la columna de perforación (2). Con las
herramientas posicionadas debajo de la barrena, el ingeniero especialista en adquisición de registros ThruBit verifica la función de la herramienta, y
luego desconecta el cable y lo vuelve a llevar a la superficie (3). A medida que la brigada de perforación extrae la tubería del pozo, las herramientas de
adquisición de registros examinan y registran los datos de la formación (4). El proceso de adquisición de registros se completa cuando las herramientas
se introducen en la tubería de revestimiento (5). Con la barrena y las herramientas dentro de la tubería de revestimiento, la brigada de adquisición de
registros baja la herramienta de recuperación con cable, traba las herramientas y las lleva a la superficie (6). Una vez que las herramientas de
adquisición de registros se recuperan de la sarta de perforación, el perforador tiene libertad para proceder a la rectificación hasta el fondo del pozo
o reanudar las otras operaciones como preparación para la fase de perforación siguiente (7).
50
Oilfield Review
6. Este dispositivo limita el movimiento de un collar
de restricción interior colocado cerca del extremo
superior de la sarta de herramientas de adquisición de registros, impide que el collar se desplace
más hacia el fondo del pozo y a la vez permite que
los sensores de adquisición de registros sobresalgan en el agujero descubierto, más allá de la cara
de la barrena.
El equipo de control de presión de superficie
ThruBit está diseñado para controlar el pozo en
caso de producirse un golpe de presión imprevisto.
Este equipo permite que el perforador haga rotar
y dé movimiento alternativo a la sarta de perforación, y que ejecute el proceso de circulación
durante el despliegue de las herramientas de
adquisición de registros.3 Además, se puede instalar una válvula de flotador en el conjunto de
fondo (BHA) para proporcionar una medida adicional de control del pozo. Esta válvula de flotador a charnela permite que las herramientas de
adquisición de registros y el equipo auxiliar la
atraviesen en ambas direcciones.4
Despliegue en el fondo del pozo
El sistema de despliegue ThruBit utiliza la barrena
Portal para rectificar y acondicionar el pozo como
preparación para la adquisición de registros.
Una vez que el BHA alcanza la profundidad de
adquisición de registros, la brigada de perforación extrae el BHA del pozo para instalar una
barrena Portal y el colgador. Cuando la barrena
Portal y el colgador vuelven a ser bajados en el
pozo, el perforador utiliza la barrena Portal para
sortear, mediante el proceso de rectificación, los
resaltos y puntos estrechos (angostamientos)
presentes en el trayecto hacia la TD. Una vez que
el pozo se encuentra acondicionado para la operación de adquisición de registros, el perforador
posiciona la barrena justo por encima de la base
del intervalo inferior extremo a registrar, dejando
sólo un tramo suficiente de agujero descubierto
para que los sensores de adquisición de registros
se extiendan más allá de la barrena.
Con la barrena Portal en la profundidad objetivo, la brigada de adquisición de registros inserta
la sarta de herramientas SureLog en la columna de
perforación, instala el equipo de control de presión y baja el conjunto de herramientas SureLog
3. En algunos pozos, la capacidad de circulación durante la
adquisición de registros puede ayudar a reducir la
temperatura del pozo cuando la temperatura del fondo
del pozo se aproxima al límite de la temperatura de
operación de la herramienta.
4. Reischman RL y Porter RC: “An Innovative New System
for Obtaining Open Hole Logs in Difficult Wells,” artículo
AADE-11-NTCE-67, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Houston,
12 al 14 de abril de 2011.
Volumen 24, no.2
con cable. La conexión del cable permite al ingeniero especialista en adquisición de registros
ThruBit generar un registro descendente y monitorear la funcionalidad de la sarta de herramientas desde el momento en que las herramientas de
adquisición de registros dejan la superficie hasta
que se cambian al modo de almacenamiento en
memoria. La columna de perforación protege las
herramientas de adquisición de registros y el
cable a medida que bajan en el pozo.
