Oilfield Review January 2016 - Spanish Version

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Evaluación temprana de la movilidad de los petróleos pesados Steve Grayson Consultor petrofísico Camarillo, California, EUA James Hemingway Sugar Land, Texas, EUA El análisis de registros de los yacimientos de petróleo pesado puede verse obstaculizado por las dificultades que implica diferenciar el petróleo pesado del agua dulce. Una evaluación temprana efectuada en la localización del pozo, que incorpora mediciones de dispersión dieléctrica multifrecuencia, está ayudando a los operadores a superar este desafío. Un vasto volumen de reservas de petróleo pesado ha sido descubierto en más de 30 países de todo el mundo. Estos recursos, estimados en 890 000 millones de m3 [5,6 trillones de bbl] de petróleo pesado y bitumen, conforman una porción dominante del inventario mundial de petróleo.1 Si bien su producción plantea desafíos, los petróleos pesados cobrarán cada vez más importancia con la declinación inevitable de las reservas de petróleo más liviano. La mayoría de los depósitos de petróleo pesado se originaron como petróleos livianos a intermedios generados en las profundidades. Estos petróleos migraron en sentido ascendente y quedaron entrampados en las formaciones más someras, en las que con posterioridad se degradaron, principalmente a través de la acción microbiana. Gran parte de esta degradación se produce cerca del contacto agua-petróleo; las bacterias viven en la región acuosa pero no se desarrollan en el petróleo.2 Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 28, no. 1 (Enero de 2016). Copyright © 2016 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Martin Isaacs, Houston, Texas. Dielectric Scanner y EPT son marcas de Schlumberger. 1. Head IM, Gray ND y Larter SR: “Life in the Slow Lane; Biogeochemistry of Biodegraded Petroleum Containing Reservoirs and Implications for Energy Recovery and Carbon Management,” Frontiers in Microbiology (11 de noviembre de 2014), http://journal.frontiersin.org/ article/10.3389/fmicb.2014.00566/full (Se accedió el 15 de noviembre de 2015). 2. Connan J: “Biodegradation of Crude Oils in Reservoirs,” en Brooks J y Welte D (eds): Advances in Petroleum Geochemistry, vol 1. Londres: Academic Press (1984): 299–335.. 4 Estas bacterias metabolizan los hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos para formar moléculas más pesadas. Además, pueden intervenir procesos químicos o físicos. Estos procesos separan los hidrocarburos de menor peso molecular a través de la migración preferencial de los componentes más livianos, la desvolatilización y la evaporación por debajo de sellos con fugas, y el lavado que producen las aguas de formación. Cuando se remueven las fracciones más livianas, sólo se conservan los compuestos de hidrocarburos complejos y se forma petróleo pesado. Según las distintas definiciones, el petróleo pesado es el petróleo cuya viscosidad sin gas oscila entre 100 cP y 10 000 cP [100 mPa.s y 10 000 mPa.s] a temperatura de yacimiento o el petróleo que es levemente menos denso que el agua cuya densidad varía entre 10 y 22,3 ºAPI. Los petróleos pesados se caracterizan por sus moléculas de hidrocarburos largas y complejas y por su bajo contenido de hidrógeno; a menudo, poseen un alto contenido de carbono, nitrógeno, azufre o metales pesados. Las moléculas de hidrocarburos largas imparten una gran fricción interna que genera un incremento de la viscosidad. Debido a su resistencia al flujo, el petróleo pesado requiere métodos especiales para su extracción. Estos métodos incluyen la inundación con agua y la inyección de vapor para movilizar el petróleo o los tratamientos químicos que modifican la mojabilidad y reducen la viscosidad y la tensión interfacial. Una evaluación de la roca yacimiento y de los fluidos que la misma contiene es esencial para el desarrollo de una estrategia de recuperación óptima. Estas evaluaciones normalmente se inician a partir de un conjunto de registros, que son utilizados por el operador en primer lugar para identificar las formaciones petrolíferas y luego para determinar qué intervalos son producibles. El procedimiento convencional de evaluación de formaciones se basa en el cómputo de la saturación de agua a partir de los registros de resistividad y porosidad. La presencia de hidrocarburos es indicada generalmente por las mediciones de alta resistividad en las zonas porosas. Mediante la medición de la porosidad de la roca y la determinación del porcentaje de volumen poroso saturado con agua, los geocientíficos pueden inferir el porcentaje de espacio poroso restante que se encuentra saturado con hidrocarburos. No obstante, esta técnica es ineficaz para la determinación de la saturación de