24 Oilfield Review

El auge de las imágenes de la pared del pozo

Mitsuru InabaJAPEX (Japan Petroleum Exploration Co. Ltd.)Tokio, Japón

Dominic McCormickShell U.K. Exploration and Production Ltd.Aberdeen, Escocia

Tore Mikalsen ConocoPhillips PetroleumStavanger, Noruega

Masatoshi NishiNagaoka, Japón

John RasmusSugar Land, Texas, EUA

Hendrik RohlerRWE DeaHamburgo, Alemania

Ian TribeAberdeen, Escocia

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Amin Amin, Emma Bloor, Bill Miller, MarwanMoufarrej y Paula Turner, Sugar Land, Texas, EUA; CarlosMaeso, Al-Khobar, Arabia Saudita; y Geoff Weller, KualaLumpur, Malasia.adnVISION, APWD (Presión Anular Durante la Perforación),BorView, DownLink, DSI (herramienta de generación deImágenes Sónica Dipolar), FMI (herramienta de generaciónde Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total),GeoFrame, geoVISION, GVR (herramienta de resistividadgeoVISION), PowerDrive y PowerPulse son marcas deSchlumberger. UNIX es una marca registrada del OpenGroup en Estados Unidos de América y en otros países.

El emplazamiento correcto de los pozos se basa en el conocimiento de la estratigrafía,

la trayectoria del agujero y la ubicación precisa de la barrena dentro del yacimiento,

así como en los avances producidos en materia de capacidad de geoposicionamiento.

La adquisición de datos en tiempo real, los modernos sistemas de telemetría, el proce-

samiento de datos en la localización del pozo y las técnicas de generación de imáge-

nes de la pared del pozo están incrementando la eficiencia de perforación, limitando

la exposición del operador a los riesgos del subsuelo y mejorando la productividad

potencial del pozo.

En la década de 1980, las herramientas de medi-ciones y de adquisición de registros durante laperforación (MWD y LWD, respectivamente, porsus siglas en inglés) aportaban al perforadorinformación direccional y datos básicos de eva-luación de formaciones; ocasionalmente entiempo real. Durante la década de 1990, las resis-tividades LWD registradas en el fondo del pozo yalmacenadas en la memoria de la herramienta sedescargaban en la superficie y se procesabanpara crear imágenes a ser utilizadas en la corre-lación y evaluación de formaciones.1 Hoy, los ins-trumentos de fondo de pozo y las tecnologías decompresión de datos permiten la transmisión entiempo real de imágenes de la pared del pozo y dedatos de correlación asociados con las mismasdesde la barrena hasta la superficie.

La perforación de pozos con trayectoriascomplejas es cada vez más común. Ciertos pozosque alguna vez fueron considerados marginales,ahora se perforan y terminan a través de hori-zontes múltiples, en configuraciones multilatera-les e incluso en ambientes de aguas profundas.Además de permitir la evaluación convencionalde formaciones, el análisis de datos y la genera-ción de imágenes en tiempo real facilitan elcorrecto emplazamiento del pozo, la evaluaciónde la estabilidad del agujero y el control continuode parámetros de perforación críticos. Las medi-ciones precisas de alta resolución, mejoradas porla visualización tridimensional (3D) en tiemporeal, proveen información útil para tomar deci-siones más acertadas y oportunas, lo que se tra-duce en avances significativos en términos demanejo de riesgos y optimización general de la

productividad. Las actuales tecnologías de tele-metría y de generación de imágenes permitenque los equipos multidisciplinarios a cargo de losactivos de las compañías petroleras, ubicadostanto en la localización del pozo como en las ofi-cinas, evalúen un pozo, definan una trayectoriaexacta y caractericen las formaciones en tiemporeal antes de adoptar costosas decisiones de per-foración y de producción.

Los ingenieros de perforación deben concen-trarse en el manejo del riesgo y en la reduccióndel costo total del pozo. El logro de un costo realde pozo inferior al proyectado suele ser un indi-cador del éxito de la perforación. Las complejas yvertiginosas operaciones de perforación se basanen la utilización de productos intuitivos e inteli-gentes que contribuyen a la toma de decisionestrascendentes. Es preciso responder con rapideza preguntas tales como: ¿en dónde se encuentrael agujero?, ¿hacia dónde se dirige la barrena?,¿qué formación se está perforando? o ¿cuáles sonlas condiciones de fondo de pozo? Las medicio-nes en tiempo real, los sistemas de telemetría, lageneración de imágenes y los programas de com-putación están ayudando a los perforadores aresponder tales interrogantes.

Desde la última revisión publicada en elOilfield Review, las tecnologías de generación deimágenes LWD han evolucionado hasta conver-tirse en herramientas de ingeniería disponibles entiempo real.2 Los pozos están siendo dirigidos a tra-vés de trayectorias dificultosas, sorteando peligrosy conectándose con intervalos productivos delga-dos o zonas de inyección, a la vez que se evitan coli-siones con otros pozos que drenan el yacimiento.

1. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T,Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,Grether B y Rohler H:“Real-Time LWD: Registros para laperforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2000):58–78.

2. Bargach et al, referencia 1.

Verano de 2003 25

El presente artículo analiza la tecnología básicade herramientas y técnicas de generación deimágenes LWD, y examina ejemplos acerca decómo la tecnología de generación de imágenes entiempo real está siendo utilizada por los opera-dores para aumentar la eficacia y emplazarcorrectamente el pozo a fin de optimizar la pro-ductividad.

Telemetría: transmisión de datos a la superficieCon el avance de las tecnologías MWD y LWD, y laconsiguiente recolección de crecientes cantida-des de datos, los instrumentos de telemetría sehan convertido en un cuello de botella almomento de movilizar estos grandes volúmenesde información hacia la superficie. La obtenciónde datos en tiempo real requiere anchos debanda adecuados y altas velocidades de transmi-sión de datos.

El sistema de telemetría MWD PowerPulse per-mite la transmisión inalámbrica de datos desde labarrena hasta la superficie. La singular técnicaque utiliza esta herramienta para la transmisióncontinua de pulsos a través del lodo de perforación,permite transmitir datos a velocidades de hasta 12bits por segundo (bps); hasta cuatro veces superiora la de los sistemas de telemetría de pulsos a tra-vés de lodos convencionales (arriba, a laizquierda). Hoy es posible obtener registros entiempo real con densidades de muestreo de datosequivalentes a la de registros adquiridos con herra-mientas operadas a cable y a velocidades de pene-tración de 70 m/h [230 pies/hora]. La velocidad eintensidad de la transmisión de señales puedenconfigurarse para determinados tipos de fluidos deperforación y para ciertas profundidades de perfo-ración específicas.

La perforación en aguas profundas planteadesafíos adicionales en lo que respecta a los sis-temas de telemetría. Las temperaturas del fondodel mar pueden ser inferiores a 0°C [32°F], conuna presión hidrostática en la base del tubo deelevación superior a 34.5 MPa [5000 lpc].3 Elfluido de perforación que circula en forma ascen-dente desde las cálidas condiciones existentes enel fondo del pozo se enfría considerablemente alatravesar los largos y fríos tubos de elevación quelo llevan a la superficie. El cambio de tempera-tura, entre la superficie y el fondo, puede afectar

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3. Brandt W, Dang AS, Magne E, Crowley D, Houston K,Rennie A, Hodder M, Stringer R, Juiniti R, Ohara S yRushton S: “Deepening the Search for OffshoreHydrocarbons,” Oilfield Review 10, no.1 (Primavera de1998): 2 –21.

4. Lassoued C, Dowla N y Wendt B: “DeepwaterImprovements Using Real-Time Formation Evaluation,”artículo de la SPE 74397, presentado en la Conferencia yExhibición Internacional del Petróleo de la SPE,Villahermosa, México, 10 al 12 de febrero de 2002.