En el punto en el que la inclinación del pozo
impide el descenso por acción de la gravedad, se
accionan las bombas de lodo del equipo de perforación para bombear las herramientas hasta el extremo
inferior de la sarta de perforación. La columna de
perforación posibilita un pozo parejo que asegura
el despliegue de las herramientas de pequeño
diámetro hasta la cara de la barrena. La presión de
bombeo y el flujo del lodo hacen que los sensores
de adquisición de registros pasen a través de la
apertura de la barrena Portal. Las herramientas se
detienen una vez que el dispositivo de restricción
interior, situado cerca del extremo superior de la
sarta de herramientas, llega hasta el colgador.
El ingeniero especialista en adquisición de
registros efectúa una prueba final del funcionamiento de la sarta de herramientas antes de abrir el
calibrador de la herramienta de densidad. Los acelerómetros situados en el interior de la herramienta verifican que el patín de la herramienta de
densidad se encuentre orientado contra el lado
bajo del pozo. Luego, el ingeniero transmite instrucciones a la sarta de herramientas para que se
libere el cable. El cable y el extremo superior de
un arreglo de bajada y recuperación de herramientas se llevan de regreso a la superficie y se remueven de la sarta de perforación, lo que hace que
quede un cuello de pesca expuesto en el extremo
superior de las herramientas de adquisición de
registros para permitir la fácil recuperación de las
herramientas y de las fuentes de densidad y neutrón a través de la columna de perforación en
cualquier momento; de este modo se elimina la
necesidad de efectuar maniobras con la tubería.
Operando en el modo de almacenamiento en
memoria, las herramientas de adquisición de
registros examinan la formación y registran los
datos a medida que la columna de perforación se
extrae del pozo. Después de registrar la zona de
interés, la brigada de adquisición de registros
puede bajar una herramienta de recuperación con
cable para retraer las herramientas de adquisición
de registros de regreso a través de la barrena
Portal y la columna de perforación. Una vez recuperada la sarta de herramientas en la superficie, el
perforador queda libre para reanudar las operacio-
nes normales como preparación para la fase de
actividad siguiente en el pozo (página anterior).
Como alternativa, las herramientas pueden ser llevadas sencillamente a la superficie con la tubería.
No obstante, la recuperación temprana permite
descargar, verificar y transmitir los datos mientras la tubería aún está siendo extraída del pozo;
lo que proporciona más tiempo para que el operador planee las operaciones de terminación.
Este sistema de despliegue puede incidir
positivamente en una operación de adquisición
de registros. El tiempo de equipo de perforación
invertido en la adquisición de registros se reduce
porque el despliegue y la adquisición pueden
efectuarse durante el viaje de acondicionamiento
del pozo. Dado que no se despliegan hasta que la
barrena se encuentra en su posición cerca de la
TD, las herramientas reciben menos exposición a
los golpes, las vibraciones y las altas temperaturas.
El riesgo se minimiza porque las herramientas
son recuperables y el sistema proporciona al perforador un control absoluto del pozo. Por consiguiente, si las condiciones del pozo se deterioran
y la columna de perforación se atasca, las herramientas de adquisición de registros y las fuentes
de densidad y neutrón pueden ser recuperadas
antes de activar los martillos de perforación o
implementar otros procedimientos para el atascamiento de las tuberías. Con la sarta de adquisición de registros sobre la rampa de manipulación,
el perforador puede martillar la sarta de perforación sin temor a dañar las herramientas.
La flexibilidad de este sistema está abriendo
el camino para su utilización en otras situaciones
desafiantes de adquisición de registros.
Aplicaciones de campo
La geometría de los pozos de alcance extendido
los vuelve inherentemente difíciles de registrar.
Las extensiones productivas de lutitas, explotadas
generalmente mediante pozos horizontales, han
generado una demanda de técnicas especializadas
de operación de herramientas. La proliferación de
las extensiones productivas en EUA proporcionó
un terreno de pruebas para la tecnología de adquisición de registros ThruBit. Desde entonces, el
uso de esta tecnología se expandió a otras extensiones productivas no convencionales en las que
los pozos de alto ángulo dificultan la obtención
de registros.
