REGISTROS GEOFISICOS APLICADOS A YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS.
Grandes cantidades de reservas de petróleo y gas se hayan almacenados en yacimientos naturalmente fracturados (YNF). Por muchos años, investigaciones han sido realiadas en las !reas de geociencias e ingenier"a para caracteriar yacimientos naturalmente fracturados. #uchos m$todos han sido presentados para ara ven vencer cer tan tan dif"c if"cilil tare tarea. a. %os %os geoc eocient ientif ific icos os han han enfo enfoccado ado sus sus invest investiga igacio ciones nes hacia hacia el entend entendimi imient ento o de los proces procesos os de fractu fracturam ramien iento to (propiedades mec!nicas de las rocas) y la descripción de las caracter"sticas de la fractura tales como densidad y su orientación. %os ingenieros, por otra parte, han enfocado su atención hacia la descripción del flu&o de fluidos en los sistemas fracturados, y en el desarrollo de modelos e'actos (simuladores de yacimientos) para predecir la producción de hidrocaruros en estos sistemas comple&os. %o cierto es ue la mayor"a de estas reservas de hidrocaruros han sido de&adas deido al pore conocimiento y*o metodolog"a de descripción de estos yacimientos. %a falta de conocimiento y la necesidad de recuperar la mayor cantidad de hidr hidroc ocar aru uro ross pres presen ente tess en un yacimi acimien ento to,, pres presen enta ta un desa desaf" f"o o para para el entendimiento, cualitativo y cuantitativo, de la comple&idad de los yacimientos naturalmente fracturados+ dicha comple&idad reuiere la integración de toda la información e'istente en todas las escalas (perforación, registros de poos, s"smica, prueas de presión, etc.) para dar una descripción m!s adecuada del yacimiento. n yacimiento naturalmente fracturado es una formación almacenadora de hidrocaruros ue contiene fracturas (discontinuidades planares) creadas por la naturalea como resultado del diastrofismo (dolamiento y fallamiento) y de la reducción de volumen. -ichas fracturas se hayan distriuidas como una red consistente en varios grados de fracturamiento en todo el yacimiento.
%a dist distri riu uci ción ón espa espaci cial al de las las frac fractu tura rass en los los yacim acimie ient ntos os afec afecta ta el desp despla laa ami mien ento to de los los flui fluido doss y la pred predic icci ción ón de su comp compor orta tami mien ento to.. %a cara caract cter eri iac ació ión n real real"s "stitica ca de los los yaci yacimi mien ento toss con con un comp compor orta tami mien ento to anis anisot otró rópi pico co de poro porosi sida dad, d, como como son son los los Yacimi cimien ento toss Natu Natura ralm lmen ente te Fracturados, reuiere la cuantificación y clasificación para el entendimiento de las caracter"sticas geológicas y su posterior modelado, para la optimiación de producción del yacimiento. 'isten yacimientos naturalmente fracturados en todo el mundo, pero tienen muy poco parecido entre s". %a falta de similitud entre este tipo de yacimientos es deido deido a las diferen diferentes tes condic condicion iones es geoló geológic gicas as preva prevalec lecien ientes tes en las regiones en ue se indu&o los diferentes patrones de fracturamiento de la roca. /dem!s el proceso de fracturamiento de una roca es un fenómeno no lineal, muy sensile al camio de las condiciones presentes durante la falla del mate materi rial al.. %as %as dife difere rent ntes es cond condic icion iones es geol geológ ógic icas as y la no line lineal alid idad ad dan dan caracter"sticas muy 0nicas a los Yacimientos Yacimientos Naturalmente Fracturados.
YACIMIENTOS YACIMIENTOS NATURA NATURALMENTE LMENTE FRACTURADOS n Yacimiento Naturalmente Fracturado (YNF) es una formación almacenadora de hidrocaruros ue contiene fracturas (discontinuidades planares), creadas por la naturalea como resultado del diastrofismo (dolamiento y fallamiento) y de la reducción de volumen. -ichas fracturas se hayan distriuidas como una red consistente en varios grados de fracturamiento en todo el yacimiento. 1tea 1tearn rnss defi define ne las las frac fractu tura rass natu natura rale less como como una una disc discon ontitinu nuid idad ad plan planar ar macroscópica, resultado de tensiones ue e'ceden la capacidad de ruptura de la roca. Nelson las define como una discontinuidad planar macroscópica natural en la roca, deida a los procesos de deformación o a una diag$nesis f"sica. %as onas naturalmente fracturadas son importantes y se les usca con atención en las rocas de yacimiento deido al drena&e y al aumento considerale de la permeailidad ue se prev$n en dichas onas. /unue las fracturas pueden ten tener un efec efecto to sign ignific ifica ativ tivo en la per permea meaililid ida ad tota totall de una roca roca,, generalmente tienen muy poco efecto sore la porosidad, las saturaciones u
otra otrass cara caract cter er"s "stitica cass petr petrof of"s "sic icas as de la roca roca.. %as %as frac fractu tura rass natu natura rale less generalmente presentan ciertas caracter"sticas constantes2 •
1on apro'i apro'imad madame amente nte perpen perpendic dicula ulares res a los poos poos vertic verticale ales+ s+ sin emarg emargo, o, esto esto no e'cluy e'cluye e la posiil posiilida idad d de fractu fracturas ras horio horionta ntales les a dichos poos, aunue $stas son mucho menos frecuentes y menos grandes ue las suverticales.
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st!n orientadas de acuerdo con uno o varios rumos prevalecientes. Ya Ya ue las fracturas a menudo son el resultado de tensiones tectónicas, el rumo prevaleciente de las fracturas coinciden con la orientación de las fallas en la región. %as fracturas causan frecuentemente ue, durante la perforación, la roca desprenda peueños pedaos de roca de la pared del poo (la roca desportilla los ordes de las fracturas ue atraviesa).
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1e producen en rocas compactas en las ue el poo normalmente seria cil"ndrico y calirado sino huiera facturas.
IMPORTANCIA DE LA CORRECTA CLASIFICACION DE LAS FACTURAS. Fractura, es el t$rmino general para cualuier tipo de discontinuidad planar presente en un material, y falla es un tipo de fractura. %a necesidad de una correcta identificación del tipo de fractura se puede apreciar en los siguientes puntos2 •
%a correcta identificación del tipo de fractura es esencial para predecir la correcta orientación de la tendencia de fracturamiento en la ona y esto nos permite planear la dirección óptima de perforación y la construcción de un modelo real"stico del yacimiento, de tal forma ue los esfueros del yacimiento hagan ue las fracturas se aran y no se cierren.
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3ada tipo de fractura presenta propiedades diferentes al flu&o de fluidos.
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3iertos tipos de fracturas se forman en un espec"fico tipo de roca o en un espec"fico amiente geológico.
•
/lgunos tipos de fracturas presentan una particular distriución de tamaño, forma, y oedecen leyes particulares de densidad o distriución los los cual cuales es pued pueden en ser ser usad usados os para para cons constr trui uirr los los mode modelo loss en 4adecuados.
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%a correc correcta ta termin terminolo olog"a g"a permite permite intera interactu ctuar ar y evita evita confu confusio siones nes con otras disciplinas.
ASPECTOS GEOLOGICOS DE LOS YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS. %a presencia de fracturas tiene un efecto positivo en el flu&o de fluidos cuando las fracturas est!n aiertas o sin cementación. Por otra parte, ellas presentan un efec efecto to nega negativ tivo o cuan cuando do las las frac fractu tura rass est! est!n n tota totalme lment nte e mine minera ralilia ada dass loueando el flu&o de fluidos. %a falta de similitud en los Yacimientos Naturalmente Fracturados se dee a las diferentes condiciones geológicas prevalecientes en las regiones en ue se indu&eron los diferentes patrones de fracturamiento de la roca. /dem!s, el proceso de fracturamiento de una roca es un fenómeno no lineal muy sensile al camio camio de las condic condicion iones es presen presentes tes durante durante la falla falla del materi material. al. %as diferentes condiciones geológicas y la no5linealidad dan caracter"sticas muy 0nicas a los YNF . %a porosidad secundaria, llamada tami$n porosidad inducida, est! asociada con con la pres presen enci cia a de frac fractu tura rass y otra otrass aper apertu tura rass tale taless como como Vugs y Joints causadas por procesos geológicos y u"micos. %a dificultad, al determinar, modelar y mane&ar la porosidad secundaria, se dee a la no5linealidad antes menc mencio iona nada da y al hech hecho o ue ue la poro porosi sida dad d secu secund ndar aria ia es una una prop propie ieda dad d fuer fuerte teme ment nte e esca escalo lo5d 5dep epen endi dien ente te.. sto sto sign signifific ica a ue ue su magn magnititud ud es
depe depend ndie ient nte e del del volu volume men n de la mues muestr tra a de roca roca ue ue se tome tome para para su determinación. 1in emargo, es ien conocido ue la unicidad, comple&idad y las caracter"sticas escalo5dependientes de este tipo de yacimientos reuieren la determinación de varios par!metros como la orientación de la fractura, la aper apertu tura ra,, la long longititud ud y la inte intens nsid idad ad de frac fractu tura rami mien ento to para para cara caract cter eri iar ar completamente el sistema fracturado .