20

18

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4

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00 50 100 150

Velocidad de penetración, pies/hora200 250 300

Cant

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mpo

real

0.5 bps3 bps12 bps

> Limitaciones sobre la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés)impuestas por la velocidad de transmisión de datos. A una velocidad de trans-misión de 12 bits/segundo (bps), la telemetría MWD PowerPulse permite ROPssuperiores a los 70 m/h [230 pies/h] a la vez que se obtienen registros de altacalidad en tiempo real y actualizaciones de los datos de inclinación y dirección.La velocidad de transmisión y el tipo de datos pueden ajustarse para optimizarla frecuencia de las mediciones en función de la ROP prevista.

in.0 2.5 in.Tope Derecha

0 2.5

Fondo

Separación (standoff)ultrasónica media

Izquierda

Imagen 2D Imagen 3DImagen 3Dtexturada

1980s 1990s 2001

80 pies

> Visualización mejorada de datos de la pared del pozo. La calidad y facilidad de interpretación de losdatos han mejorado considerablemente con respecto a las curvas simples, comunes en la década de1980. En un principio, los datos se convertían a escala de colores, luego se presentaban en dosdimensiones y finalmente se envolvían en torno a un pozo tridimensional (3D). La imagen 3D texturadade la derecha es fácil de interpretar: el pozo está sobredimensionado en el intervalo superior, agran-dado en el centro, y subdimensionado en el intervalo inferior. Las imágenes generadas en tiempo realson fáciles de comprender y proporcionan las herramientas necesarias para adoptar decisiones deperforación rápidas y correctas.

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en forma sustancial la viscosidad de ciertos flui-dos de perforación. La atenuación de la señalpuede aumentar al enfriarse el fluido, provocandola pérdida o degradación potencial de la señal defondo de pozo. Los diseños más modernos de lasherramientas de telemetría ajustan automática-mente la velocidad de transmisión de datos comouna función de la temperatura para reflejar loscambios producidos en la viscosidad del lodo y enla potencial atenuación de la señal. En el Golfo deMéxico, EUA, el sistema PowerPulse ha logradovelocidades de transmisión de datos en aguas pro-fundas de 6 bps a una velocidad de penetraciónde 30 m/h [100 pies/h].4

década de 1990, las imágenes 3D proporcionaronuna visualización más directa de la pared delpozo. En el año 2001, los avances registrados enmateria de tecnología de procesamiento de datoscondujeron a la generación de imágenes 3D tex-turadas, lo que permitió agilizar y comprendermejor la interpretación. Hoy, la gran cantidad deconocimientos que proveen las imágenes de lapared del pozo puede ser apreciada por un mayorgrupo de personas relacionadas con las tareas deperforación.

Imágenes de la pared del pozoLas imágenes de resistividad LWD se basan enmediciones de baja frecuencia, del tipo lateroper-fil que, en general, requieren un fluido de pozoconductivo; hoy en día, aproximadamente un 70%de los pozos se perforan con fluidos de perforaciónconductivos. Existen numerosos diseños de herra-mientas de generación de imágenes de resistivi-dad LWD que ofrecen múltiples profundidades deinvestigación, además de mediciones de resistivi-dad frente a la barrena (izquierda). La herramientade resistividad geoVISION GVR proporciona medi-ciones con múltiples profundidades de investiga-ción y con una resolución vertical de 0.762 cm [0.3pulgadas]. Estos datos se utilizan para generarimágenes de resistividad en tiempo real y calcularel echado (inclinación, buzamiento) de la forma-ción para el análisis estructural y el posiciona-miento del pozo (abajo).

Tope

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Fond

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> Imágenes de la pared del pozo en tiempo real como cilindros desplegados.El fondo del pozo está representado por la parte central de la imagen (verde)seguido por los costados derecho e izquierdo. El tope está representado porlos extremos izquierdo y derecho de la imagen.

Formación

Transmisor superior

Resistividad enlos sensores

Somero

Intermedio

Profundo

Resistividaden el anillo

Rayos gammaazimutales

Transmisor inferior

Resistividadfrente a la barrena

> Física de las mediciones GVR. El diagramamuestra los toroides que energizan un campoelectromagnético alrededor de la herramientaGVR. Los sensores detectan las intensidades delcampo local, resultantes de las diversas conduc-tividades de la formación. La corriente de los sen-sores es emitida cuando se disparan los transmi-sores superior e inferior en forma secuencialpara proporcionar mediciones de resistividadcompensadas por efecto de pozo. Las resistivida-des medidas por los sensores somero, intermedioy profundo, por el anillo y por la barrena proveencinco profundidades de investigación. Los senso-res están fijados en un estabilizador de camisaremovible. La medición de baja frecuencia deltipo lateroperfil requiere un fluido de pozo con-ductivo. Sin embargo, se puede obtener la resisti-vidad frente a la barrena en lodos base aceitesiempre y cuando se mantenga el contacto con laformación. La herramienta también ofrece unamedición de rayos gamma azimutales.

Los recientes avances en materia de comuni-cación de dos vías (ida y vuelta), implementadosen el sistema de telemetría DownLink para latransmisión de datos desde la superficie hasta elfondo del pozo, pueden ser utilizados para recon-figurar el sistema PowerPulse en el pozo en casode producirse cambios en los parámetros clavedurante una carrera de la barrena. Por ejemplo,antes de comenzar el incremento angular en unpozo horizontal, la información sobre la orienta-ción del pozo en tiempo real es prioritaria; en eltramo horizontal, son más importantes las medi-ciones de evaluación de formaciones. La capaci-dad del sistema de telemetría DownLink tambiénpermite reconfigurar la velocidad de transmisiónde la señal y la intensidad de la misma acordecon las necesidades específicas.

Además de observarse mejoras en la teleme-tría, esta última década ha sido testigo de mejo-ras sustanciales en la visualización de la pareddel pozo (página anterior, abajo). Los datos depozo, en las décadas de 1970 y 1980, eran repre-sentados como curvas simples en carriles deregistros. Hasta hace poco tiempo, éste seguíasiendo el método de visualización de datos LWDpreferido, o quizás el único.

El desarrollo de herramientas avanzadas degeneración de imágenes de la pared del pozo y deprogramas de análisis de datos condujo al des-pliegue de imágenes en dos dimensiones (2D). Sibien los analistas de registros experimentadospueden interpretar fácilmente las visualizaciones2D, el proceso es subjetivo y no intuitivo, sobretodo para el analista inexperto. A fines de la

Los datos de densidad azimutal, calibradorultrasónico y resistividades MWD/LWD geoVISIONde fondo de pozo generalmente se despliegancomo imágenes. La comparación de los datos delcuadrante superior con los del cuadrante inferiorpermite interpretar el echado aparente de la for-mación. Cuando se perfora un intervalo de interésen sentido descendente respecto de la estructura,la medición del cuadrante inferior genera unaimagen de los rasgos de estratificación antes quela medición del cuadrante superior. Cuando seperfora el intervalo de interés en sentido ascen-dente sucede lo contrario. La distancia entre lasdos mediciones de límites de capas se utiliza paracalcular el echado aparente. El conocimiento delechado aparente de una formación facilita elajuste de la trayectoria del pozo en tiempo realpara perforar en dirección estratigráficamentedescendente o ascendente a través del intervalode interés, o bien en sentido paralelo a los planosde estratificación (arriba). El picado manual ensitio de los echados ayuda a remover los datos debaja calidad y es un buen complemento para

aquellos intervalos donde no se pueden computarechados automáticos, realzando así tendenciassutiles que de lo contrario podrían perderse.

Primer uso: imágenes en tiempo real para el emplazamiento del pozoEl campo de gas Breitbrunn/Eggstatt fue descu-bierto en 1975 y está ubicado en el sur de Bavaria,Alemania (próxima página, arriba). En su mayorparte, el campo se encuentra agotado y actual-mente se utiliza para almacenamiento de gas.5

Durante los años 1999 y 2000, un equipo multidis-ciplinario de geólogos, petrofísicos, ingenierosgeomecánicos e ingenieros de producción deRWE Dea y de Schlumberger planificaron y ejecu-taron un programa de perforación de un pozoinyector horizontal en el yacimiento de areniscasChatt de edad Terciaria.6

La estructura anticlinal de rumbo noreste-sudoeste tiene una extensión de aproximada-mente 30 km2 [11.5 millas cuadradas] y estácompuesta, de tope a base, por las Areniscas Aa H. Las Areniscas A a D son las productoras de

gas originales. El espesor de las capas de inte-rés oscila entre 5 y 15 m [16 y 49 pies] y lasmismas están separadas por una lutita calcá-rea impermeable. En un comienzo, las zonassuperiores eran explotadas a través de un pozovertical. En 1993, los ingenieros de RWE Deaconvirtieron las areniscas A y B, ya agotadas,en yacimientos de almacenamiento de gas. Elgas se inyectaba en la Arenisca B, mientrasque la Arenisca A era observada en forma ruti-naria por posibles pérdidas de gas.