En Dakota del Norte, EUA, Oasis Petroleum,
Inc. utilizó el sistema de adquisición de registros
ThruBit para evaluar un pozo de la lutita Bakken
perforado hasta 6 330 m [20 766 pies] de profundidad medida (MD) con un tramo lateral de 3 050 m
[10 000 pies]. El pozo tenía un radio de curvatura
51
7. Tubería de revestimiento intermedia
Columna de
perforación
Colgador
Sarta de
perforación
Radio perforado,
29,5°/100 pies
Barrena
Portal
Herramienta de telemetría,
memoria y rayos gamma
Herramienta
de densidad
Longitud total: 19,4 m [63,7 pies]
Calibrador
Herramienta de
Collar de
bajada y recuperación restricción
con cable
interior
Conjunto de
fondo (BHA)
Baterías
Herramienta
de neutrón
Herramienta de
arreglo de inducción
Sarta de adquisición de registros SureLog
> Registro de un pozo de alcance extendido. Oasis Petroleum utilizó el sistema ThruBit para registrar un pozo perforado en la lutita Bakken. El pozo de
20 766 pies, con un tramo lateral de 10 000 pies, fue desviado hasta formar un ángulo de 91°. El colgador, la batería y la herramienta de recuperación
(inserto) permiten registrar los registros en modo de almacenamiento en memoria a medida que se extrae la tubería del pozo. Las herramientas pueden
ser recuperadas en cualquier momento después de liberar el cable. (Adaptado de Reischman y Porter, referencia 4.)
de 29,5°/30 m [29,5°/100 pies] y se encontraba
desviado 91° respecto de la vertical (arriba).
Oasis utilizó una barrena Portal durante la carrera
de rectificación para preparar el pozo para la
adquisición de registros antes de bajar la tubería
de revestimiento corta (liner) de producción.
El sistema ThruBit permitió al perforador mantener
la circulación a medida que las herramientas de
adquisición de registros se desplegaban alrededor
de la curva y a través del tramo lateral extendido.
El conjunto de herramientas de adquisición de
registros SureLog pasó en forma segura a través
de la columna de perforación y fuera de la barrena
para registrar datos de evaluación de la formación a medida que se extraía la tubería del pozo.
En una sola carrera de adquisición de registros,
los geocientíficos de Oasis obtuvieron los datos
petrofísicos que necesitaban para evaluar la sección de la lutita Bakken.
En el Condado de Barber, en Kansas, EUA,
Osage Resources, LLC buscaba optimizar el emplazamiento de los disparos y la longitud de las etapas
de fracturamiento en un pozo horizontal perforado en la extensión productiva Mississippi Lime.
Esta extensión productiva, descubierta y explotada inicialmente mediante la perforación de
pozos verticales, está siendo revitalizada con pozos
horizontales y tratamientos de estimulación por
52
fracturamiento de múltiples etapas. La formación
Mississippi Lime es altamente variable y está
compuesta por caliza, dolomía y depósitos silíceos de tripolita, creta y espiculita. Para evaluar
correctamente el pozo, Osage necesitaba más
que un registro de rayos gamma MWD.
La brigada de adquisición de registros
ThruBit armó una sarta de herramientas de tipo
quad combo SureLog, consistente en herramientas de rayos gamma, calibrador, resistividad, neutrón, densidad y sónicas. La sarta fue bombeada a
través de la columna de perforación de 4 pulgadas
y los registros se registraron en el modo de almacenamiento en memoria al extraer la columna de
perforación del pozo. Una vez que las herramientas de adquisición de registros llegaron a la tubería de revestimiento, fueron llevadas a la superficie
con cable. Con la barrena Portal de 6 1/8 pulgadas
todavía en el fondo del pozo, el perforador pudo
proceder a la rectificación nuevamente hasta la
TD para efectuar un viaje de limpieza final como
preparación para la bajada de la tubería de revestimiento subsiguiente.
Los datos derivados de los registros revelaron
cambios litológicos significativos a lo largo del
tramo lateral (próxima página). Esta información
instó a los ingenieros de Osage a reevaluar su
estrategia de estimulación inicial y a desplazar el
enfoque hacia el tratamiento de la punta del pozo,
donde existían mejores condiciones de yacimiento.