FUENTE NTES
DE
INFORMA MAC CIO ION N
PARA
EVALUAR UAR
YACIMI MIE ENTO NTOS
NATURALMENTE FRACTURADOS. %as %as fuen fuente tess de info inform rmac ació ión n para para eval evalua uarr los los Yacimie cimient ntos os Natu Natura ralm lmen ente te Frac Fractu tura rado doss se pued pueden en divi dividi dirr en (6) (6) fuen fuente tess dire direct ctas as o en (7) (7) fuen fuente tess indirectas. -entro de las fuentes directas se tienen el an!lisis de coraones, los cortes de perforación, y las c!maras en la cara de la formación. %as Fuentes indirectas de información, incluyen la historia de perforación, los registros de poos, las prueas de presión, los empaues inflales, el comportamiento de la producción y los datos s"smicos.
Fuentes indirectas %as fuentes indirectas permiten al ingeniero otener información importante de primera mano relacionada con las caracter"sticas de las fracturas (orientación de fractura, !ngulo de uamiento, altura de la fractura, grado de cristaliación, etc.) 8istoria de perforación.5 n las operaciones normales de perforación, la historia de perforación aporta valiosa información acerca de las p$rdidas de fluido y del aumento de la tasa de penetración, lo cual a su ve son uenos indicadores de la presencia de formaciones naturalmente fracturadas. /n!lisis de registros r egistros de poos.5 l an!lisis de registros de poos es una de las m!s m!s pode podero rosa sass herr herram amie ient ntas as para para dete detect ctar ar y eval evalua uarr los los yaci yacimi mien ento toss natura naturalme lmente nte fractu fracturad rados+ os+ n alguno algunoss casos casos,, hay regist registros ros ue se corren corren espec"ficamente para localiar fracturas. Por e&emplo los registros de amplitud sónica, intensidad variale, orehole televie9er, el dipmeter y los micro5scanner
de formación (F#1 5 F#:) los cuales han tenido un gran $'ito en la detección de fracturas. n general los registros convencionales de mediciones ac0sticas, el caliper, los de densidad, resistividad y el dipmeter son uenos indicadores para determinar la dole porosidad. /n!lisis de prueas de presión.5 %a mayor parte de las curvas de presión pueden ahora ser analiadas por procedimientos anal"ticos directos y*o por t$cnicas num$ricas. s posile por medio de las prueas de presión evaluar par!metros tales como2 distancias entre las fracturas, permeailidad, porosidad de la matri y de las fracturas, -eido a ue todos los Yacimientos Naturalmente Fracturados no son similares, se han reportado varias t$cnicas, para la evaluación de par!metros de fractura, ue han sido validados con datos de prueas de campo. l an!lisis de prueas de m0ltiples poos (prueas de interferencia) puede ser usado para determinar la orientación de la fractura. mpaues inflales.5 :mpresiones de la cara del poo son otenidas al inflar un empaue fle'ile especial a determinada presión la cual es mantenida durante cierto tiempo en las mismas condiciones. %uego, la impresión puede ser usada para estimar la dirección de uamiento de la fractura, el !ngulo de uamiento y la apertura de la fractura a condiciones de poo. 3omportamiento o historia de producción.5 l comportamiento de la producción de un poo provee información cualitativa relacionada con la presencia de fracturas naturales. n yacimientos de muy a&a permeailidad de matri, la presencia de altas tasas de producción es una clara indicación ue el comportamiento me&orado es deido al fracturamiento. -urante los procesos de recoro durante la inyección de agua, la localiación de los poos donde ha ocurrido la llegada del frente de agua inyectada puede ser usada para determinar la orientación de las fracturas. n los poos con altas tasas iniciales de producción, ue caen r!pidamente, se considera ue est! produciendo de una ona de deformaciones fracturadas con muy a&a porosidad y permeailidad de matri. %as tasas de producción se reducen deido a las a&as transferencias m!sicas entre los sistemas de matri y fracturada.
%as graficas de relación gas5aceite (G;<) contra recoro, muestran curvas inferiores a las otenidas de yacimientos no fracturados. sta diferencia se dee a la tendencia del gas lierado de la solución a segregarse r!pidamente hacia el tope de la formación a trav$s de las fracturas en lugar de fluir hacia el poo. %a relación agua5petróleo (=;<) durante la producción de una formación fracturada es función de la tasa de producción, mientras ue en los yacimientos no fracturados el =;< depende de las caracter"sticas de la roca y fluidos, el comportamiento de desplaamiento y la tasa de flu&o. -atos s"smicos.5 %as ondas sonoras son afectadas mientras via&an a trav$s de un medio fracturado. stos efectos pueden ser usados para detectar onas fracturadas, para definir la intensidad y estimar la dirección de la fractura, dependiendo del tipo de datos s"smicos disponiles se otiene principalmente información cualitativa. CARACTERIZACION DE YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS.
%a pr!ctica de la caracteriación de los Yacimientos Naturalmente Fracturados se asa en la utiliación de la información disponile para descriir en detalle un sistema de acumulación de hidrocaruros. Ninguna herramienta o disciplina puede por s" misma proveer toda la información necesaria para la caracteriación completa. Por lo tanto, la descripción detallada de un yacimiento puede ser lograda 0nicamente mediante la integración de los conceptos involucrados en las !reas geológicas, geof"sicas, petrof"sicas, perforación, producción y simulación de yacimientos. Posteriormente una caracteriación e'itosa ma'imiar! el recoro al me&orar las estrategias de producción, minimiar! la perforación innecesaria de poos, me&orar! la predicción del comportamiento futuro del yacimiento, y ayudar! en el diseño de un sistema de recoro me&orado. l sistema de matri puede ser caracteriado usando las t$cnicas tradicionales, ósea como un yacimiento de porosidad simple, mientras ue en el estudio del sistema fracturado se est!n desarrollando t$cnicas especiales.
ERRAMIENTAS
USADAS
EN
EL
ANALISIS
DE
YACIMIENTOS
NATURALMENTE FRACTURADOS. l entendimiento de los principios !sicos por medio de los cuales funcionan las principales herramientas utiliadas para el an!lisis de la porosidad es primordial para la evaluación cualitativa y cuantitativa de los Yacimientos Naturalmente Fracturados. / continuación se presentan algunas herramientas ue generan los registros por medio de los cuales se puede evaluar la dole porosidad en un yacimiento.
Princi!i"s de #as $erra%ientas en e# an&#isis de YNF '.( Re)istr"s s*nic"s * ac+stic"s ,Sonic or acustic log -. n su forma m!s sencilla, una herramienta sónica consiste de un transmisor ue emite impulsos sónicos y un receptor ue capta y registra los impulsos. l registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, ue reuiere una onda sonora para atravesar un pie de una formación. ste tiempo es conocido como tiempo de transito, t+ t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. l tiempo de transito para una formación determinada depende de su litolog"a y su porosidad. 3uando se conoce la litolog"a, esta dependencia de la porosidad hace ue el registro sónico sea muy 0til como registro de porosidad. l principio de propagación del sonido en un poo, es un fenómeno comple&o ue est! regido por las propiedades mec!nicas de amientes ac0sticos diferentes entre los cuales se incluye2 la formación, la columna del fluido del poo y la misma herramienta de registro.
Re)istr" S*nic" C"%!ensad" ,C / "re"#e C"%!ensated T""#-.( l >83 utilia un transmisor superior, otro inferior y dos pares de receptores sónicos. sta sonda reduce sustancialmente los efectos ruidosos de camios en el tamaño del poo y errores por inclinación de la sonda. %a velocidad del sonido en la sonda sónica y en el fluido de perforación es menor ue en las
formaciones. -e acuerdo con esto, la primera percepción de los receptores es la energ"a sonora refle&ada por la formación cercana a la pared del poo.
Figura.- Esquema de la herramienta BHC
%os transmisores de la herramienta >83 env"a pulsos alternativamente y los valores de tiempo se leen en pares alternados de receptores. na computadora en la superficie promedia los valores del tiempo de los receptores para compensar los efectos del poo.
Re)istr" S*nic" de Es!acia%ient" Lar)" ,L"n) S!acin) S"nic #")-.( sta herramienta tiene un espaciamiento mayor entre los transmisores y receptores a la herramienta >83+ mide el tiempo de transito de la formación a mucho mayor profundidad ue la herramienta >83. sta herramienta tiende m!s a proporcionar una medición lire de efectos por la alteración de la formación, daño por invasión de fluidos y por agrandamiento del di!metro del poo.
erra%ienta Arra0 S"nic (SDT).5 %a herramienta Array-Sonic proporciona todas las mediciones de los registros >83 y %%1 pero adem!s de perciir las ondas compresionales y las de Stoneley , registra las ondas de cialla y todos los tipos de ondas ac0sticas generadas por el transmisor. sta herramienta posee m!s receptores ue las dos anteriores, posee de ? a 67 receptores.
A!#icaci"nes de #"s re)istr"s s*nic"s •
Registro de porosidad y pseudo-densidad.- l tiempo de transito de la
onda puede ser usado para determinar la porosidad y para determinar la porosidad de las fracturas. -e igual forma, esto puede ser usado para computar la pseudo5densidad en los intervalos de formación en donde •
los registros presentaron prolemas. mpedancia s!smica.- %a determinación de las velocidades de las ondas compresionales, permite el uso de sismogramas sint$ticos para la determinación de la litolog"a y las porosidades.