hidrocarburos en los yacimientos que contienen aguas de formación de salinidad baja o desconocida; los yacimientos de petróleo pesado, que se encuentran generalmente a profundidades someras, tienden a contener una cantidad relativa de agua dulce. El agua dulce, al igual que el petróleo, es un mal conductor de la electricidad. Las herramientas de resistividad convencionales exhiben alta resistividad a través de las zonas de petróleo y a través de las zonas de agua de baja salinidad, lo que hace que los intervalos petrolíferos resulten indistinguibles de los que contienen agua dulce. La evaluación de los yacimientos de petróleo pesado puede complicarse aún más debido a la dificultad para distinguir el petróleo producible del petróleo que no es móvil. Los conjuntos convencio- Oilfield Review nales de herramientas de adquisición de registros de resistividad y porosidad no miden la movilidad del petróleo pesado alojado en una formación. Este artículo describe cómo algunos operadores de California, EUA, utilizan las mediciones obtenidas con la herramienta Dielectric Scanner en una evaluación temprana efectuada en la localización del pozo para identificar los intervalos que contienen petróleo pesado móvil. R A3 Sensores de revoque de filtración R A1 Patín articulado R A2 TA TB R B1 R B2 R B3 R B4 Volumen 28, no.1 Brazo calibrador R A4 Un enfoque diferente Los yacimientos de petróleo pesado a menudo requieren que los operadores vayan más allá de los conjuntos convencionales de herramientas de adquisición de registros para determinar las saturaciones y la movilidad del petróleo. La permitividad dieléctrica, es decir la capacidad de un campo electromagnético para atravesar una formación, ha sido medida con diversos dispositivos de adquisición de registros desde la década de 1970. Una medición dieléctrica permite distinguir entre el petróleo y el agua de salinidad baja o indeterminada, utilizando las propiedades dieléctricas contrastantes del petróleo y el agua. Las herramientas dieléctricas poseen una profundidad de investigación somera y, por ende, analizan la zona lavada que rodea un pozo: aquella parte de la formación invadida por los filtrados de fluidos de perforación, que desplazaron parcial o totalmente los fluidos de formación originales. Dado que los fluidos móviles han sido barridos, la medición dieléctrica evalúa el filtrado, además de cualquier fluido residual que no haya sido desplazado por el filtrado invasor. En los intervalos de pozo que experimentan muy poca invasión, las saturaciones de petróleo de la zona lavada y de las zonas no invadidas más profundas son casi iguales, lo que hace que las mediciones dieléctricas someras resulten útiles para inferir los valores de saturación de la zona no contaminada de los yacimientos de petróleo pesado. El servicio de dispersión dieléctrica multifrecuencia Dielectric Scanner utiliza las múltiples frecuencias, las polarizaciones y los espaciamientos entre transmisores y receptores para adquirir mediciones de conductividad y permitividad dieléctricas en cuatro profundidades de investigación diferentes. Esta tecnología de adquisición de registros no es nueva, sino que ha sido ampliamente utilizada desde su introducción en el año 2010 como una mejora con respecto a la herramienta de propagación electromagnética EPT. No obstante, el desarrollo de un análisis versátil rápido utiliza las ventajas de las múltiples profundidades de investigación para ayudar a los operadores a evaluar los yacimientos de petróleo pesado. Sensores y mediciones La tecnología de mediciones dieléctricas ha evolucionado considerablemente desde la introducción de la herramienta de propagación electromagnética EPT, que posee sólo una profundidad de investigación y una sola frecuencia. La herramienta Dielectric Scanner obtiene nueve mediciones independientes auto-calibradas y compensadas por los efectos del pozo. Estas mediciones incluyen la atenuación y el corrimiento de fase. A diferencia de ciertas herramientas dieléctricas, la herramienta Dielectric Scanner puede ser corrida tanto en sistemas de lodo a base de agua como en sistemas de lodo a base de aceite. Esta herramienta utiliza un patín articulado que se mueve libremente en tres dimensiones, lo que mejora el contacto con el pozo para las mediciones en pozos rugosos (Figura 1). Dos transmisores electromagnéticos colocados en el centro del patín se encuentran rodeados por dos arreglos de cuatro receptores que conforman una configuración simétrica. Cada transmisor y cada receptor constan de antenas ortogonales de dipolos cruzados. Los transmisores transmiten a lo largo de dos orientaciones axiales que oscilan entre 20 MHz y 1 GHz; las frecuencias más bajas se propagan a mayor profundidad en la formación. Los arreglos