Los datos sónicos fueron utilizados para computar una curva de fragilidad. Esta curva proporcionó una base para dividir la operación de
estimulación en intervalos separados de acuerdo
con el tipo de roca, lo que ayudó al operador a optimizar las longitudes de las etapas, los tamaños de
los patines y los grupos de disparos. Los datos de
formas de ondas sónicas indicaron dónde la formación se encontraba naturalmente fracturada a lo
largo del pozo, lo que ayudó a los ingenieros de
Osage a diseñar un programa de fracturamiento
hidráulico que minimizara el riesgo de arenamiento
prematuro durante la estimulación. Los ingenieros
agregaron al plan otra etapa de fracturamiento y
concluyeron con éxito el programa de estimulación revisado. La producción del pozo es significativamente mejor que la de otros pozos del área
perforados en la formación Mississippi Lime.
El área de Texas Sur, en EUA, ha sido testigo de
un resurgimiento de las operaciones de perforación que acompaña la búsqueda de nuevas extensiones productivas de lutitas por parte de las
compañías de petróleo y gas. En el Condado de
Gonzales, Forest Oil Corporation ha perforado
numerosos pozos con el objeto de desarrollar la
lutita Eagle Ford de edad Cretácico. Para explotar
Oilfield Review
8. Correlación
Profundidad
Resistividad
0,2
Porosidad
Inducción de 90 pulgadas
Corrección de la densidad
ohm.m
2 000
– 0,75
Inducción de 60 pulgadas
0,2
ohm.m
0,2
ohm.m
2 000
30
°API
Calibrador
200
6
pulgadas
16
2 000
%
–10
30
%
–10
Factor fotoeléctrico
0,2
Profundidad,
pies
0,25
Amplitud de onda sónica
Porosidad del registro de densidad
Inducción de 20 pulgadas
0
Fragilidad
Porosidad neutrón
Inducción de 30 pulgadas
Rayos gamma
g/cm3
Sónico
ohm.m
Inducción de 10 pulgadas
2 000
0,2
ohm.m
0
20
baja
alta
Semblanza de ondas de corte 0
1
–1
Posibles fracturas
Fragilidad
%
Incremento de
la fragilidad
100
2 000
Cruce
X 050
X 100
X 150
> Evaluación de un tramo lateral en la caliza Mississippi. Después de correr una sarta de adquisición de registros de tipo quad combo SureLog en un pozo
horizontal, los ingenieros de Osage Resources determinaron que las propiedades de la formación variaban considerablemente a lo largo de todo este
intervalo horizontal. La porosidad (carril 3) varía entre el 4% y el 16%. Las curvas de semblanza de las ondas de corte y de las formas de ondas sónicas
indican la presencia de fracturas naturales (carril 4, amarillo) a través de ciertos intervalos. El cálculo de la fragilidad (carril 5), que se utiliza para generar
una curva de vista rápida relacionada con el perfil de esfuerzo, también indica la presencia de contrastes en la fragilidad. En base a estas curvas, además
de las resistividades elevadas (carril 2), Osage Resources pudo seleccionar las zonas óptimas para los tratamientos de estimulación por fracturamiento
hidráulico (Carril 4, amarillo).
Volumen 24, no.2
53
9. Litología de los recortes
Prof.
Resistividad, S2, TOC
Densidad, neutrón, sónico Fractura
Sónico
Trazadores
Forma de onda sónica
Propiedades mecánicas
Inducción de 90 pulgadas
0,2
ohm.m
2 000
V 200
TVD
pies
Inducción de 30 pulgadas
0,2
ohm.m
2 000
U 200
Inducción de 10 pulgadas
0,2
ohm.m
2 000
Arcillas totales
V 200
Carbonato
U 200
S2
mg/g
25
Carbono orgánico total
Pirita
0
Carbono orgánico total
Porosidad
TVD
pies
0
Cuarzo
Profundidad
medida
(MD), pies
%
Carbono orgánico total
0
%
0
Recortes: S2
mg/g
Semblanza
Densidad volumétrica
1,95
2,95
g/cm3
45
baja
Porosidad neutrón
%
–15
Lentitud de ondas sísmicas
compresionales
140
µs/pie
40
baja
10 Lentitud de ondas sísmicas
de corte
10 440
µs/pie
40
25 V 200
TVD
pies
U 200
V 200
Amplitud de onda sónica
V 200
alta
TVD
pies
U 200 0
Iridio como trazador
°API
2 000
Semblanza de ondas de corte