El programa de perforación más reciente seconcentró en las restantes areniscas gasíferasoriginales C y D. Estas areniscas tienen sufi-ciente porosidad y permeabilidad para el alma-cenamiento de gas. La calidad del yacimiento sedeteriora desde la Arenisca A hacia abajo, obser-vándose mayor heterogeneidad geológica y petro-física en las Areniscas C y D, que en las A y B.

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> Generación de imágenes durante la perforación en sentido ascendente y descendente respecto dela estructura. Las imágenes A a E muestran el pozo abierto y representado en el formato del registrode resistividad geoVISION. En las imágenes F a J, la inclinación ha sido ajustada de vertical a hori-zontal, hasta 100° respecto de la vertical. El plano de estratificación es paralelo al pozo, con unángulo de inclinación de aproximadamente 75°. Las imágenes F, G y H reflejan la perforación en sen-tido descendente respecto de la estructura; la imagen de resistividad geoVISION apunta hacia lasuperficie. En la Imagen I, la perforación procede en forma paralela al plano de estratificación; lasimágenes geoVISION son aproximadamente paralelas. En la imagen J, se ha atravesado el plano deestratificación y la perforación se efectúa en sentido ascendente; las imágenes apuntan hacia elfondo del pozo.

Tope Fondo Tope

0°

25°

50°

75°

100°

F

G

H

I

J

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mizar los regímenes de inyección de gas y lacapacidad de almacenamiento. Los datos denúcleos y las imágenes de la pared del pozo obte-nidas con la herramienta de generación deImágenes Microeléctricas de Cobertura TotalFMI durante la perforación de un pozo pilotoconfirmaron esta interpretación.

Se identificaron varias areniscas prospectivasde alta calidad como objetivos de inyección. Sinembargo, las concreciones calcáreas con distin-tas densidades de empaque suspendidas en lasareniscas de interés planteaban desafíos para laperforación direccional. En virtud de ésta y otrasincertidumbres de carácter estratigráfico, se des-cartó la aplicación de operaciones convenciona-les de perforación direccional geométrica. A raízde las conversaciones mantenidas entre RWEDea y Schlumberger, se seleccionó la tecnologíade generación de imágenes en tiempo realgeoVISION como soporte para la operación degeoposicionamiento.

El equipo de trabajo consideraba que la dis-ponibilidad de datos estratigráficos precisos y lageneración de imágenes de la pared del pozo entiempo real mejorarían sustancialmente la tomade decisiones en términos de geoposiciona-miento. Si bien el método de generación de imá-genes de resistividad LWD no era nuevo, hastaese momento las imágenes habían sido genera-das a partir de datos almacenados en la memoriade la herramienta GVR y descargados en superfi-cie durante los viajes para cambio de la barrena.Hasta ese entonces no se había practicado el geo-posicionamiento con imágenes de resistividadobtenidas en tiempo real.

RWE Dea programó tres pozos horizontalesde entre 600 y 1000 m [1969 a 3281 pies] de lon-gitud tanto para la Arenisca C como para laArenisca D (izquierda). Con una trayectoriasuave en forma de U, los pozos atravesarían lasareniscas desde el tope hasta la base y nueva-mente hasta el tope. Esto ocurría dentro de cadatramo horizontal.

Los estudios realizados antes de la perforaciónpermitieron alcanzar una precisión del 0.1% en elmapa estructural; es decir, una desviación máximade la profundidad vertical de 1.5 m [5 pies]. Antesde proceder a perforar las Areniscas C y D, los geo-científicos ajustaron los picados de marcadores deformación, derivados de los registros existentes, auna línea base común mediante la reconstruccióncartográfica de las localizaciones de los pozos y lautilización de levantamientos direccionales efec-tuados durante la bajada de las tuberías de reves-timiento. Un pozo piloto vertical y varios pozos dedesarrollo horizontales perforados posterior-mente confirmaron la precisión del mapeo.

Las evaluaciones petrofísicas y el conoci-miento histórico del ambiente sedimentario delyacimiento permitieron predecir la naturalezalenticular de las areniscas. El estudio tambiénindicó que era imprescindible que los pozos hori-zontales intersectaran la mayor cantidad posiblede areniscas potencialmente aisladas, para opti-

EUROPA

REINOUNIDO

ALEMANIA

Campo Breitbrunn/Eggstatten el sur de Bavaria

NorteMar del

> Campo de gas Breitbrunn/Eggstatt ubicado enel sur de Bavaria, Alemania.

Tramo horizontal

Imagen FMI

Brbr30 Brbr

28

Brbr29

Arenisca Cinferior

Arenisca Csuperior

1000 m

Imagen de resistividad geoVISION obtenida en tiempo real

>Mapa estructural del anticlinal correspondiente a la Arenisca C. Se mues-tran los pozos históricos verticales y los tres pozos horizontales perforadosrecientemente, Brbr 28, 29 y 30. El recuadro superior muestra dos seccionestransversales tomadas a lo largo del pozo horizontal (naranja). La seccióninferior se construyó sobre la base de los echados de la estratificación deri-vados de los datos obtenidos con la herramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI operada a cable, mientras que para lasección superior se utilizaron los echados de la estratificación obtenidos delas imágenes de la pared del pozo geoVISION. La semejanza de las imágenesindica la calidad de las mediciones GVR en tiempo real.

5. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K,Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K,Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gasnatural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 2–19.

6. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Useof Real-Time and Time-Lapse Logging-While-DrillingImages for Geosteering and Formation Evaluation in theBreitbrunn Field, Bavaria, Germany,” artículo de la SPE71331, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

Si bien las zonas productivas estaban agota-das, era necesario utilizar un fluido de perfora-ción densificado para controlar los esfuerzos enel pozo. Los ingenieros seleccionaron un polí-mero como sistema de fluido de perforación quepresenta bajas pérdidas de fluido, densificadocon carbonato de calcio. A diferencia del lodo deperforación energizado, este sistema permitió aloperador considerar una amplia gama de herra-mientas LWD, MWD y de adquisición de registrosgeofísicos operadas a cable para el geoposiciona-miento y la evaluación de formaciones.

La herramienta GVR se corrió con una herra-mienta de Densidad-Neutrón Azimutal adnVISION,que proveía registros no direccionales de porosi-dad-neutrón, densidad azimutal y calibrador ultra-

sónico. La combinación de las herramientas GVR yadnVISION permitía evaluar la porosidad y el espe-sor de arenisca neto durante la perforación.

Los datos adquiridos con herramientas opera-das a cable durante la perforación exitosa de lassecciones de incremento angular de 121⁄2 pulgadas,confirmaron la gran precisión del mapeo estructu-ral anterior a la perforación del pozo. La correla-ción de los datos LWD con los datos de registros depozo indica que las capas prospectivas correspon-den a cuerpos de areniscas independientes. Unpozo de almacenamiento efectivo debería pene-trar todas las areniscas porosas y su trayectoriatendría que atravesar la totalidad del espesor. Lostres tramos horizontales de 81⁄2 pulgadas penetra-ron cada una de las capas de arenisca dos veces yel extremo de cada pozo atravesó la lutita sobre-yaciente para proporcionar un marcador adicionalpara el mapa estructural.