•
"eterminaci#n de la porosidad suministrada por los sistemas de
•
$racturas. %a &ariaci#n de la amplitud y $recuencia de las ondas' permite
•
determinar la densidad y porosidad de las $racturas. (resiones anormales de $ormaci#n.- %as formaciones ue tienen
presiones de fluido anormalmente altas, con frecuencia estas sore yacen en arcillas con una alta presión y ue contienen un e'ceso de agua en los poros. l tiempo de transito sónico es mayor en estas arcillas ue en las ue se compactan normalmente, por lo tanto puede emplearse un registro sónico para predecir la posiilidad de presiones anormales en la formación.
Li%itaci"nes de #"s re)istr"s s*nic"s •
E$ectos del medio am)iente.- Poos de gran di!metro. n poos de gran
di!metro, es posile tener una llegada de una onda de lodo en el receptor cercano antes ue la señal de la formación. sto reuiere de una herramienta de sónica de espaciamiento largo ue proporcione una medición correcta de la velocidad de la onda en la ona inalterada+ esto no ocurre en la herramienta /rray51onic.
•
(ro$undidad de in&estigaci#n y resoluci#n &ertical.- stos par!metros no
pueden ser f!cilmente cuantificados ya ue dependen del espaciamiento de los detectores y de las caracter"sticas petrof"sicas de la roca (tipo de roca, porosidad).
Presentaci*n de #"s re)istr"s s*nic"s %as velocidades sónicas en litolog"as de formaciones comunes fluct0an alrededor de @AAA a 74AAA pies*seg. Para evitar fracciones decimales peueñas se registra el inverso de la velocidad, microsegundos por pie atravesado de formación de la onda. l tiempo de transito por lo general se registra en una escala lineal en las pistas 7 y 4 del registro.
Fact"res 1ue a2ectan #a inter!retaci*n de #"s re)istr"s s*nic"s •
Lit"#")3a.( %a litolog"a de la formación dee ser conocida para otener los valores correctos de los valores de la velocidad de la matri (Bma).
•
S$a#e.( %os registros sónicos determinan la porosidad primaria, la cual puede ser afectada por los shales. %a presencia de shale causa lecturas mayores de los tiempos de transito.
Ti!" de 2#uid".( %a profundidad de investigación de los registros sónicos es muy poco profunda, por esto muchos de los fluidos vistos por el sónico pueden ser filtrados del lodo.
A)ua.( %a presencia de agua, normalmente no afecta las lecturas del registro, e'ceptuando cuando los fluidos de perforación est!n saturados de sal, entonces se dee usar una velocidad de fluido diferente (Bf), usualmente @AC microsegundos por metro.
Gas.( l gas residual causa unos valores de tiempo de transito mayores cuando la formación es no compacta. l gas disminuye el tr!nsito de las ondas compresionales dando como resultado un aumento en el tiempo de transito. •
C"%!actaci*n.(3orrecciones por compactación deen hacerse, estas correcciones se realian con el factor de compactación.
P"r"sidad secundaria * !"r"sidad !"r 2racturas.( %as variaciones en el contenido de energ"a y la frecuencia indican camios en la densidad, porosidad y material mineraliante en las fracturas.
E4e%!#" de es!eci2icaci*n de #a $erra%ienta > ore 8 ole 3 ompensated Dool ( >83 )
"re"#e Te#eVie5er ,TV-. l /coustic >ore8ole DeleBie9er, es una sonda ue usa las ondas de sonido para escanear y crear una imagen orientada de los 4@A grados de las paredes del agu&ero. %as ondas de sonido se reflectan en las paredes del agu&ero a uno niveles de energ"a espec"ficos y son reciidas por el transductor. 3aracter"sticas tales como fracturas, vugs, planos de estratificación e intrusión pueden ser f!cilmente identificadas en una imagen ac0stica. l transductor produce pulsos de sonido, apro'imadamente EAA por segundo con una frecuencia de 6.4 m8 mientras rota a 4 revoluciones por segundo. %os pulsos ue salen de la herramienta van contra la pared del agu&ero y es reciida de nuevo por el transductor ue recie el eco como una viración y lo env"a para el procesamiento. l pulso est! acompañado de un segundo pulso
desde el magnetómetro ue detecta y orienta la señal de retorno con el norte magn$tico. %a amplitud de la señal de retorno es una función de la rigide de la roca, de la geometr"a y rugosidad del agu&ero. / mayor litificación de la roca m!s alta es la amplitud de retorno de la onda refractada la cual a su ve crea la imagen m!s luminosa en el registro. 3uando la herramienta encuentra formaciones menos r"gidas recie una señal de menor amplitud. -e tal manera ue la herramienta presenta una imagen de contraste de tonalidades de acuerdo a la formación ue va atravesando. 3aracter"sticas de alto contraste como fracturas, se ver!n como im!genes en lanco y negro con tonalidades de gris alrededor de la ona oscura de la fractura aierta. 1" la geometr"a del agu&ero es diferente a un circulo la onda de incidencia ser! refle&ada en un !ngulo diferente a 6A grados y la onda puede ue no intercepte el transductor o la amplitud de onda se reducir!. stas condiciones son a menudo presentadas como l"neas longitudinales oscuras en dos cuadrantes opuestos del registro ue indican el grado de elipticidad del agu&ero. %a aplicación inicial del >8DB ha"a sido hallar la densidad de fracturamiento, orientación y !ngulo de las fracturas. Dami$n se puede utiliar el >8DB como un dipmeter pero con resultados limitados, los cuales son función de las limitaciones de la herramienta. >8DB ha sido una herramienta confiale y utiliada por dos d$cadas para el estudio de las fracturas en los agu&eros. n los 0ltimos años lo convencional de este tipo de registros, fotografiar y mostrar una imagen de la intensidad de refle'ión de las ondas ultrasónicas con un osciloscopio, ha sido modificado en un gran n0mero de usos (Paillet t al, 6A) de tal forma ue una variante es graar el tiempo de refle'ión, en ve de la amplitud, de tal manera ue nos da la distancia al reflector (a menudo llamado como un H3aliper /c0sticoI). /dicionalmente la señal ahora es graada en un sistema de video convencional para ser procesada y digitaliada en el laoratorio, donde varias y nuevas t$cnicas para el procesamiento de las im!genes (con computador) permiten nuevos usos y presentaciones de las im!genes otenidas con este tipo de herramienta (>arton, 66).
n e&emplo de estas nuevas t$cnicas en el procesamiento de las im!genes, son los modelos en tres dimensiones de la superficie de agu&ero otenidas por medio del >8DB, las cuales permiten la rotación desde diferentes e&es para apreciar la anisotrop"a de las estructuras ue atraviesa el agu&ero. n la Figura 67 se aprecia un e&emplo de aplicación de una interpretación de un registro de >8DB+ en la e'trema iuierda se oserva un n0cleo hipot$tico, el cual oservamos de sur a norte. %a orientación de cualuier n0cleo puede ser rotada con un programa de procesamiento de im!genes de >8DB. %as curvas y l"neas oscuras en el n0cleo son !reas de fracturas. / la derecha del n0cleo se encuentra una versión resumida del registro del tiempo de transito del >ore8ole DeleBie9er.
n seguida se encuentra un diagrama de flechas ( Arro* (lot ) con una escala de A a A grados. l diagrama de flechas posee unas figuras H +adpoleI para cada fractura, donde nos indica la profundidad de la fractura y tami$n mostrando el uamiento calculado. %a uicación de iuierda a derecha en la columna depende del !ngulo de uamiento de la fractura. %a cola de la figura
H+adpoleI indica la dirección del uamiento, en dirección ue parte del c"rculo del H+adpoleI hacia la cola del mismo. 3uando la HcolaI esta hacia arria est! indicando dirección Norte, cuando la HcolaI est! apuntando hacia la derecha la dirección es hacia el ste, hacia aa&o es el 1ur y hacia la iuierda es dirección al ;este+ de tal forma ue se puede señalar todas las direcciones entre los puntos cardinales. / continuación del -iagrama de Flechas se encuentran dos HGraficas de >astónI (Stic,plots), las cuales muestran las fracturas como l"neas. %a orientación de la primera Stic,plot se escoge en el programa de la herramienta y la orientación de la siguientes es al sumarle A grados a la primera orientación seleccionada. %as curvas de Gamma
A!#icaci"nes de# "re"#e Te#eVie5er ,TV6. %as principales venta&as del >8DB son su alta resolución y el curimiento completo del agu&ero ósea curimiento de 4@A grados. 7. :nvestigación de fracturas a. %ocaliación . Damaño c. ;rientación de las fracturas interceptadas por el agu&ero
4. /n!lisis de tensión a. 3aracteriación de tensiones in J situ. ?. valuación estructural a. 3aracter"sticas de los lechos sedimentarios. . -istriución de asaltos. c. Planos estratigr!ficos y su orientación. E. @. C. .