Escandio como trazador
1
0,5 0
°API
2 000
Etapas
alta
TVD
pies
U 200
Lentitud de ondas sísmicas
compresionales
40
µs/pie
240
Lentitud de ondas de
corte rápidas
40
µs/pie
240
V 200
Lentitud de ondas de
corte lentas
Gas total en el registro de lodo Estroncio como trazador
0
500 0
°API
2 000 40
µs/pie
240 0
TVD
pie
Fragilidad
%
U 200
100
U 000
V 000
Etapa 19
Etapa 18
Etapa 17
W 000
Etapa 16
Etapa 15
Etapa 14
Etapa 13
X 000
Etapa 12
Etapa 11
Etapa 10
Etapa 9
Y 000
Etapa 8
Etapa 7
Etapa 6
Etapa 5
Z 000
Etapa 4
Etapa 3
Etapa 2
Etapa 1
> Montaje de registros de Forest Oil. Esta interpretación de la evaluación de la lutita Eagle Ford combina los datos ThruBit con el análisis de recortes de
perforación y las propiedades computadas de las rocas para determinar el emplazamiento óptimo de las etapas de fracturamiento en un pozo del Sur
de Texas. Si bien se observan picos de gas (carril 5, rojo) en todo este intervalo, el área óptima de desarrollo en este pozo horizontal se extiende
aproximadamente desde W 700 hasta Z 400 pies de profundidad medida (MD). El análisis geoquímico en sitio de los recortes de perforación obtenidos a
través de este intervalo muestra un marcado incremento del carbono orgánico total (carril 2, puntos negros) y del S2; los hidrocarburos generados por la
descomposición térmica de los kerógenos (carril 2, curva púrpura), indicadores clave de la calidad de la roca generadora. Los datos sónicos (carril 7)
muestran un cambio claro de las propiedades elásticas de la formación en esta zona. Mientras que la onda P mantiene una lentitud constante (negro
sólido) a lo largo de todo el intervalo, la onda S se divide en dos arribos diferentes. La extensión entre las lentitudes de las ondas S rápidas (curva negra
de guiones) y lentas (curva negra punteada) es un indicador de la anisotropía, posiblemente atribuida a las fracturas. Mediante la utilización de todos los
datos juntos, Forest Oil optó por dividir el programa de estimulación en 19 etapas. Después del tratamiento de estimulación, los registros de trazadores
(carril 6) ayudaron a verificar que las modificaciones del programa de estimulación creaban fracturas más complejas a lo largo de cada etapa, abriendo
más cara de roca para la producción. Esta optimización de la estrategia de terminación se tradujo en incrementos de la producción respecto de los pozos
vecinos, que habían utilizado tratamientos simples de fracturamiento geométrico.
54
Oilfield Review
10. una ventana un tanto estrecha de petróleo, la compañía perfora pozos de alto ángulo que apuntan
como objetivo a un área óptima de desarrollo de 6 m
[20 pies] de espesor situada en una sección prospectiva oscilante entre 24 y 34 m [80 y 110 pies].
Estos pozos son perforados habitualmente hasta
unos 3 660 m [12 000 pies] MD y son desviados
entre 87° y 92° con tramos laterales de unos 1 675 m
[5 500 pies] a través de la lutita Eagle Ford.
Mediante el trabajo basado en los datos sísmicos 3D obtenidos en el área de la concesión, los
geocientíficos de Forest identificaron numerosas
localizaciones susceptibles de desarrollo posterior en la lutita Eagle Ford. Estas localizaciones
fueron perforadas con datos de entrada obtenidos con una herramienta de rayos gamma MWD
para el proceso de geonavegación. Una vez perforados, los primeros pozos se estimularon utilizando
un enfoque geométrico consistente en dividir el
tramo lateral en etapas de 90 m [300 pies] para
luego proceder a disparar y fracturar, bombeando
109 000 kg [240 000 lbm] de arena en cada etapa.
Para ejecutar esta estrategia, los ingenieros de
Forest utilizaron el método de “taponamiento y
disparos,” que consiste en colocar un tapón
puente entre las etapas de fracturamiento para
aislar los grupos de disparos.