Durante la perforación de los tramos laterales,los echados computados a partir de las imágenesde resistividad geoVISION obtenidas en tiemporeal permitieron definir la posición relativa delpozo dentro del yacimiento. Las imágenes sinusoi-dales de los límites de las capas apuntan hacia lasuperficie cuando se perfora en sentido descen-dente y hacia el fondo del pozo cuando se perforaen sentido ascendente (izquierda). Los registrosdesplegados en profundidad medida (MD, por sussiglas en inglés) se convirtieron a registros deespesor estratigráfico verdadero (TST, por sussiglas en inglés) utilizando los echados computa-dos a partir de los datos de resistividad geoVISION,los mapas estructurales y otros datos MWD. Losregistros TST proporcionaron datos adicionales deorientación vertical para correlacionar la posiciónde la barrena con la base del yacimiento. Los datosfueron analizados en sitio y luego transmitidos a laoficina central de Hamburgo, Alemania, para suposterior procesamiento.

El ancho de banda disponible limitaba la canti-dad de mediciones transmitidas a la superficie. Lasherramientas estaban programadas para transmi-tir los registros de imágenes de densidad en tiemporeal sólo de los cuadrantes derecho e inferior. Elpeso del arreglo de fondo de pozo (BHA, por sussiglas en inglés) tiende a ubicar los sensores defondo cerca de la formación, produciendo general-mente una medición más exacta e imágenes demayor resolución. Se escoge el cuadrante derechoen vez del izquierdo porque la rotación del BHA ensentido horario tiende a presionar los sensores con-tra el costado derecho del pozo, lo cual tambiéncontribuye a obtener datos de mejor calidad. Ladistorsión de la señal, producida por la separaciónde la herramienta (standoff), es mínima en estaorientación.7

Los datos azimutales resultan crucialescuando se perforan estos yacimientos heterogé-neos. La evaluación de la formación por cua-drante posibilitó la realización de unainterpretación estratigráfica detallada. Los datosdel cuadrante derecho pueden indicar una buenacalidad del yacimiento mientras que el registrodel cuadrante inferior indica una calidad pobre(próxima página). Estas secciones requierenespecial atención cuando se diseñan los disparos(cañoneos, punzados, perforaciones).

Las operaciones de disparos orientadosrequieren el mapeo preciso de la permeabilidad.Una vez concluida la fase de perforación, elequipo de geocientíficos preparó una evaluaciónpetrofísica final en donde se establecían los nive-les de porosidad, permeabilidad y saturación deagua, y un modelo mineralógico de las areniscasprospectivas. Los datos provenientes de núcleosde pozos históricos y núcleos correspondientes alproyecto en curso proporcionaron indicadores decalidad en la evaluación. Los petrofísicos deduje-ron la permeabilidad de la formación a partir deregistros de pozos repetidos (técnica de lapsosde tiempo) y de la dinámica de infiltración a par-tir de datos LWD de perforación y lavado. La len-titud de las ondas de Stoneley, derivada de losdatos obtenidos con la herramienta de genera-

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34 m

[11

pies

]

Tope Fondo Tope

Sin rotación. No se recolectó dato alguno

> Datos de resistividad geoVISION obtenidos entiempo real, utilizados en el geoposicionamientodel pozo para determinar si la perforación proce-día en sentido ascendente o en sentido descen-dente a través del intervalo de interés. En esteejemplo, la perforación era desde el tope hacia elfondo y el pozo cortaba el intervalo de interés ensentido ascendente, tal como lo indican las sinu-soides que apuntan hacia abajo (líneas verdes).Las franjas horizontales de color claro correspon-den a los intervalos de ajustes de la trayectoriaque utilizan el motor de lodo para perforar. Enestos intervalos, el arreglo de fondo no rotaba, demanera que no se registró ningún dato azimutal.

7. Esta separación (standoff) es la distancia entre la super-ficie externa de una herramienta de adquisición deregistros y la pared del pozo. Esta distancia tiene unefecto importante sobre la respuesta de ciertas medicio-nes de registros, particularmente, los registros de densi-dad y porosidad-neutrón. Para las herramientas deresistividad, se toma en cuenta el efecto de esta separa-ción en la corrección por efecto de pozo.

8. Para obtener mayor información acerca de la permeabi-lidad lambda, consulte: Herron MM, Johnson DL ySchwartz LM: “A Robust Permeability Estimator forSiliciclastics,” artículo de la SPE 49301, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de1998.Una onda acústica de Stoneley es un tipo de onda deinterfase o superficie, de gran amplitud, generada poruna herramienta acústica en un pozo. Las ondas deStonenely pueden propagarse a lo largo de una interfasesólido-líquido, tal como a lo largo de las paredes de unpozo lleno de fluido. Constituyen la componente de bajafrecuencia de la señal generada por las fuentes acústi-cas en los pozos. El análisis de las ondas de Stoneleypuede proveer una estimación de las localizaciones defracturas y de la permeabilidad de la formación. Lasondas de Stoneley constituyen una fuente de ruidoimportante en los perfiles sísmicos verticales.

9. La relación entre el espesor neto y el total es la relaciónvolumétrica entre la arenisca productiva y la totalidadde la roca presente.

10. Para obtener mayor información acerca del empaquede grava, consulte: Ali S,Dickerson R, Bennett C,Bixenman P, Parlar M, Price-Smith C, Cooper S,Desroches J, Foxenberg B, Godwin K, McPike T, PitoniE, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: “Empaquesde grava en pozos horizontales de alta productividad,”Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 52-75.

Verano de 2003 31

ción de Imágenes Sónica Dipolar DSI operada acable, constituyó otro método de determinaciónde la permeabilidad.8

Debido al riesgo de producción de arena, lospetrofísicos decidieron utilizar la porosidad y lainformación de la mecánica de las rocas para deter-minar los intervalos de disparos y su orientación.Las imágenes de la pared del pozo y la tecnología dedisparos orientados permitieron la correcta ubica-ción de los puntos de inyección dentro de las are-niscas. La orientación estratigráfica indicaba queera posible la existencia de diferencias contunden-tes en la estabilidad de los túneles de los disparos.El equipo de especialistas en terminación de pozosorientó las pistolas (cañones) en base a la resisten-cia de la roca y a la anisotropía de los esfuerzos,teniendo cuidado de no disparar el límite de unacapa o concreción carbonatada subyacente.

Las decisiones adoptadas a lo largo del pro-yecto en términos de perforación, geoposiciona-miento y estrategia de disparos se basaron en sumayor parte en el análisis de imágenes de resis-tividad geoVISION generadas en tiempo real ydatos MWD. La generación de imágenes de resis-tividad geoVISION en tiempo real produjo avan-ces significativos en términos de eficiencia degeoposicionamiento y eficacia operativa, lo quepermitió que RWE Dea duplicara la longitud delpozo horizontal. La combinación de mapeoestructural, el control preciso de la trayectoriadel pozo y la generación de imágenes en tiemporeal permitieron el emplazamiento del pozo ini-cial con una precisión equivalente a un diámetrode pozo respecto del objetivo propuesto.

Imágenes en tiempo real en turbiditas del Mar del NorteDurante el año 2001, Shell U.K. Exploration andProduction programó y perforó un pozo horizon-tal en el complejo Gannet, en el sector británicodel Mar del Norte. El pozo GE-03 fue diseñadopara explotar el flanco sur del anticlinal falladoGannet E. El pozo tenía como objetivo las arenis-cas Orange y Pink; subdivisiones éstas de la are-nisca turbidítica Forties de edad Terciaria. Estasareniscas marinas profundas se caracterizan portener intervalos productivos que presentan unaalta relación entre los espesores neto y total, unaporosidad del 30% y una permeabilidad horizon-tal de 1 darcy.9 Los ingenieros de terminación depozos optaron por una terminación con filtros degrava para minimizar la producción de arena dela formación de areniscas poco consolidadas.10

XX20

XX40

0Tope Derecha Izquierda TopeFondo

Calib

re

30 pulgadas

Concreción en el fondo del pozoSe indica poca invasión

Concreción en el tope,derecha e izquierda del pozo

Se indica poca invasiónDiámetro de la invasiónProfundidad,

unidades

> Concreciones y homogeneidad. La imagen de resistividad profunda geoVISION (izquierda) muestrauna concreción ubicada en el tope del pozo (amarillo) que se extiende hacia la derecha e izquierda ensentido descendente. Se aprecia otra concreción (amarillo) en el fondo del pozo. El calibrador eléctrico(derecha) se visualiza como una línea de guiones roja. El diámetro computado de la invasión para el cua-drante inferior se muestra en color azul, mientras que el correspondiente al cuadrante derecho apareceen color rojo. El diámetro de la invasión se computa mediante la inversión de los datos de resistividadutilizando mediciones someras, intermedias y profundas. El cómputo indica la presencia de invasión. Lascurvas de invasión computadas se aproximan a la curva del calibrador, como es de esperar cuando sepresentan concreciones impermeables.