De'tura de las rocas -eterminación de propiedad f"sica como la :mpedancia. studio de la forma y estailidad del agu&ero (3aliper de alta resolución). n algunos casos la herramienta funciona para mostrar daños del casing, ue no puedan apreciarse con video c!maras.
Li%itaci"nes de# "re"#e Te#eVie5er ,TV6. fectos del medio amiente a. -ensidad del lodo, %odos pesados (sore 6.4 g*cm4) . %odos ue contengan ingredientes, como la arita, ue aten0en el sonido. c. -i!metros agu&eros o cavidades mayores de 6@ pulgadas. d. :mpedancia ac0stica de la interfase del fluido en el agu&ero y de las paredes del mismo. e. 3entraliación de la herramienta en el agu&ero. 7.
4.
mucho menor ue la resolución horiontal pueden ser detectados. %a herramienta traa&a me&or en rocas duras y en formaciones cementadas con agu&eros no el"pticos.
Presentaci*n de# re)istr" de "re"#e Te#eVie5er ,TV%a imagen presentada por la herramienta es similar al corte cil"ndrico del agu&ero, pero presentado con un corte el cual lo muestra en dos dimensiones. %a imagen resultante est! orientada hacia el norte magn$tico, y posee una presentación con e&es de profundidad y dirección+ el e&e horiontal posee una presentación idimensional con el norte en el e'tremo derecho y en el e'tremo iuierdo, y el sur en el centro+ de iuierda a derecha en este e&e, el orden es, norte, este, sur, oeste y vuelve a norte. n el e&e vertical se encuentra los datos de profundidad del registro. l >8DB, tiempo de transito y los datos de señales de amplitud, usualmente se presentan como mapas codificados de color con datos de profundidad y orientación. %as fracturas verticales aparecen como l"neas negras rectas, mientras ue las fracturas con inclinación se presentan como l"neas sinusoidales. n la Figura 64 se aprecia ue la presentación de escala en el e&es de profundidad y orientación, no es tan reducida en este tipo de registros, y a menudo posee una presentación de EA pulgadas por cada 6AA pies, o 6 pulgada euivale a dos pies. n la Figura 64 hay una fractura con dirección del noroeste apro'imadamente a los 6?C pies.
%os 4@A grados ue recorre el di!metro del agu&ero, son presentados en un formato idimensional (;rientación contra profundidad), las fracturas ue intercepta el agu&ero aparecen como l"neas, como se aprecia en la Figura 6?+ en esta forma de presentación se puede determinar el uamiento de las fracturas, al hallar el arco tangente de la altura (h) entre el di!metro del agu&ero (d), donde el alto de la fractura es la distancia vertical mediada desde el lugar donde entra la fractura hasta el punto donde la misma sale del agu&ero.
E4e%!#" de es!eci2icaci"nes de TV
F"r%ati"n Micr"Scanner ,FMS-.( l registro #icroarredor ó #icroe'plorador de Formaciones, Formation icroScanner (F#1), otiene im!genes orientadas, idimensionales y de alta resolución de las variaciones de micro resistividad alrededor de la pared del agu&ero. l concepto de medición es una e'tensión de la tecnolog"a del registro de -ipmeter de 1chlumerger. l F#1 es similar al Schlum)erger "ual "ipmeter +ool (18-D) en todos los aspectos, e'cepto en ue en una de sus configuraciones tiene dos electrodos de arreglo sore los co&inetes 4 y ? 65?. no proporciona la medición est!ndar del 18-D y el otro las im!genes de la pared del poo. %os electrodos de arreglo se componen de tres filas de siete otones y una de seis (7C en total). 3ada uno de los otones tiene un di!metro de A.7 pulgadas, 7.C pulgadas de ancho y 6.? pulgadas de profundidad, ver Figura 6E. sta configuración permite un @AK de curimiento de las señales el$ctricas ocurridas en la cara del poo. 3on arreglos sore dos co&inetes se alcana sólo un 7AK de curimiento. ste incremento en el curimiento ha sido uno de los avances m!s significativos de esta herramienta. /dem!s de los electrodos de arreglo, la herramienta tiene 6A electrodos est!ndar ( de medida y 7 de velocidad) y un cartucho direccional (General Purpose :nclinometry 3artridge, GP:D) ue contiene acelerómetros y
magnetómetros los cuales permiten definir la posición y orientación espacial. 3on los -ie electrodos est!ndar el n0mero total de electrodos de la herramienta es @? (7C L 7C L 6A). %a aduisición de los datos se hace de dos maneras2 como una herramienta "ual "ipmeter sin imagen o en el modo imagen con los @? electrodos registrando.
l procesamiento de la imagen emplea todos los electrodos del arreglo y va a trav$s de programas para corrección de velocidad y profundidad, reparación de electrodos perdidos, compensación de las respuestas del electrodo y normaliación de la imagen. stos programas permiten el me&oramiento en la interpretación de caracter"sticas estratigr!ficas detalladas. l servicio F#1 proporciona detalles sore la formación ue anteriormente solo se pod"an otener con muestras. stas caracter"sticas o heterogeneidades pueden identificar2 •
stratificación depositada sore varios reg"menes de flu&o, tales como estratificación cruada de canal o taulares, ondas, capas muy delgadas
•
y capas con estratificación graduada. stratificación su&eta a distorsiones posteriores al depósito tales como falla, pliegue o derrume.
•
3aracter"sticas no estratificadas como fracturas, cavernas, gui&arros, concreciones, fisuras, estilotitas, etc.
%a presentación del registro incluye los datos idimensionales de resistividad y la imagen de la pared del agu&ero Hid$ntica al n0cleoI en escala de grises ó en im!genes con colores con diferentes intensidades, otenida de los datos de micro resistividad. %a representación se realia con una escala relativa donde el lanco y el negro (colores claros y colores oscuros) corresponden respectivamente a valores altos y a&os de resistividad. %a ultima aplicación del F#1 es su uso de medición independiente de la conductividad de los fluidos relacionada con la medida de anomal"as el$ctricas asociadas con la fracturas aiertas (8orny, 67).
A!#icaci"nes de# F"r%ati"n Micr"Scanner ,FMS•
3artograf"a de planos estructurales, estratigr!ficos, fracturas, fallas y otras informaciones con respecto a estructura de formación y su
• • •
uamiento. 3orrelación de profundidades de registros y de n0cleos. /n!lisis de amientes de depositación %ocaliación de fracturas.
Li%itaci"nes de# F"r%ati"n Micr"Scanner ,FMS6. fectos de medio amiente a. Para producir im!genes F#1 de alta calidad, los co&inetes deen estar firmemente apoyados en la pared del agu&ero. %a m!'ima e'tensión de los raos es de 6E pulgadas. n agu&eros de di!metro mayor de 6E pulgadas, el contacto de los raos es menor al indicado (no todos los raos est!n tocando la pared del agu&ero) y la imagen de F#1 puede ser orrosa. . %a m!'ima desviación de esta herramienta para otener uenos resultados es de 6A grados.
c. %a irregularidad de los agu&eros puede dañar la calidad de las im!genes otenidas, ya ue puede ocurrir ue uno de los raos no haga un uen contacto. d. l resultado es pore en formaciones muy resistivas. e. Necesita lodos conductivos 7. Profundidad de investigación y
Presentaci*n de# re)istr" F"r%ati"n Micr"Scanner ,FMSPara presentar la imagen se utilia una grafica orientada, llamada Grafica /imutal, ya ue la imagen posee una orientación con el norte en el centro y el sur a amos lados. 1e puede presentar en un mismo registro dos corridas de la herramienta+ los calipers u otras curvas pueden ser presentadas a un lado de la imagen F#1. %as graficas est!ndar de -ipmeter consisten en calipers, orientación del agu&ero, el !ngulo de uamiento y la dirección ( +adpole), graficas de frecuencia aimutal y las traas o graficas de la lectura de los co&inetes.
Es!eci2icaci"nes de #a $erra%ienta F"r%ati"n Micr"Scanner ,FMS-
%os registros neutrónicos se utilian principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad.
APLICACIONES DE LOS REGISTROS NEUTR6NICOS M-eterminación de la porosidad. M:dentificación de la litolog"a. M /n!lisis
del contenido de arcilla.
M-etección de gas
%a determinación de la porosidad es uno de los usos m!s importantes de los registros de neutrones. Para determinaciones e'actas de porosidad, son necesarias correcciones para litolog"a y par!metros del poo. %as caracter"sticas de compensación de las herramientas de CNL y DNL reducen en gran medida los efectos de los par!metros del poo y est!n diseñadas para cominarse con otras herramientas para poos aiertos y entuados. n cominación con otro registro de porosidad (u otros datos de porosidad) o cuando se usan en un diagrama de resistividad, los registros de neutrones son 0tiles para determinar onas gas"feras. Para esta aplicación, la cominación neutrones5densidad resulta óptima en formaciones limpias ya ue las respuestas a la presencia de gas son en direcciones contrarias. n formaciones arcillosas, la cominación neutrones5sónico es un detector eficiente de gas, ya ue la arcilla afecta a cada uno de una manera similar. Para una mayor precisión al determinar la porosidad y la saturación de gas en onas de gas, el registro de neutrón dee corregirse. l registro de neutrones se utilia en cominación con otros registros de porosidad para la interpretación de la litolog"a y de las arenas arcillosas. Dami$n, las velocidades de conteo de los detectores epitermales de la herramienta de -ole Porosidad se puede utiliar para determinar la porosidad en poos vac"os.