Después de terminar varios de estos pozos, los
petrofísicos e ingenieros de Forest habían adquirido suficientes datos para evaluar la producción
en la lutita Eagle Ford. Los ingenieros observaron
que, si bien se habían perforado y terminado
varios pozos en forma similar, la producción
variaba de manera considerable una vez que los
pozos eran puestos en producción. Algunos producían cantidades sustanciales de agua de alta
salinidad, lo cual no era común en la lutita Eagle
Ford ni en la formación Austin Chalk adyacente
y suprayacente. Esta agua se atribuía a la formación Buda o caliza Edwards e indicaba que las
fracturas hidráulicas habían penetrado por
debajo de la lutita Eagle Ford, lo cual proporcionaba un trayecto para la migración de agua hacia
las formaciones infrayacentes.
Los ingenieros y geocientíficos de Forest Oil
organizaron un estudio para determinar porqué
ciertos pozos se destacaban —ya sea como buenos o bien como malos productores— y para ajustar sus técnicas de perforación y terminación en
esta formación. El objetivo de sus investigaciones
fue lograr los siguientes resultados:
• optimizar la sección de aterrizaje en los pozos
horizontales futuros
• mejorar las eficiencias de los grupos de fracturas y la iniciación de las fracturas
• prevenir la producción de agua desde las formaciones infrayacentes
Volumen 24, no.2
• reducir los costos de estimulación y terminación de pozos.
El elemento esencial de su estudio era la
capacidad para adquirir y analizar los datos de
registros de los pozos horizontales; por consiguiente, estos profesionales consideraron cuidadosamente las opciones existentes en materia de
operación de herramientas. A Forest le preocupaba la recuperabilidad con línea de acero de los
componentes MWD, necesarios para la geonavegación, en caso de utilizar herramientas LWD para
evaluar la formación; los otros métodos de operación con tubería para la adquisición de registros
consumían tiempo de equipo de perforación extra.
Debido a la necesidad de evaluar las zonas productivas, Forest utilizó el sistema de adquisición de
registros ThruBit para obtener un conjunto de
registros en los pozos horizontales previstos para
una próxima campaña de perforación.
A medida que se perforaban estos pozos, el
perforador efectuó una serie de viajes cortos para
eliminar las capas de recortes de perforación de
la sección horizontal. Una vez acondicionado el
pozo, el perforador extrajo el BHA direccional y
volvió al pozo con una barrena Portal y un colgador, sorteando, mediante rectificación, los puntos
estrechos encontrados en el trayecto hacia la TD.
Luego, se bombeó el cable con el conjunto de
herramientas de adquisición de registros de tipo
quad combo SureLog hasta la TD a través de la
columna de perforación. Las herramientas de
adquisición de registros se bombearon a través de
la barrena Portal. Una vez que el ingeniero de
adquisición de registros verificó la operabilidad
de la sarta de herramientas, éstas fueron liberadas del cable y el cable volvió a enrollarse en
la superficie. Las herramientas de adquisición de
registros registraron los datos de la formación en
el modo de almacenamiento en memoria a medida
que la columna de perforación se extraía del pozo.
Después de llegar hasta la zapata de la tubería de
revestimiento, la sarta de herramientas se recuperó con cable y se descargaron los datos. Si era
necesario, el perforador podía efectuar luego otro
viaje de acondicionamiento de regreso hasta la
TD antes de desarmar la sarta de perforación
para una bajada de la tubería de revestimiento.
Mediante la combinación de la carrera de adquisición de registros con un viaje de acondicionamiento, el operador ahorró más de 24 horas de
equipo de perforación en comparación con el
tiempo necesario para los métodos convencionales de operación a través de la tubería.
Los petrofísicos de Forest Oil utilizaron los
datos de densidad y sónicos para derivar las propiedades de las rocas, tales como el módulo de
Young y la relación de Poisson. La anisotropía de
las ondas de corte derivada de la herramienta
sónica SureLog permitió que los geofísicos de
Forest compararan los atributos de las fracturas
naturales del pozo con los observados en los
datos sísmicos 3D. Esta información resultó esencial para el mapeo de los nuevos objetivos de
exploración y para conocer mejor los atributos
sísmicos necesarios para evaluar su posición dentro de una vasta superficie con miras a la selección futura de la localización del pozo.