El logro de un drenaje óptimo y la necesidad deminimizar la irrupción prematura de agua exi-gían que los tramos del pozo horizontal se ubica-ran lo más cerca posible del tope del yacimientoForties, a la vez que atravesaran las areniscasOrange y Pink.

La resolución de los datos sísmicos era insufi-ciente para determinar en forma precisa las ubi-caciones de las fallas, el echado estructural y elcorrecto espesor de las facies. Durante la planifi-cación previa a la ejecución de los trabajos, losingenieros utilizaron modelos de yacimientosestáticos y dinámicos para definir la trayectoriaproyectada del pozo dentro de las zonas producti-vas. El modelado de la respuesta esperada de los

registros de imágenes de resistividad geoVISIONpermitió destacar los beneficios de la generaciónde imágenes de la pared del pozo en tiempo realpara el emplazamiento del pozo (arriba).11 Sobrela base de este trabajo, el equipo de geocientíficosde Shell optó por utilizar imágenes geoVISIONLWD basadas en la resistividad tanto para el aná-lisis geológico como para el ajuste de la trayecto-ria durante la perforación.

El BHA estaba compuesto por el sistema rota-tivo direccional PowerDrive para proveer el con-trol direccional y una herramienta GVR paraadquirir registros de rayos gamma y generar imá-genes de resistividad en tiempo real. Se utilizó unsensor de Presión Anular Durante la PerforaciónAPWD para controlar la densidad de circulaciónequivalente (ECD, por sus siglas en inglés). Laherramienta MWD PowerPulse proporcionaba latelemetría y la información de dirección e inclina-ción, a la vez que transmitía todos los datos defondo de pozo a la superficie a razón de 6 bps; velo-cidad de transmisión suficiente para generar imá-genes de resistividad geoVISION en tiempo real.

Un fluido de perforación base agua resultabacompatible con la terminación con empaque degrava proyectada para el tramo horizontal delpozo. El fluido conductivo base agua tambiénproveía el entorno necesario para la generaciónde imágenes geoVISION.

El pozo se perforaría hasta el yacimiento supe-rior, ubicando el comienzo del tramo horizontal,también conocido como talón del pozo, en la are-nisca Pink y perforando luego un tramo de drenajehorizontal a través de la arenisca Pink para des-pués ingresar en la arenisca Orange (próximapágina). El extremo lejano del tramo horizontal, opunta del pozo, encontraría probablemente unasecuencia de areniscas Orange con una menorrelación entre los espesores neto y total, tal comose había observado en los pozos vecinos.

El emplazamiento del pozo en la secuencia deareniscas Orange era crucial. Durante la perfora-ción del tramo horizontal a través de las capas dearenisca y lutitas, las imágenes de resistividadgeoVISION permitieron verificar la penetraciónde areniscas petrolíferas. Estas imágenes obteni-

32 Oilfield Review

11. El término escala de pozo alude a rasgos de formacio-nes resolubles más pequeños que el diámetro del pozo.

12. En la industria petrolera, el análisis bioestratigráfico amenudo denota la utilización de microfósiles terrestres(polen y esporas) y marinos (diatomeas, foraminíferos,nanofósiles) para determinar la edad y el ambientesedimentario absoluto o relativo de una formación, rocamadre o yacimiento de interés.

Relación entre espesor neto y total decrecienteSobre la base de pozos de exploración y de evaluación verticales

Perforación en el sentido del echado y cruce de una falla

Una vez asentado en el yacimiento superior, establecer el echado estructural y ubicar las fallas. Utilizar esta información para optimizar la trayectoria del pozo a fin de penetrar la lutita Pink.

Trayectoriaproyectadadel pozo

1.

Confirmar que el pozo se ha asentado por debajo de la lutita Pink y que corta nuevamente en sentidoascendente a través del intervalo de interés para volver a atravesar la lutita Pink. Controlar que la falla no haya comprometido la posición del pozo.

2.

Ubicar el extremo del pozoen la formación correcta.

Demasiado lentoPosición y rechazode falla inciertos

Baja relación entre espesor neto y total

Tope delyacimiento

Forties

Arenisca Orange

Lutita Pink

Arenisca Pink

Corte en sentidoascendente a travésdel intervalo de interés,a la velocidad requerida

Demasiado rápido

3.

> Modelado de la trayectoria del pozo GE-03 de Shell, efectuado antes de la perforación. Los puntosde referencia 1 a 3 fueron utilizados para controlar el avance de la perforación tomando en cuenta lageología esperada y la respuesta anticipada de la imagen de resistividad geoVISION a lo largo de latrayectoria del pozo. La variación en la amplitud sinusoidal de la imagen indica el ángulo relativoentre la herramienta y el plano de estratificación.

Verano de 2003 33

das en tiempo real resultaron de utilidad para lavigilancia rutinaria y el ajuste de la trayectoriadel pozo. Un incremento angular demasiado lentopodría llevar a perforar a lo largo de un solo hori-zonte de arenisca o de lutita. La perforacióndemasiado rápida en sentido ascendente a travésdel intervalo de interés podría llevar a penetrarla débil lutita sobreyaciente, con la consiguientepérdida de longitud productiva del pozo y supotencial colapso, hechos que comprometerían lainstalación de los componentes de terminación(véase “Identificación de fracturas y de mecanis-mos de fallas en la pared del pozo,” próximapágina).

Durante la perforación del intervalo de inte-rés, un enlace de comunicación satelital transmi-tía continuamente las imágenes geoVISION y losdatos asociados con las mismas en formato DLIS(Digital Log Interchange Standard) desde elequipo de perforación a un grupo de geocientífi-cos situado en Aberdeen, Escocia. Después deprocesar los datos en una estación de trabajoUNIX utilizando el producto de generación deimágenes de la pared del pozo BorView del sis-tema GeoFrame con el objetivo de mejorar la cali-dad de la imagen, los técnicos situados en tierrainterpretaron las imágenes en tiempo real. Losechados picados a mano, basados en rasgos de

formación visibles en las imágenes, permitieronactualizar el modelo geológico a una escala másfina que la que podría lograrse a partir de losdatos sísmicos.

Los datos de las imágenes geoVISION proveye-ron la orientación y ubicación de las fallas deter-minando al mismo tiempo la trayectoria del pozorespecto del echado de formación proyectado. Lasinterpretaciones fueron convalidadas mediante lacomparación con análisis bioestratigráficos ydatos de recortes provenientes del equipo de per-foración.12

Profundidadvertical total,pies

5880

5710

Echadosverdaderos

Resistividad

Imagen deresistividadgeoVISIONadquiridaen tiemporeal

Profundidad medida, pies

Rayos gamma

Arenisca Orange

Lutita Pink

Arenisca Pink

Falla??

Incertidumbre respectodel rechazo de la falla

Perforación en sentidodescendente a través del intervalo de interés justo

antes de la falla en lazona de arrastrePerforación en sentidoascendente a través delintervalo de interés

Incertidumbre respectodel rechazo de la falla

Perforación paralela a las capaso en sentido levemente ascendente

a través del intervalo de interés; echado aparente equivalente a 2° Tope de la Arenisca Orange

Fallas nítidasen las imágenes

Falla definida por las mediciones adquiridas con la herramienta GVR

8100

8150

8200

8250

8300

8350

8400

8450

8500

8550

8500

8550

8700

8800

8850

8900

8950

9000

9050

9100

9150

9200

9250

9300

9350

9400

9450

9500

9550

9600

9650

9700

9750

9800

9850

9900

9950

10,0

0010

.050

10,1

00

10,2

0010

,150

8750

> Interpretación de la sección transversal a partir de los datos de imágenes adquiridos durante la perforación en el pozo GE-03 de Shell (arriba). Los regis-tros de rayos gamma y las imágenes de resistividad geoVISION, junto con los datos de resistividad y los echados verdaderos picados a partir de imágenesgeneradas en tiempo real se muestran en escala comprimida debajo de la interpretación. La medición con la herramienta GVR permitió definir una fallaadicional (banda vertical gris) a 2812 m [9225 pies]. Para ello fue necesario modificar la trayectoria del pozo a fin de permanecer dentro de la areniscaprospectiva.