Li%itaci"nes de #"s re)istr"s neutr*nic"s Mfectos del medio amiente (ver Hfactores ue
afectan la interpretación de
los registro neutrónicosI) M
los
registro neutrónicosI)
Fact"res 1ue a2ectan #a inter!retaci*n de #"s re)istr"s Neutr*nic"s
•
%itolog"a
%as lecturas de todos los registros de neutrones se ven afectadas por la litolog"a en la matri de la roca. %a litolog"a de la formación dee ser conocida para otener los valores correctos de los valores de la porosidad. 'isten cartas para correcciones por litolog"a de los valores de porosidad le"dos de los registros de neutrones.
•
1hale
3omo el principio por el cual funcionan los registros de neutrones, es la medición de la cantidad de hidrógeno en el !rea de curimiento de la herramienta, entonces hay ue hacer correcciones por presencia de 1hales ya ue estos aumentan la presencia de hidrógeno en la formación. •
Dipo de fluidos
/gua2 l agua fresca no produce efectos en las lecturas. %a presencia de aguas salinas, reduce la presencia de hidrógeno y puede inducir a malas lecturas de porosidad+ para corregir este efecto e'isten cartas. 8idrocaruros2 %os hidrocaruros l"uidos tienen "ndices de hidrógeno cercanos al agua, por lo cual no afecta las lecturas del registro. 1in emargo, el gas generalmente tiene una concentración de hidrógeno m!s a&a ue var"a con la presión y la temperatura. Por lo tanto, cuando el gas est! presente a una distancia suficiente del poo para estar dentro de la ona de investigación de la herramienta, el registro de neutrones lee una porosidad menor de la e'istente. •
Porosidad secundaria
Dodos los registros de neutrones leen porosidades totales (la porosidad primaria m!s la porosidad secundaria).
Presentaci*n de #"s re)istr"s neutr*nic"s %os registros CNL y -ole Porosidad, se graan en unidades lineales de porosidad para una matri de litolog"a en particular. 3uando una herramienta
CNL se corre en cominación con otra herramienta de porosidad, todas las curvas pueden registrarse en la misma escala de porosidad. sta superposición permite una interpretación visual cualitativa de la porosidad y la litolog"a en presencia de gas.
Res"#uci*n de #a $erra%ienta CNL %a resolución vertical t"pica de la herramienta CNL es de dos pies. %a investigación radial depende de la porosidad de la formación. -e manera muy general, con porosidad cero la profundidad de investigación es de un pie. 3on porosidades mayores en poos llenos de agua, la profundidad de investigación es menor porue los neutrones son desacelerados y capturados muy cerca de las paredes del poo
REGISTRO DE LITO(DENSIDAD ,LITO(DENSITY LOG ( LDT-. 1e clasifica con los registros para determinar porosidad, y dentro de los registros ue miden la densidad de la formación. -onde los registros de densidad se utilian principalmente para determinar la porosidad, pero los registros de densidad tami$n tiene otras aplicaciones como la identificación de minerales en depósitos de evaporitas, en cominación con el Neutrón permite la determinación de gas, determinación de la densidad de los hidrocaruros, evaluación de arenas con arcillas y de litolog"a comple&a y la determinación del rendimiento de lutitas petrol"feras. na fuente radioactiva, ue se aplica a la pared del poo en un cartucho desliale, emite a la formación rayos gamma de mediana energ"a. 1e puede considerar a estos rayos gamma como part"culas de alta velocidad ue chocan con los electrones en la formación. 3on cada choue, los rayos gamma pierden algo de su energ"a aunue no toda, la ceden al electrón y contin0an con energ"a disminuida. sta clase de interacción se conoce como efecto 3ompton. %os rayos gamma dispersos ue llegan al detector, ue est! a una distancia fi&a de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación. l n0mero de colisiones en el efecto 3ompton est! directamente relacionado con el n0mero de electrones de la formación. n consecuencia, la respuesta de la herramienta de densidad est! determinada esencialmente por la densidad de los electrones (n0mero de electrones por cent"metro c0ico) de l a formación.
%a densidad de los electrones est$ relacionada con el volumen de densidad real (Bul, "ensity ), ue a su ve depende de la densidad del material de la matri de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos ue llenan los poros. %a primera herramienta de densidad ( F o rmation Density Log' FDL), ten"a lecturas muy pores provocadas por las condiciones del poo (paredes
rugosas, en&arre, etc). %a herramienta de -ensidad 3ompensada ( F ormation Density Compensated'
FDC), es un diseño me&orado ue incluye un sistema de dos detectores de diferentes espaciamientos y profundidades de investigación. l registro de %ito5 -ensidad (Litho Density log LDT )es una versión me&orada y e'pandida del registro F-3. /dem!s de la medición de densidad total de la formación, la herramienta tami$n mide el factor fotoel$ctrico ó Ondice de /sorción Fotoel$ctrico de la formación, Pe o PEF (PhotoElectric Factor). l factor fotoel$ctrico responde principalmente a la litolog"a+ mientras ue la medición (Bul, density ) responde principalmente a la porosidad y de manera secundaria a la matri de la roca y al fluido de los poros, la medición Pe responde principalmente a la matri de la roca (litolog"a) y de manera secundaria a la porosidad y al fluido de los poros. %as mediciones del factor fotoel$ctrico son usadas como2 (6) indicadores de la litolog"a de la matri. (7) n unión con registros de densidad, se puede determinar la matri y la porosidad. (4) n unión con registros de densidad y neutrón, permite determinar la litolog"a de la matri y la porosidad de formaciones comple&as (formaciones con la presencia de m!s de tres minerales en su matri). n apariencia y en operación, la herramienta %itho J -ensidad es similar a la
FDC+ la herramienta tiene una almohadilla o un pat"n donde se localia la fuente de rayos gamma y dos detectores. l pat"n se mantiene contra la pared del poo por medio de un rao de respaldo activado por un resorte. %os rayos gamma son emitidos por una fuente con una energ"a de @@7 eB, se dispersan por la formación y pierden energ"a hasta ue son asoridos por medio del efecto fotoel$ctrico. l espectro de rayos gamma en el detector cercano se utilia sólo para corregir la medición de densidad del detector le&ano deido a los efectos de en&arre y rugosidad del poo.
l efecto fotoel$ctrico ocurre con rayos gamma de a&a energ"a, menor de 6AA eB. l fotón incidente es asorido y su energ"a transferida a un electrón del !tomo en forma de energ"a cin$tica. ste electrón, e'pulsado del !tomo, se denomina fotoelectrón. n la herramienta FDC, las interacciones se miden contando el n0mero total de rayos gamma ue llegan a los detectores, mientras ue el LDT se cuentan dentro de ciertos rangos de energ"a o HventanasI, solamente. -e tal modo ue el sistema detector y pat"n de la herramienta LTD otiene mayor n0mero de cuentas, lo cual resulta en menores variaciones estad"sticas y me&or repetiilidad de las medidas. %a geometr"a del pat"n tami$n se ha alterado de manera ue la lectura de densidad tiene una resolución vertical mayor ue la del FDC. %a medida Pe e'hie una resolución vertical a0n me&or+ esto tiene aplicaciones en la identificación de fracturas y formaciones laminares
A!#icaci"nes de #"s re)istr"s de Lit" / Densidad l registro de litoJdensidad permite hacer evaluaciones m!s precisas especialmente en los siguientes casos2 MFormaciones Gas"feras
Danto en arenas arcillosas como en litolog"as m!s comple&as, variaciones en la separación entre el perfil de densidad y la porosidad neutrónica se pueden atriuir a camios en la litolog"a o arcillosidad o a camios en la densidad del fluido. 1in emargo, Pe pr!cticamente no est! afectado por el tipo de fluido e'istente en los poros+ por lo tanto, analiando la cominación %-D53N% se podr! distinguir onas gas"feras ue son dif"ciles de reconocer por los m$todos cl!sicos deido a variaciones en la litolog"a. 3uando una variación en la separación de los perfiles densidadJneutrón no est! acompañada con una variación de la sección fotoel$ctrica, Pe, proalemente se trata de un camio en la densidad del fluido de formación. M%itolog"as 3omple&as
8asta la presente, el m$todo de interpretación mas usado para resolver litolog"as comple&as era el grafico # J N. l factor fotoel$ctrico, Pe, agrega una nueva dimensión para el an!lisis de litolog"as comple&as por medio de un gr!fico de litolog"a ue se otiene a partir de la cominación %-D J 3N%. MFormaciones de >a&a Porosidad
s saido ue las variaciones estad"sticas del perfil de densidad son cr"ticas cuando se eval0an formaciones de a&a porosidad. %as caracter"sticas del %-D le permiten detectar una cantidad de rayos gamma cinco veces mayor ue los perfiles convencionales de densidad. 3omo consecuencia se otienen medidas m!s precisas con menores variaciones estad"sticas. M-etección de Fracturas
n el caso de ue el lodo de perforación contenga arita, el perfil %-D, puede indicar la presencia de fracturas aiertas. %a arita tiene un n0mero atómico efectivo alto lo ue implica ue su sección fotoel$ctrica es muy grande. /l introducirse el lodo en la fractura origina un aumento en el valor de Pe registrado por la herramienta. M#ineralog"a de /rcillas
3ominando la información del factor fotoel$ctrico, Pe, con la información del perfil de spectroscopia de
Li%itaci"nes de #"s re)istr"s de Lit"/Densidad Mstado del poo
/un con un sistema de dos detectores, un poo en malas condiciones dar! lecturas dudosas. M /rcillosidad
sta afecta las medidas en proporción a su contriución a la señal total.