Forest pudo capitalizar un procedimiento de
fracturamiento más selectivo. Los datos referentes a las propiedades mecánicas, procesados a
partir del conjunto de herramientas SureLog,
demostraron ser cruciales para el agrupamiento
de las etapas de fracturamiento hidráulico ya que
resaltaban las rocas con propiedades similares
(página anterior). Esta información fue utilizada
en los programas de diseño de las fracturas 3D
para optimizar y confinar las fracturas a la lutita
Eagle Ford y a la formación productiva suprayacente Austin Chalk. Sobre la base de estos datos
derivados de los registros, la compañía ahora planifica etapas de fracturamiento de 67 m [220 pies] y
ha generado ahorros de costos de los tratamientos
de estimulación mediante la reducción de un tercio
del volumen de arena bombeada en cada etapa.
Los pozos estimulados de esta manera están exhibiendo una producción significativamente mejor
que los fracturados utilizando el enfoque geométrico previo, y ninguno produjo agua de alta salinidad asociada con las formaciones más profundas.
En total, Forest Oil redujo el costo de terminación de los pozos por etapa en aproximadamente
60% y a la vez incrementó el número de etapas
por tramo lateral. Además, la producción de
petróleo promediada a lo largo de un período de
30 días se duplicó en comparación con la producción de los pozos previos.
Herramientas de evaluación
Para incrementar la exposición del pozo a los
yacimientos de gas de lutitas, los operadores normalmente necesitan perforar pozos horizontales.
Estas lutitas generalmente exhiben una alta actividad de rayos gamma naturales, de modo que los
registros de rayos gamma son útiles para distinguir
las lutitas de otras litologías. Aunque efectivas
como herramientas de correlación, las mediciones
de rayos gamma no son suficientes para distinguir
las zonas productivas de las no productivas, y mucho
menos para diseñar programas de estimulación.5
5. Kok J, Moon B, Han SY, Tollefsen E, Baihly J y Malpani R:
“The Significance of Accurate Well Placement in the
Shale Gas Plays,” artículo SPE 138438, presentado en la
Conferencia sobre Terminaciones de Yacimientos de Gas
en Areniscas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas,
EUA, 2 al 3 de noviembre de 2010.
55
11. 0
5
Rayos gamma
ºAPI
Calibrador
pulgadas
Corrección de la densidad
g/cm3
– 0,75
0,25
Semblanza de
Semblanza de ondas
Porosidad neutrón
Resistividad de inducción
Gradiente de
ondas de corte
compresionales
30
%
–10
90 pulgadas
fracturamiento
Fragilidad
Relación de Poisson
Porosidad densidad
alta
baja
alta baja
0,2
ohm.m
200
0
%
100 0
lpc/pie
1
150
1 Incremento de
%
–10 Lentitud de ondas
Resistividad de inducción 30
Gradiente de
Lentitud de ondas 0
60 pulgadas
la fragilidad
fracturamiento
Módulo de Young estático
Factor fotoeléctrico
de corte
compresionales
Profundidad,
psi × 106
15
pies
10
µs/pie
240 0
0,2
ohm.m
200 0
µs/pie
240 0
20 0
X 250
> Evaluación Geo-Frac de un pozo horizontal en la lutita Bakken. Los datos sónicos de ondas compresionales y de corte SureLog (carriles 4 y 5) se utilizan
para computar la relación de Poisson (carril 6, rojo). El módulo de Young (carril 6, verde) se deriva de los datos de densidad volumétrica y sónicos. La curva de
fragilidad (carril 7), que se estima a partir del módulo de Young y la relación de Poisson, indica cuán fácilmente se fracturará la roca bajo la presión hidráulica.
El gradiente de fracturamiento (carril 8) puede ser utilizado como un indicador del esfuerzo presente, mostrando los contrastes a lo largo de todo el tramo
lateral con los esfuerzos menores (rojo y blanco) y los esfuerzos mayores (azul). Utilizadas en conjunto con los otros datos presentados, las curvas de fragilidad
y de gradiente de fracturamiento ayudan a los operadores a determinar los intervalos más adecuados para la iniciación de las fracturas (carril 7, rojo).