34 Oilfield Review

La identificación de mecanismos de falla y deproblemas de inestabilidad del pozo, y la com-prensión de cómo y porqué ocurren, son esen-ciales para el éxito de las operaciones deperforación. El manejo adecuado de la estabi-lidad del pozo minimiza el tiempo no produc-tivo y es fundamental para la optimización dela perforación. Cuando los esfuerzos que segeneran en torno al pozo son superiores a laresistencia de la formación, se producendeformaciones por esfuerzos de corte o detensión irreversibles en la zona vecina a lapared del pozo.

Las imágenes de la pared del pozo generadascon herramientas LWD de resistividad o dedensidad-neutrón azimutal pueden utilizarsepara la identificación de fallas y el diagnósticode fracturas. Es posible determinar tanto ladirección de las fracturas como el modo defalla, permitiendo así un diagnóstico y trata-miento más precisos.

Diversos son los factores que producen ocontribuyen a producir fallas en la pared delpozo. Las fallas por esfuerzos de tensión pro-ducidas como consecuencia de una excesivadensidad de circulación equivalente (ECD,por su siglas en inglés) son muy comunes.1

El excesivo peso del lodo, la acumulación derecortes en el espacio anular y las velocidadesde bajada de las tuberías de revestimiento ode la columna de perforación en el pozo pue-den producir una alta ECD. A menudo, la ver-dadera causa de las fallas queda indefinida(derecha).

El estado de los esfuerzos alrededor delpozo incide en la eficiencia de la perforacióny en la estabilidad del pozo. La mayoría de lasfuerzas geológicas que actúan sobre el pozoson fuerzas compresivas y producen fallas poresfuerzos de corte. Otras fuerzas estructura-les actúan separando los granos de roca, loque produce fallas por esfuerzos de tensión.Los mecanismos de corte y de tensión puedenactuar independientemente, como de hechoocurre con mucha frecuencia. El peso del

Identificación de fracturas y de mecanismos de falla en la pared del pozo

XX25

XX50

PES_BS

PPM_PAB

AAI PES_BM PES_BD

GR_PAB

Iniciación de la fractura

XX25

XX50

Fractura desarrollada

Somera IntermediaUnidades deprofundidad Profunda

Datos de resistividad geoVISION obtenidos en tiempo real

Datos obtenidos durante la rectificación del pozo

> Identificación de fracturas con imágenes. En este ejemplo, se puede apreciar el desarrollo defracturas inducidas por la perforación entre XX25 y XX50 en un intervalo de lutita calcárea. Lasflechas en la imagen de resistividad geoVISION obtenida en tiempo real muestran el comienzo deuna secuencia de fracturas aisladas en el lado bajo del pozo (arriba). Pocas horas después, losdatos de resistividad geoVISION obtenidos durante la rectificación del pozo indicaron el desarro-llo de una sola fractura larga cuyo ancho aumenta a través del mismo intervalo de profundidad(abajo). De izquierda a derecha, las curvas muestran mediciones de resistividad somera, interme-dia y profunda.

lodo y la química del fluido de perforaciónsuelen utilizarse para minimizar los efectosnegativos de los esfuerzos no restringidosque actúan sobre el pozo.2

Los mecanismos de falla presentan rasgosespecíficos asociados con fracturas en lasimágenes de la pared del pozo (arriba).Cada modo de falla tiene un régimen de pre-sión único de alto o bajo peso del lodo o dela ECD. La tecnología de generación de imá-genes geoVISION, en combinación con lasmediciones APWD, permite la identificaciónen tiempo real de los mecanismos de fallapotenciales y provee advertencias tempranasde problemas de inestabilidad de pozo. Losperforadores pueden adoptar medidas

correctivas para el manejo de la inestabilidaddel pozo en base al diagnóstico de mecanismosde fallas.

La aplicación de modelos geomecánicos queincorporan datos de imágenes y de presión pro-duce un impacto directo e inmediato sobre laoptimización de la perforación y sobre el diseñode terminación del pozo. Los resultados de estosmodelos ayudan a generar recomendacionesacerca de la implementación de estrategias deremediación que quizás no hayan sido conside-radas. La capacidad de distinguir entre rasgosnaturales y propiedades de la formación y trans-formaciones artificiales inducidas por la perfo-ración, permite mejorar tanto la interpretaciónpetrofísica como la interpretación geológica. La

1. Bargach et al, referencia 1, texto principal.2. Bloys B, Davis N, Smolen B, Bailey L, Houwen O,

Reid P, Sherwood J, Fraser L y Hodder M:“Designing and Managing Drilling Fluid,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 33–43.

Falla por esfuerzode corteBajo peso del lodo

Falla por esfuerzode tensiónAlto peso del lodo

sH

sh

Dirección del esfuerzo

> Falla por esfuerzo de corte versus falla por esfuerzo de tensión. Este ejemplo muestra la exis-tencia de ovalizaciones y fracturas inducidas por la perforación en el mismo intervalo, lo queindica que el peso del lodo es a la vez demasiado alto (falla por esfuerzo de tensión) y dema-siado bajo (falla por esfuerzo de corte). Si bien tal afirmación parece contradictoria, ambosmecanismos de fallas pueden ser el resultado de una ventana de peso del lodo angosta cau-sada por el gran desequilibrio entre los esfuerzos horizontales del campo lejano. Con un pesode lodo demasiado bajo, pueden ingresar fluidos de formación al pozo o producirse fallas en elmismo; si el peso es excesivo, se puede fracturar el pozo produciéndose pérdida de circulación.

Verano de 2003 35

identificación de fracturas naturales, fuentede potencial entrada o pérdida de fluido,puede ser importante para el manejo delriesgo de la perforación y de los peligros quecomprometen la seguridad.

Las herramientas de datos de perforación y degeneración de imágenes en tiempo real aportaronvaliosa información estructural (izquierda). Lasimágenes de resistividad geoVISION y otros datosanalizados durante la fase de incremento angularindicaron topes de formaciones levemente másprofundos que los proyectados, pero con el echadoestructural esperado. Aunque más frecuente quelo previsto, las fallas presentes en el tramo hori-zontal resultaron claramente visibles en las imáge-nes de resistividad geoVISION. Asumiendo unmovimiento extensional de las fallas, a menudoatribuido al esfuerzo de tensión, se pudo determi-nar la dirección del echado e inferir un sentido dedesplazamiento. La interpretación de las imágenesindicó que debido a la falla sólo se había encon-trado una sección mínima de la arenisca Pink.

Las curvas estándar de los registros de resisti-vidad y de rayos gamma por sí solas no habríanidentificado claramente la ubicación u orientaciónde las fallas. A pesar de ciertas desviaciones res-pecto de la predicción geológica, las seccionestransversales en escala subsísmica generadas entiempo real a partir de los datos geoVISION, per-mitieron definir la localización del pozo.13 Con laconvicción de que el pozo estaba correctamenteposicionado, el equipo de geocientíficos permitióque procediera la perforación.

36 Oilfield Review

13. Las dimensiones de los rasgos geológicos subsísmicosestán por debajo de los niveles de resolución de la sís-mica; por lo tanto, no pueden visualizarse claramenteen las secciones sísmicas.