M%odo con >arita
3on su elevado valor de Pe, la arita afecta consideralemente esta medida y distorsiona su aplicación litológica. %a presencia de arita en el lodo puede frecuentemente detectarse por e'cursiones agudas de la curva Pe a la derecha. -e hecho Pe en tales condiciones se convierte en un e'celente indicador de fracturas.
Fact"res 1ue a2ectan #"s re)istr"s de densidad •
%itolog"a.
-ee conocerse la correcta densidad de la matri para otener los valores e'actos de porosidad. •
3ontenido de agua
%a densidad del agua es proporcional al contenido de sal en ella. %a densidad del fluido es seleccionado en unos valores preestalecidos, para una correcta determinación de la porosidad.
•
Porosidad secundaria.
%os registros de densidad leen la porosidad total ósea la primaria m!s la secundaria (porosidad vugular, intercristalina y de fractura).
EVALUACI6N DE FORMACIONES FRACTURADOS MEDIANTE AN7LISIS DE REGISTROS DE POZOS %as herramientas de registro est!n diseñadas para responder a diferentes caracter"sticas del poo. /lgunas herramientas responden principalmente a la litolog"a, algunas a la porosidad y otras a las saturaciones de fluidos. -esafortunadamente, ninguna responde principalmente a las fracturas aunue $stas, en particular las aiertas, pueden afectar las respuestas de algunas herramientas de registro. 1in emargo el efecto es generalmente astante sutil.
/s" pues, en la 0sueda de fracturas con mediciones de registros, es necesario comprender tanto a la f"sica !sica de la herramienta como la geometr"a de todas las mediciones involucradas. Generalmente, sólo la e'periencia nos permite definir los m$todos ue, en un lugar dado dar!n los me&ores resultados. /l uscar en los registros onas fracturadas la 0sueda se concentra generalmente en !reas donde se sospecha su presencia por las siguientes raones. M /ntecedentes
locales de fracturas naturales.
MFalta de precisión en los registros
s"smicos.
M'trapolación de oservaciones de afloramientos. M /umento
de la velocidad de penetración de la roca.
MPresencia de cristales en los cortes de
perforación.
MP$rdidas de circulación durante la perforación. M#ala recuperación de muestras. M#uestras fracturadas. M
de prueas incompatiles con las porosidades y permeailidades
conocidas o estimadas. M:nterferencia de presión entre poos (producción o inyección)
n general, e'isten varios m$todos para determinar las fracturas, los m$todos son particularmente 0tiles a una variedad de distancias espec"ficas2 •
Para la detección a grandes distancias, m$todos s"smicos asados en los comportamientos de diferentes tipos de ondas.
•
Para detección a una distancia moderada, los m$todos de dirección de poos ("irectional Borehole methods)
•
Para detección en el poo, m$todos de esc!ner como el tele&ie*er ,
FMS. •
Para la caracteriación de flu&o actual asociado con los sistemas de fracturas, los m$todos ue utilian medidores de flu&o de alta resolución (high-resolution $lo*meter methods) y tomograf"as con radar.
%os o&etivos de la mayor"a de los estudios son, detectar y caracteriar las fracturas. %as propiedades de inter$s incluyen las caracter"sticas f"sicas de las fracturas (por e&emplo2 orientación, tamaño, forma, contenido de minerales y de fluido) y las propiedades hidr!ulicas (por e&emplo2 permeailidad y la variación de la misma con la presión)
Re)istr" de A%!#itud S*nica. ste registro es empleado para detectar fracturas, gracias al camio de atenuación ac0stica ue e'perimenta la herramienta deido a un camio dr!stico en permeailidad. PicQett indicó en 6@4, ue las lecturas de velocidad ac0stica generadas por este tipo de registro identifican varias ondas2 •
C"%!resi"na#, la cual via&a desde el transmisor hac"a la formación como una onda de presión de fluido, es refractada a la cara del poo, va a trav$s de la formación a la velocidad de la onda compresional y llega al receptor como onda de presión de fluido.
•
Ci8a##a " c"rte, via&a desde el transmisor a la formación como onda de presión de fluido, a trav$s de la formación via&a a la velocidad de onda de corte y llega al receptor como onda de presión de fluido nuevamente. l movimiento de una part"cula, en la onda de corte, es perpendicular a los e&es de la cara del poo.
•
De 2#uid" " a)ua, via&a desde el transmisor hac"a el receptor a la velocidad de la onda compresional en el fluido de la cara del poo.
•
De 9a4a :e#"cidad, la cual via&a desde el transmisor hac"a el receptor a una velocidad menor ue la de la onda compresional. #orris et al (6@?) han mostrado ue la amplitud de la onda compresional es m!s atenuada para las fracturas verticales de alto !ngulo, mientras ue, la amplitud de las ondas de corte lo es para las fracturas horiontales y de a&o !ngulo. %a atenuación deido a la presencia de fracturas parece ser el resultado de dr!sticos camios en permeailidad y no de porosidad. Deóricamente, esto se demuestra con el uso de la ecuación de >iot (6E@) para la onda de corte.
%a ecuación anterior muestra ue la atenuación de la onda de corte es directamente proporcional a la permeailidad e inversamente proporcional a la densidad total, deido a ue una peueña fractura puede tener varios darcys de permeailidad y una porosidad muy a&a, se dice ue la atenuación esta dominada por el efecto de la permeailidad+ esto tami$n se puede demostrar para las ondas compresionales. s posile detectar fracturas a partir del decrecimiento en la amplitud de la onda de corte. 1in emargo PicQett (6@) no recomienda emplear sólo esta t$cnica para detectar la presencia de fracturas, sino a trav$s de un an!lisis integrado de herramientas, ya ue, hay situaciones como la presencia de un contacto sólido5sólido en la cara de la fractura ue pueden reducir el grado de discontinuidad ac0stica y consecuentemente la amplitud de la onda de corte. ;tras condiciones a tener en cuenta con esta herramienta, son ue2 (6) la mayor"a de fracturas a profundidades por dea&o de los 4AAA ft son verticales o presentan alto !ngulo de inclinación, y esto, en algunos casos, puede reducir la efectividad del registro en la detección de fracturas. (7) las reducciones en amplitud pueden tami$n ser generadas por la presencia de variaciones en litolog"a, atenuación de la onda ac0stica en la formación,
descentraliación de la herramienta, rugosidad del hueco y variaciones dr!sticas en porosidad y*o permeailidad.
Re)istr" de densidad :aria9#e. sta
herramienta,
tami$n
conocidas como microsismograma ó registro de densidad variale son de gran utilidad en la detección de fracturas+
se
presentan
comercialmente como un registro de profundidad vs. el tiempo, tiempos (t) medido despu$s de la iniciación de un pulso ac0stico al transmisor.
%os
camios
en
amplitud se indican por una sucesión de somras en escala de grises. %as !reas m!s oscuras corresponden a las amplitudes positivas m!s grandes, mientras ue las !reas m!s claras, representan las amplitudes negativas mayores, ver Figura 6@ n onas fracturadas, la apariencia del tren de ondas ue se otiene mediante el
registro
de
-ensidad Bariale
(V aria)le Density Log , VDL), muestra camios repentinos, onas orrosas, formas en B invertida etc+ Figura 6C. stas
caracter"sticas
sugieren
interfaces de diferentes impedancias ac0sticas entre el transmisor y el receptor de la herramienta sónica. Dales anomal"as de propagación pueden ser provocadas por fracturas aiertas. -esafortunadamente, tami$n pueden producirse anomal"as similares con camios en el di!metro del poo o deido a capas delgadas de diferente litolog"a o inclusive a un sistema de fracturas cerradas
%a onda de tuo ( Stoneley ) tiene una a&a frecuencia (apro'. 7 h), una alta amplitud, la cual var"a con el tamaño del hueco y una velocidad m!s a&a ue la del fluido. stas propiedades son relacionadas al módulo de corte de la formación. Generalmente, dichas ondas aparecen en el receptor despu$s de ue la onda de fluido ha llegado. 1in emargo, en huecos peueños y formaciones en donde, las ondas se pueden propagar r!pidamente, las ondas de Stoneley pueden llegar al mismo tiempo ue las ondas de fluido. #ientras se mueve a lo largo de la cara del poo la onda Stoneley es capa de intercamiar energ"a con la formación a trav$s del flu&o ac0stico. sto representa la movilidad relativa de los flu&os. sta onda puede ser correlacionada con la permeailidad de la formación y puede proveer una escala cualitativa de pseudo5permeailidad en donde, una a&a atenuación corresponder"a a una a&a permeailidad y viceversa. %a integración de estas pseudo5permeailidades con registros de producción puede convertirse en una herramienta poderosa de interpretación en Yacimientos Naturalmente
Fracturados ( YNF 3uando las ondas de Stoneley encuentran una fractura aierta interceptando el poo, parte de su energ"a es reflectada, deido al camio de impedancia ac0stica creado por la fractura. n e&emplo se encuentra en la Figura 6, donde por datos de otros poos, se espera una ona de fracturas permeales de los AA a EA pies. l registro muestra una densidad variale en forma de ondas Stoneley del primer receptor, con el coeficiente de refle'ión computado. Barias
de las refle'iones son visiles en el registro de densidad variale+ frente a cada refle'ión se encuentra su coeficiente de refle'ión. n el registro se aprecian significativas refle'iones a los @AE, C6, C?, AC, 66 y a los ?A pies. l
coeficiente de refle'ión de las ondas Stoneley indica ue a esas profundidades se encuentran fracturas aiertas y sus grandes valores indican ue son fracturas permeales. n registro FMS (F ormation M icroS canner ), confirmo la presencia de fracturas en la
primera y en las tres ultimas profundidades (las refle'iones a las profundidades de C6 y C? resultaron menos ciertas?). l registro de intensidad variale puede adem!s, proveer información cualitativa con respecto a la presencia de fracturas. 1in emargo, >ecQ et al (6CC) reportaron ue la resolución del registro es afectada por factores como2 descentraliación de la herramienta, espaciamiento entre receptor5transmisor, tamaño del hueco, camios en litolog"a, rugosidad del hueco, orientación del plano de fractura y presencia de &ugs y*o porosidad secundaria deida a cristaliación de minerales.