En lugar de basarse en un enfoque geométrico para el desarrollo de estos pozos, los operadores que corren un conjunto integral de
registros en la zona objetivo pueden basar sus
programas de terminación en la calidad y las propiedades geomecánicas del yacimiento. Con esta
información, los operadores pueden apuntar
selectivamente a las mejores zonas a estimular y
a la vez eliminar de su programa de terminación
las zonas no productivas. Las mediciones de la
velocidad de las ondas compresionales y de corte
obtenidas con la herramienta sónica monopolar
de múltiples receptores SureLog proporcionan
datos de entrada para que el programa de análisis ThruBit Geo-Frac compute las propiedades de
las rocas, la relación de Poisson, el módulo de
Young estático y el gradiente de esfuerzo horizontal mínimo. Los datos de esfuerzos y los indicadores de la calidad del yacimiento, tales como el
contenido de arcilla y la porosidad, sirven para
seleccionar las zonas de terminación de pozos
óptimas para los tratamientos de estimulación
por fracturamiento hidráulico. Mediante la utilización del análisis Geo-Frac, el operador puede
identificar las zonas del tramo lateral con más
probabilidades de ser productivas (arriba).
Los datos del programa Geo-Frac también
pueden ser importados en el software de modelado de las operaciones de estimulación Mangrove,
que fue desarrollado por Schlumberger para
abordar el diseño de las fracturas hidráulicas
no convencionales. El sistema Mangrove genera un
puntaje basado en la calidad del yacimiento y de la
terminación para clasificar los intervalos con pro-
56
piedades de rocas similares a lo largo de un pozo.
Los intervalos con un puntaje alto en lo referente
a la calidad del yacimiento y la calidad de la terminación son candidatos excelentes para los tratamientos de estimulación por fracturamiento
hidráulico. Esta evaluación facilita la selección
de localizaciones para las etapas de terminación
y los grupos de disparos óptimos.
El portal de la oportunidad
Los pozos de alto ángulo y de alcance extendido
han sido esenciales para el desarrollo de nuevas
extensiones productivas en yacimientos compactos
y en rocas generadoras (rocas madre) arcillosas.
Para incrementar la exposición del pozo a las
zonas productivas de estas extensiones, muchos
operadores perforan pozos horizontales; pero la
perforación es sólo una parte de la historia: la
estimulación de los pozos es otra de las claves para
desentrañar los recursos provenientes de formaciones previamente consideradas no producibles.
La estimulación de estas formaciones compactas
requiere habitualmente tratamientos de fracturamiento hidráulico y se han desarrollado numerosos programas avanzados para ayudar a los
operadores a optimizar dichos tratamientos para
cada pozo. Todos estos programas se basan en
datos petrofísicos.
Los registros de pozos son vitales para la
identificación de los intervalos con más probabilidades de beneficiarse con los tratamientos de
estimulación. Los operadores que utilizan este
método guiado por los datos para seleccionar los
intervalos de fracturamiento pueden reducir la
cantidad de arena, agua y potencia consumida.
Sin los datos de registros, podría no caberles otra
alternativa que estimular toda la longitud de la
sección horizontal; lo que restaría importancia a
la calidad del yacimiento y de la terminación.
El sistema de operación de herramientas
ThruBit ayuda a las compañías de E&P a obtener
datos valiosos de formaciones a lo largo de todo el
pozo y constituye una alternativa económicamente
efectiva y operacionalmente eficiente con respecto a la operación estándar con cable o la adquisición de registros LWD y a la vez permite ahorrar
tiempo de maniobra. Con una barrena Portal para
acondicionar el pozo antes de correr las herramientas de adquisición de registros de diámetro
reducido, el sistema ThruBit puede adquirir datos
petrofísicos en los pozos desafiantes de alta desviación y alcance extendido que son comunes en
las extensiones productivas no convencionales.
Mediante la utilización de la sarta de perforación
como conducto de protección para las herramientas de adquisición de registros y el cable, este sistema reduce la exposición de dichas herramientas
al ambiente de agujero descubierto. El proceso
de adquisición de registros ThruBit incrementa
la probabilidad de adquirir registros de la calidad
del yacimiento en el primer intento, especialmente cuando las condiciones del pozo amenazan el éxito de los métodos convencionales de
operación de herramientas. Si la barrena puede
acceder al objetivo, también pueden hacerlo las
herramientas de adquisición de registros. —MV
Oilfield Review