Estructura de lafalla atravesada

Perforación en sentidodescendente a través delintervalo de interés

Datos almacenados en memoria

Imágenes generadas a partir del sensor profundo

Tiempo real

Rayos gammaAPI API0 150

Rayos gamma0 150

Perforación en sentidoascendente a través delintervalo de interés

Perforación en sentidodescendente a través del intervalo de interés

Perforación en sentido ascendente a través del intervalo de interés

Velocidad de penetración, 50 a 100 pies/h

Estructura de lafalla atravesada

Perforación en sentidoparalelo a las capas

Lente abombada (cambio deorientación: de perforacióndescendente a perforaciónascendente)

Lente abombada (cambio deorientación: de perforacióndescendente a perforación ascendente)

100

pies

< Resumen de datos de resistividad geoVISIONdel pozo GE-03 de Shell. Se muestran los datosde las imágenes de resistividad y de registrosde rayos gamma geoVISION adquiridos entiempo real (Carriles 1 y 2) junto con los datosde imágenes y de registros de rayos gammadescargados de la memoria de la herramientaGVR, una vez que el BHA regresara a la superfi-cie (Carriles 3 y 4). Los registros de imágenesadquiridos en tiempo real durante la perfora-ción muestran claramente cómo el pozo cortalos planos de estratificación en sentido ascen-dente y descendente y perfora en sentido para-lelo a las capas. Durante la perforación, se utili-zaron estos datos para obtener el echadoverdadero de la formación y la orientación delas fallas, al mismo tiempo que se construyóuna sección geológica subsísmica.

Verano de 2003 37

El perforador ubicó el tramo horizontal den-tro del yacimiento a una profundidad vertical ver-dadera (TVD, por sus siglas en inglés) de entre1740 y 1792 m [5710 y 5880 pies], correspon-diente a 2484 y 3124 m [8150 y 10,250 pies] MD,habiéndose alcanzado todos los objetivos. A laprofundidad final (TD, por sus siglas en inglés),las herramientas adnVISION y el calibradorultrasónico permitieron determinar la porosidady el diámetro del pozo antes de proceder a lasoperaciones de empaque de grava.

La mayor agilidad en la toma de decisionesgeológicas produjo diversos beneficios clave entérminos de eficiencia de perforación:• Minimización del tiempo de circulación no pro-

ductivo para el análisis geológico de la posicióndel pozo.

• Mitigación del riesgo de “perderse” en el sen-tido geológico, evitando la desviación forzadade la trayectoria del pozo.

• Confirmación del emplazamiento óptimo delpozo en tiempo real, de manera de no compro-meter las fases de planificación y de termina-ción del pozo.

El pozo logró atravesar con éxito el máximohorizonte productivo buscado. Las imágenes deresistividad geoVISION y los datos asociados conlas mismas proporcionaron nueva informaciónestructural para su inclusión en el modelo geoló-gico. Durante la terminación del pozo, surgieronproblemas que exigieron la reiteración de la per-foración del pozo GE-03. Las secciones geológicasgeneradas a partir de los datos de imágenes deresistividad geoVISION ayudaron a Shell a empla-zar con seguridad el nuevo pozo. La generaciónde imágenes de resistividad geoVISION y otrosdatos permitieron que Shell conociera mejor elcampo Gannet E y su potencial de recuperaciónde hidrocarburos.

Perforación direccional en un yacimiento volcánicoLa sedimentación de material volcánico generafacies de formación irregulares con planos deestratificación ausentes o indefinibles. En conse-cuencia, los métodos de interpretación difierenconsiderablemente según se trate de un yaci-miento de areniscas, carbonatado o volcánico.Esto, sumado a la presencia de tendencias defallas impredecibles, hace que la perforacióndireccional a través de rocas volcánicas sea unverdadero reto.

En el verano de 2002, JAPEX (JapanPetroleum Exploration Co., Ltd.) perforó el pozodireccional SK-16DH en el campo Yurihara, unárea volcánica del norte de la provincia deHonshu, en tierra firme de Japón. Varios meses

antes de iniciarse la perforación, JAPEX ySchlumberger trabajaron en forma conjunta en eldiseño de un programa de pozo destinado a mejo-rar y optimizar el desempeño de la perforación yel emplazamiento del pozo. El operador habíaprevisto que sería difícil mantener el contactocon el yacimiento durante la perforación a travésde rocas volcánicas no sedimentarias.

El proyecto de desarrollo del campo Yuriharafue concebido en 1999. Los estudios de produc-ción y agotamiento indicaron que el correctodiseño y emplazamiento de múltiples pozos hori-zontales triplicaría el volumen de producción quese obtenía en ese momento. Los ingenieros deJAPEX y de Schlumberger llegaron a la conclu-sión de que los datos obtenidos con la herra-mienta FMI operada a cable permitiríanestablecer los marcadores objetivo a partir de unpozo piloto propuesto, aunque sería necesariauna solución de generación de imágenes entiempo real para el control de la trayectoria delpozo en el tramo horizontal.

JAPEX realizó estudios que establecieronmétodos patentados para la evaluación de imáge-nes FMI en roca volcánica. Las semejanzas entrelas técnicas de medición FMI y GVR implican quepodrían utilizarse procedimientos similares parala interpretación de imágenes producidas entiempo real.

La perforación de un pozo piloto de 121⁄2 pul-gadas con una inclinación de 45° comenzó el 23de junio de 2002. El plan de perforación requeríaque se corriera una herramienta FMI a la profun-didad final para establecer el punto de comienzode la desviación, la trayectoria inicial y los mar-cadores de resistividad. Las irregularidades de lapared del pozo impedían que la herramienta FMIalcanzara la profundidad final. La sección infe-rior del pozo piloto se registró con una herra-mienta GVR. El equipo de petrofísicos picó losechados manualmente a partir de los datos deresistividad FMI y geoVISION procesados.

Utilizando los marcadores derivados de losregistros de resistividad y de rayos gamma comoguía, el 18 de julio de 2002 se inició la perfora-ción del tramo horizontal. El equipo de geocien-tíficos estableció el punto de comienzo de ladesviación a 2000 m [6562 pies] MD (arriba). Enel yacimiento, los perforadores ajustaron ladirección e inclinación del pozo utilizando imá-genes de resistividad geoVISION obtenidas entiempo real. Los datos fueron transmitidos aJAPEX en Tokio, Japón, para su posterior evalua-ción. La perforación de roca volcánica relativa-mente carente de rasgos no permite el cómputodel echado de la formación con algún grado de

Profundidad final = 2800 m

0

Prof.,m

-100-200-300-400-500-600-700

-800-900

-1000-1100

-1200-1300-1400-1500-1600-1700-1800-1900

-2000-2100-2200-2300

SK-16DH Pozo exploratorio

Roca sello: fangolitaZona no productiva: hialoclastita (swirr alta)Zona productiva: lava almohadillaZona no productiva: lava masiva (flujo laminar)Zona no productiva: roca de filón y roca alterada

> Sección estructural posterior a la perforación del pozo SK-16DH de JAPEX. Un pozo exploratorioanterior (derecha) no logró alcanzar la lava almohadilla productiva. Durante la perforación del pozoSK-16DH, se encontró la lava almohadilla productiva en el punto de inicio de la desviación del pozo yluego se perdió cuando se perforaba en sentido casi horizontal. Al reducir el ángulo, se alcanzó unasegunda capa de lava almohadilla justo debajo de una delgada roca sello de fangolita. Los registrosde imágenes de resistividad geoVISION obtenidos en tiempo real proveyeron la información necesariapara mantener la trayectoria del pozo dentro del intervalo de interés.

certeza. A pesar de la falta de estas estimaciones,las imágenes obtenidas en tiempo real de la rocaproductiva—una lava tipo almohadilla—ayuda-ron al equipo de trabajo asignado a la localiza-ción del pozo a mantener la trayectoria delmismo dentro de los límites del yacimiento(arriba). La perforación continuó durante 25días, utilizando las imágenes como guía. La tra-yectoria del pozo se mantuvo dentro del objetivoa una inclinación promedio de 87° hasta 3100 m[10,171 pies] MD.

El éxito del proyecto de perforación del pozoSK-16DH demostró la precisión del geoposiciona-miento utilizando las imágenes de resistividadgeneradas en tiempo real, incluso en roca volcá-nica. Se minimizaron los riesgos de la perforacióny al mismo tiempo se pudo emplazar correcta-mente el pozo. Durante el año 2003, la generaciónde imágenes de resistividad geoVISION en tiemporeal y el geoposicionamiento ayudarán a empla-

zar otros pozos horizontales en el campoYurihara. Gracias a este proyecto de perforación,para principios de 2004 se triplicará la capacidadde tratamiento de hidrocarburos.