Re)istr" S*nic" de Es!acia%ient" Lar)". sta herramienta ha me&orado la e'actitud en la medida del tiempo de tr!nsito en formaciones afectadas por los procesos derivados de la perforación del poo. Gracias al mayor espaciamiento entre el receptor y el transmisor (,6A y 67 ft), y a la m!s grande separación entre las ondas, lo ue garantia un mayor grado de atenuación de la onda. %as tecnolog"as de aduisición y procesamiento de las im!genes, permiten el c!lculo de la velocidad y energ"a de las ondas compresional y de corte, encontr!ndose ue la relación entre las energ"as de estas ondas provee un indicador 0til de la presencia de fracturamiento. 1in emargo, estas reducciones de energ"a pueden tami$n apreciarse cuando e'isten variaciones litológicas dr!sticas y*o cuando hay gran rugosidad del hueco.
Re)istr" de Inducci*n. n algunos casos los registros de inducción pueden indicar la presencia de fracturas. sto es posile cuando hay anomal"as de resistividad en un intervalo y e'iste suficiente contraste de resistividad con los estratos adyacentes (DimQo, 6@@). 3asos de campo como el presentado por
/guilera en 66 en el ul$ Coast' permiten decir, de forma general, ue e'iste un incremento en la resistividad cuando se atraviesa una fractura, deido al incremento en la densidad del lodo, ue provoca el fracturamiento e induce a este lodo (no conductivo) a uicarse en las fracturas. -e otro lado, una reducción en la densidad del lodo, puede provocar el cierre de la fractura y el regreso del lodo desde la fractura hac"a la cara del poo, permitiendo ue las lecturas del registro de inducción vuelvan a sus valores iniciales a&os. sto demuestra ue las fracturas se pueden cerrar o arir con la profundidad, y este efecto deer"a ser considerado cuando se hacen los pronósticos de comportamiento del yacimiento, pues incide directamente sore reducciones en porosidad y permeailidad durante el depletamiento del yacimiento.
Re)istr" de Inducci*n D"9#e. ste
registro
presencia
indica
de
la
fracturas,
siempre y cuando lea menos resistividad ue el registro de inducción (la detección de fracturas
se
asa
en
el
principio ue un dispositivo con mayor profundidad de investigación en la formación recie menos influencia de una fractura ue uno de lectura poco profunda). l laterolog-/ (%%), como es conocido, es una herramienta de resistividad de espaciamiento corto, enfocada verticalmente y ue puede responder a formaciones de capa delgada y *o con fracturas verticales, a0n cuando estas, est!n llenas de filtrado o tienen m!s a&a resistividad ue la formación. l registro de inducción, por su parte, lee conductividad horiontal, pero se presenta como curva de resistividad, Figura 6.
-eido a ue el registro de inducción depende de corrientes inducidas, las cuales en general fluyen horiontalmente, puede concluirse ue la lectura de esta curva es levemente afectada por el fluido conductivo ue llena la fractura vertical. l uso de estos registros sin emargo, puede inducir a errores deido
a2 la relación e'istente entre la resistividad del filtrado del lodo (ecQ et al, 6CC). n un registro de inducción dole se pueden indicar fracturas cuando las curva
SFL ó LL; muestran lecturas espurias de a&a resistividad ue no son evidentes en las lecturas profundas o medianas. ntre mayor sea la separación, mayor ser! la intensidad de la fractura, si todas las dem!s condiciones permanecen iguales. %a Figura 7A es un e&emplo de detección de fracturas con el registro DLL JMSFL.
Re)istr"s de P"r"sidad ,Densidad< Neutr*n 0 S*nic" ). %a cominación de estos registros puede ser un m$todo efica para indicar la presencia de fracturas. n este m$todo se asume ue el registro sónico provee la porosidad de matri, mientras ue los otros proporcionan el valor de la porosidad total. -e esta forma, la diferencia entre la porosidad otenida por los registros densidad, neutrón, o su cominación y la porosidad derivada del registro sónico es interpretada como porosidad de fractura, si se conoce ue no e'iste otro tipo de porosidad secundaria. -e acuerdo a >ecQ et al (6CC), e'isten cuatro prolemas al utiliar los registros de porosidad (-ensidad, Neutron y 1onico), para la identificación de fracturas2 6. %a cominación provee un valor de porosidad secundaria total, esto implica ue la porosidad de la fractura sólo puede ser conocida, s" se est! seguro de la no presencia de otras porosidades secundarias.
7. %a porosidad total puede ser suestimada, deido a ue su valor es derivado de una herramienta ue mide solamente un lado del hueco, y s", por e&emplo, la fractura esta uicada al otro lado, su porosidad no ser"a computada. 4. ste m$todo puede indicar una porosidad de fractura ue realmente no e'iste, deido a variaciones en arcillosidad. ?. %a porosidad total puede ser sorestimada deido a irregularidades del hueco.