Generación de imágenes en entornos no acuososLas tecnologías de generación de imágenes deresistividad de la pared del pozo, tales como lasutilizadas en la herramienta GVR, requieren flui-dos de pozo conductivos; en general, la utiliza-ción de estas herramientas no es factible cuandose perfora con lodos base aceite o sintéticos. Porel contrario, las herramientas de densidad fun-cionan independientemente del tipo de fluido deperforación utilizado. Esto permite utilizar ladensidad para generar imágenes de la pared delpozo en tiempo real, incluso en entornos no con-ductivos.

El proyecto de desarrollo adnVISION se basóen el despliegue exitoso de las herramientas degeneración de imágenes de resistividadgeoVISION. Para la adaptación de la telemetríaGVR a la herramienta de densidad adnVISION,sólo fue necesaria una pequeña modificación delos algoritmos de codificación. La herramientaGVR utiliza 56 puntos de medición azimutales, oceldas (bins), mientras que la herramientaadnVISION emplea sólo 16. La reducción de 56 a16 celdas de datos disminuye la fidelidad de laimagen, aunque se preserva suficiente calidadpara el geoposicionamiento del pozo y el análisisestructural.

La actual configuración de los procesadores yde los programas de computación permite trans-mitir solamente un tipo de imagen en tiempo realpor vez, ya sea imágenes de densidad o de resisti-vidad. Una señal DownLink transmitida a la herra-mienta permite conmutar entre adquisición dedatos de imágenes de resistividad y datos de imá-genes de densidad durante la perforación.

ConocoPhillips Petroleum Company, queopera en el sector noruego del Mar del Norte,aplicó la tecnología de generación de imágenes dedensidad adnVISION en su plataforma Ekofisk.Mediante la utilización de imágenes de densidadobtenidas en tiempo real, el equipo de ingenieríalogró emplazar correctamente un pozo perforadocon fluido de perforación sintético—no conduc-tivo—a través de un horizonte productivo.

Basado principalmente en datos de las imá-genes de densidad adnVISION, el equipo de geo-científicos ajustó la trayectoria del pozopermitiendo al perforador seguir el plano deestratificación de la zona productiva. A 4114 m[13,500 pies], las imágenes de densidad adquiri-das en tiempo real indicaban que los planos deestratificación tenían un echado mayor de loesperado. Las interpretaciones sísmicas anterio-res a la perforación del pozo anticipaban unechado del plano de estratificación de 5.6°, mien-tras que los cómputos en tiempo real indicaban6.2°. A 4236 m [13,900 pies] se atravesó el límitedel yacimiento. Habiéndose observado un cambiode trayectoria de sentido descendente a sentidoascendente (respecto de la estructura) en laimagen de densidad obtenida en tiempo real, elequipo de geoposicionamiento ordenó al perfora-dor a reducir el ángulo, haciendo que el agujerovolviera a proceder en sentido descendente res-pecto de la estructura y se mantuviera dentro delobjetivo (próxima página). Como resultado

38 Oilfield Review

2 m

[7 p

ies]

6 m

[20

pies

]

Datos FMIDatos de resistividad

geoVISION

> Carácter inusual de una imagen de lava almohadilla. La imagen de laizquierda se generó con los datos FMI del pozo piloto, mientras que la imagende la derecha se compiló a partir de los datos de resistividad geoVISION de lasección de re-entrada (obsérvense las diferentes escalas). En estos extractosdel pozo SK-16DH de JAPEX, la ausencia de planos de estratificación y decarácter estructural es típica de la lava almohadilla, también conocida comolava elipsoidal. Cuando los basaltos sumergidos hacen erupción, la congela-ción de la lava extrusiva genera montículos elongados que se forman por lafiltración y el enfriamiento reiterados de la roca fundida. Se crea así una cos-tra flexible en torno al material recientemente extruido, lo que genera laestructura tipo almohadilla. La presión aumenta hasta que la corteza serompe y el nuevo basalto es expulsado como si se tratara de pasta dentífrica,formando otra almohadilla. La secuencia continúa, generando potencial-mente una espesa capa de material volcánico.

Verano de 2003 39

directo de la generación de imágenes en tiemporeal, el pozo permaneció en el objetivo y atravesó122 m [400 pies] más de zona productiva.

La generación de imágenes de densidad entiempo real permitió al operador reconocer y com-pensar rápidamente la variación no anticipada delechado estructural, lo que podría haber generadouna situación de pérdida en el pozo, con la poten-cial necesidad de perforar un pozo de re-entrada.La aplicación del sistema adnVISION en ambien-tes no conductivos constituye un avance significa-tivo en la tecnología de generación de imágenes entiempo real.

Visión futuraLa industria del petróleo y el gas realiza denoda-dos esfuerzos por reducir los costos de construc-ción de pozos y aumentar al mismo tiempo laproducción. Como respuesta a ello, los operadoresestán perforando menos pozos, pero que presen-tan mayores desafíos, son de gran productividad,con objetivos múltiples, y donde los ambientes cir-cundantes son cada vez más demandantes.

Los operadores y las compañías de servicioscontinúan enfocándose en la obtención, el tras-lado y el análisis de datos para los procesos detoma de decisiones a ritmos cada vez más veloces.

Es probable que el énfasis permanente puesto enla entrega y el procesamiento de información deyacimientos y de datos de perforación en tiemporeal se traduzca en avances significativos en tér-minos de instrumental de fondo de pozo, así comode sistemas de telemetría y de análisis de datos.

Las tecnologías de adquisición de datos y degeneración de imágenes en tiempo real, en con-junto con los sistemas avanzados de comunicacio-nes a través de satélites y redes, marcarán elcamino hacia una productividad mejorada, conmenos riesgos de fondo de pozo y mayor retornode la inversión. — DW

API

Rayo

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200

Unid

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d60

0

Rojo = densidad descendente Verde = densidad ascendente Azul = porosidad

Falla probable

Atravesado fuera dela estructura/en el sentido del echado

Perforación en elsentido del echado

Perforación en elsentido del echado

Perforación en el sentidocontrario al echado

Capaatravesada

A

1 2

B CLente abombada que indica el cambio

de orientación en la perforación

Proyección sísmica del echado estructural (SD)

Echado computado en tiempo real (RTD)13

,100

13,2

00

13,3

00

13,4

00

13,5

00

13,6

00

13,7

00

13,8

00

13,9

00

14,0

00

14,1

00

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> Ajuste de la trayectoria de un pozo de ConocoPhillips efectuada en tiempo real. El análisis sísmicoanterior a la perforación del pozo indicó un echado estructural (SD, por sus siglas en inglés) estimadoen 5.6°, representado en la gráfica por la curva de guiones roja. La Sección A, de 4026 a 4118 m [13,210a 13,510 pies], fue perforada según lo planificado y las imágenes de densidad muestran una tendenciadel pozo en el sentido del echado. La lente abombada 1, una transformación artificial de la imagen,característica de cambios de orientación de la perforación al comienzo de la Sección B, 4118 a 4225 m[13,510 a 13,860 pies], indica un cambio en la trayectoria relativa de sentido descendente a sentidoascendente respecto de la estructura. Durante la perforación de la Sección B, los echados computa-dos mostraron que el ángulo de inclinación de las capas era mayor que el previsto por los datos sísmi-cos. Al final de la Sección B, un cambio de resistividad importante indicó la proximidad del pozo a unlímite del yacimiento. Las imágenes de densidad obtenidas en tiempo real proporcionaron al equipo degeoposicionamiento la información necesaria para disponer el cambio de trayectoria correcto, con loque la barrena quedó orientada en sentido levemente descendente respecto de la estructura (SecciónC), tal como lo demuestra la lente abombada 2 a 4240 m [13,910 m]. La perforación continuó hasta unaprofundidad medida de 4359 m [14,300 pies], donde se encontró una falla (óvalo rojo, carriles superio-res) no visible en los datos sísmicos.