Re)istr" "re$"#e Te#e:ie5er ,TV-. sta herramienta llamada >8DB para 1chlumerger, es similar a la herramienta conocida en la industria como >: (ltrasonic >orehole :mager). no de los m$todos mas directos y efectivos para la detección de fracturas es la percepción grafica de la pared del poo. #uchos aparatos asados en t$cnicas ópticas, ac0sticas o el$ctricas han sido diseñados para suministrar Hfotograf"asI u otro tipo de im!genes de la pared del poo, de tal forma ue la interacción de la fractura con el poo puede ser HvistaI y descrita (Paillet, 6A). l TV produce una imagen ac0stica mediante un transductor ultrasónico de rotación o esc!ner. %os transductores pueden ser focaliados o no, usualmente rotan de 4 a 6@ veces por segundo. l rango de frecuencias esta entre EAA h y 6.E #h. l registro inspecciona la cara del poo por medio de la emisión de un rayo ultrasónico de impulsos y eval0a la formación revelando la presencia de fracturas naturales e inducidas, &ugs, distriución de perforaciones y posiles daños en la tuer"a de revestimiento ( casing ). n una pantalla de rayos catódicos, aparece la representación visual del patrón de refle'ión ac0stica en la pared del poo. %a imagen muestra la pared del poo como s" estuviera dividida verticalmente y aplanada, donde las fracturas verticales se ven como l"neas rectas y las inclinadas entre horiontal y vertical se ven como l"neas sinusoidales. Para otener una uena imagen, son necesarios los siguientes elementos2 (6) centraliación perfecta de la herramienta, (7) a&o contenido de sólidos en el fluido cerca de la cara del poo, y (4) una velocidad
de registro lenta y constante. n algunos casos, el daño puede hacer ue la fractura se vea m!s aierta de lo ue realmente es. 3on la dispersión de energ"a ac0stica sore la pared del poo y con la intercepción de la fractura, se presenta una somra sinusoidal en la imagen. %a imagen permite determinar la orientación e inclinación ( a0imuth y dip) de la fractura, haciendo correcciones por desviación en la ona del poo, correcciones de desviaciones magn$ticas locales y con el norte verdadero. l espesor aparente de la l"nea caracter"stica identificada en el registro de
TV puede ser tomada como un "ndice cualitativo de la apertura de la fractura. 1in emargo este espesor depende de la apertura actual de la fractura y del ancho de iluminación de la herramienta y representa el lugar donde la fractura a sido afectada durante el proceso de perforación. Por esta raón la me&or interpretación semicuantitativa de las fracturas es usando registros TV
Di!%eter 0 re)istr" de Identi2icaci*n de Fracturas. ste proceso es tami$n conocido como H#edición de FiltradoI. Proceso en el cual, se hace una presentación especial de las mediciones de microresistividad, tami$n es conocido como F% 1Fracture denti$ication %og ), el cual se le considerada como un dipmeter de alta resolución. s uno de los m$todos m!s sencillos y eficaces para detectar fracturas+ Por eso el dipmeter ha sido usado ampliamente para uicar fracturas desde los años @ARs, cuando se oservó ue se pod"a correlacionar con la presencia de fracturas verticales. 3uando el lodo filtrado invade un sistema de fractura, generalmente provoca una lectura de micro5resistividad m!s a&a en el pat"n frente a la fractura. na comparación de las mediciones (Figura 76) de patines adyacentes, (es decir separado por Ao), indica fracturas. 1i no e'isten diferencias, la proailidad de fracturas es a&a, si e'isten grandes diferencias, la proailidad es alta. Dal diferencia es clara en la Figura 7E. %as 3urvas 6 y 4 miden resistividades mucho m!s a&as ue las 3urvas 7 y ? sore un intervalo corto del e&emplo. /l hacer una superposición de las curvas de microresistividad de patines adyacentes, como lo muestra el registro FIL de la Figura 7@, aparece claramente la ona proalemente fracturada. %a Figura 6 ilustra otra presentación de FIL. ste m$todo no es perfecto pues los patines solamente curen el ?AK de la superficie de la pared en un poo de pulgadas (7A cm). Sui! no sea f!cil de detectar con este m$todo los intervalos gravemente desportillados (al interceptar la roca la fractura, agranda los ordes de la misma) en los ue, tal ve, todos los patines den la misma lectura, as" como en las fracturas delgadas en formaciones de inclinación constante. %a detección de fracturas con los registros de filtrado y F:%, ofrece la venta&a suplementaria de poder orientar el
sistema de fractura. /l saer cuales patines se encuentran contra las fracturas y al conocer la orientación de los patines con respecto al norte, es posile orientar las fracturas suterr!neas %os canales creados a veces en la pared del poo por la acción de la roca y la cadena de perforación en intervalos fracturados pueden ser tan graves como para limitar, durante varios pies, la rotación normal de suida (Figura 7E) de una herramienta de patines. %as curvas de inclinación de las herramientas GT (Borehole G e ometry T ool ), la cual mide la geometr"a del poo, son unas uenas indicadoras de este fenómeno. 3uando un pat"n o rao de calirador entra en uno de estos canales, la rotación normal de la herramienta se modifica hasta ue sale del canal+ una ve ue sale de la ona fracturada, se reestalece la rotación normal. ;s$rvese este fenómeno sore los intervalos fracturados en la Figura 6C. %a Figura 7C muestra la forma como un FIL de alta resolución puede ayudar a otener la dirección de una fractura vertical. l aimut siempre da el sentido de la curva uno (6). %as otras curvas son enumeradas de forma secuencial siguiendo las manecillas del relo&. Por e&emplo, si la curva uno esta orientada sore el lado norte del hueco, la curva dos lo har! registrando al este, la tres hac"a el sur y la cuatro al oeste.
Medici"nes de ca#i9rad"r de !"8"s. /l perforar una ona fracturada, los ordes rocosos de las fracturas a menudo se despostillan, lo ue agranda el poo en el plano del sistema de fractura. l agrandamiento del poo y en particular su alargamiento en una formación ue deer"a tener un poo circular y calirado puede indicar fracturas. Para detectar fracturas con un registro de calire, se prefiere un calirador multidireccional de varios raos. %os calires registrados con las herramientas
DT de alta resolución ( igh
T=CNICAS PARA LA DETERMINACI6N DE FRACTURAS %os par!metros de interpretación de registros pueden ser determinados de forma directa (lectura del registro) o indirecta mediante la cominación de t$cnicas, ue incluyen la construcción de gr!ficos o el c!lculo de correlaciones a partir de varios registros, an!lisis de coraones, de laoratorio, de ingenier"a y geolog"a, etc. stos 0ltimos procedimientos complementan la caracteriación de formaciones fracturadas y en algunos casos, son el 0nico camino para determinar la presencia o no de las fracturas.
Re)istr" de >ndice de Pr"ducci*n. %a e'periencia en yacimientos (arcillas del -evoniano) ha indicado ue ocurren anomal"as con los registros G<, :nducción y -ensidad (#yung, 6C@). Generalmente en onas fracturadas, los dos primeros registros se incrementan, mientras ue el 0ltimo decrece. l incremento en la intensidad del G< se atriuye a la presencia en las fracturas de onas ricas en materia org!nica. l incremento en la resistividad es deida a la presencia de gas o Qerógeno en las fracturas y el decremento en la densidad es producto de un incremento en la porosidad deido a la presencia de fracturas y*o m!s a&a densidad del Qerógeno.
%os promedios de G< y
Re)istr" de Te%!eratura. s una herramienta para determinar entradas de gas en la cara del poo. 3uando el gas entra hay una defle'ión dr!stica de la curva hac"a los valores m!s a&os de temperatura (enfriamiento). #yung (6C@) ha usado el concepto de e'pansión de temperatura de Toule Dhompson para determinar el "ndice de fractura t$rmico de una formación a partir del registro de temperatura. l cero (AK) en la escala del "ndice de fractura t$rmico es determinado por la temperatura del gas deido a la e'pansión y el 6AAK corresponde al gradiente de temperatura. / mayor valor de este "ndice, mayor el grado de fracturamiento de la formación.
%a Figura 4? muestra dos registros de temperatura corridos en el mismo poo antes y despu$s de un fracturamiento hidr!ulico. %a temperatura en la ona de inter$s es m!s alta despu$s de la estimulación deido al calentamiento del gas e'pandido en el sistema fracturado generado. n "ndice de fractura t$rmico igual a cero (AK) es asignado al valor de temperatura teórico de Toule5 Dhompson (EAUF), mientras ue para un valor del "ndice de fractura del 6AAK, le corresponde el valor del gradiente geot$rmico normal a esta profundidad. -e la figura se puede ver ue el "ndice de fracturamiento ten"a un valor de cerca del 4A K antes de la estimulación y despu$s paso al AK. n el caso de yacimientos de petróleo, s" e'isten fracturas aiertas en la cara de la formación y ha ocurrido p$rdida de lodo, el registro de temperatura mostrar! un efecto de enfriamiento deido a la invasión del lodo en el intervalo fracturado.
Cur:a de C"rrecci*n de# Re)istr" de Densidad C"%!ensad". n indicativo de la presencia de fracturas puede otenerse a partir de la curva de corrección del registro densidad . -eido a ue esta curva corrige el registro densidad total, para compensar efectos de rugosidad del hueco, torta de lodo, y al echo ue la herramienta de densidad no se asiente perfectamente contra la pared del poo. %a curva responde normalmente a la rugosidad de las paredes del poo y al espesor del filtrado, pero tami$n a una fractura llena de fluido (particularmente cuando los ordes de la fractura han sido despostillados durante el proceso de perforación). na curva activa err!tica puede entonces indicar fracturas cuando el poo est! calirado. %a Figura 4E es un e&emplo de esta situación. %a curva puede ser afectada por el lodo en la fractura e indicar una corrección, a0n estando el hueco esta en uenas condiciones. na desventa&a de este m$todo es ue este puede indicar la presencia de fracturas, solamente en un lado de la cara del poo, perdiendo la posiilidad de detectarlas al otro lado. No ostante, dado ue la herramienta de densidad usca generalmente el e&e grande del poo, la curva de corrección normalmente sigue el plano de fractura. tami$n responde a lavados no asociados con fracturas, por lo ue se dee tener mucho cuidado al usarlo como indicador de fracturas.
Generalmente, las fracturas no contriuyen consideralemente a la porosidad de la roca+ sin emargo, en algunos casos si pueden hacerlo+ tami$n el HdespostilladoI ue provoca la roca en la fractura durante la perforación puede aumentar ligeramente la porosidad aparente registrada por un dispositivo de porosidad de investigación poco profunda, tal como la herramienta de densidad. /s" pues, las anomal"as de porosidad entre lados adyacentes pueden indicar fracturas y proporcionar un valor de la porosidad de la fractura. -esde luego, esto reuiere dos pasadas de la herramienta de densidad, una con la orientación est!ndar con el e&e largo y otro con el corto.
C"%!araci*n entre e# V"#u%en de Arci##a 0 e# >ndice de Urani". %as fracturas pueden detectarse comparando los valores del "ndice de uranio, determinado del registro S(EC+RA%2, y el volumen de arcilla en una ona (8eflin et al, 6C@). -eido a ue el uranio es muy solule en agua com0nmente se encuentra en las aguas de producción, mientras ue, el volumen de arcilla es calculado de forma independiente a la radioactividad natural de la formación. Para amientes de depositación normales el "ndice de uranio y el volumen de arcilla tienen el mismo valor. 3uando e'iste una fractura, el "ndice de uranio puede ser mayor al volumen de arcilla. %a principal limitación de esta t$cnica es ue no puede indicar si la fractura esta aierta o no.
S3s%ica. %as ondas sonoras son afectadas mientras via&a a trav$s de un medio fracturado. stos efectos pueden ser usados para detectar onas fracturadas, definir la intensidad de fractura, y estimar la dirección de las fracturas.