de receptores se valen de cuatro espaciamientos entre transmisores y receptores (T-R) para registrar las mediciones de permitividad dieléctrica. En algunos casos, se puede alcanzar una resolución vertical de 2,5 cm [1,0 pulgadas] para evaluar laminaciones de formaciones de escaso espesor. A través del análisis rápido de los datos derivados de los registros en la localización del pozo, los operadores obtienen la información necesaria para determinar si terminar un intervalo, desaprobarlo o proceder a una investigación más detallada utilizando la extracción de núcleos o testigos laterales (muestras de pared) u otras técnicas. En ciertos casos, este análisis rápido ha permitido identificar el lugar de donde extraer los núcleos laterales que posteriormente confirmaron la presencia de petróleo producible. Figura 1. Herramienta Dielectric Scanner. Esta herramienta utiliza un brazo calibrador para empujar el patín articulado contra la formación. La curvatura del patín también ayuda a mejorar el contacto con la pared del pozo. Los transmisores (TA y TB) y los conjuntos de antena (RA1 a RA4 y RB1 a RB4) son dipolos cruzados yuxtapuestos y pueden operar simultáneamente en modos de polarización transversal (flecha roja) y longitudinal (flecha azul). Dos sensores de cable coaxial de extremos abiertos miden las propiedades del revoque de filtración y proveen el control de calidad. A fin de obtener datos de entrada para el cálculo de propiedades de fluidos más precisas, la herramienta mide la temperatura y la presión en el lugar de la medición. La profundidad de investigación varía entre aproximadamente 2,5 cm y 10 cm [1 pulgadas y 4 pulgadas] dependiendo del espaciamiento entre transmisor y receptor y de las propiedades del fluido de formación. 5 Saturación de agua 0 % 100 1 Prof., pie 1 Microrresistividad ohm.m 1 000 50 Porosidad rellena con agua de la medición dieléctrica % Resistividad profunda ohm.m 0 Porosidad total 1 000 50 % 0 X 000 mienta dieléctrica es insensible al petróleo, de modo que cuando las curvas se separan, la curva de la porosidad rellena con agua exhibe una lectura más baja que la curva de porosidad total. Esta respuesta genera un indicador de “cruce en el petróleo,” lo que permite la fácil identificación de una zona productiva en la localización del X 100 Porosidad-neutrón Petróleo pesado 40 % 40 X 200 10 Porosidad-densidad % 10 Porosidad derivada de T-R1 40 % 10 Porosidad derivada de T-R2 40 X 300 Zona de agua Figura 2. Respuesta del cruce en el petróleo. En presencia de petróleo, la curva de porosidad rellena con agua de la medición dieléctrica (carril 3, azul) exhibirá una lectura más baja que la curva de porosidad total derivada de las mediciones de densidad-neutrón (negro). Esta separación genera una respuesta de cruce fácil de identificar para distinguir el petróleo del agua. (Adaptado de Hizem et al, referencia 3.) Evaluación temprana En la mayoría de los pozos, el primer conjunto de registros que se corre ayuda a los operadores a evaluar la formación y determinar si se justifica la ejecución de evaluaciones adicionales. Además de las herramientas de rayos gamma, resistividad, potencial espontáneo y calibrador, este conjunto incluye a menudo herramientas de porosidad-neutrón y densidad volumétrica. Las mediciones de porosidad-neutrón y densidad volumétrica resultan útiles para determinar la porosidad total. En los pozos de petróleo pesado, este conjunto inicial a veces se corre junto con la herramienta Dielectric Scanner, que mide la porosidad rellena con agua en las rocas yacimiento. Mediante la comparación de las mediciones de la porosidad total con las mediciones de la porosidad rellena con agua, el operador puede calcular la saturación de agua en la zona lavada de la formación. Una evaluación temprana efectuada en la localización del pozo utiliza esta comparación de la porosidad para diferenciar los intervalos que contienen agua de los que contienen petróleo pesado.3 Su base es un análisis utilizado originalmente junto con la herramienta EPT, que también comparaba la porosidad total con la porosidad rellena con agua. A través de los intervalos rellenos con agua, la curva de porosidad total derivada del registro de densidad-neutrón se superpone con la curva de porosidad rellena con agua basada en las mediciones dieléctricas; contrariamente, en los intervalos que contienen petróleo, estas curvas se separan. La medición obtenida con la herra- 6 Figura 3. Carril de porosidad de la evaluación temprana. Las variaciones observadas en el perfil de saturación son generadas mediante la comparación de la porosidad total derivada de la medición de densidad con las mediciones de la porosidad rellena con agua obtenidas con la herramienta Dielectric Scanner. La separación entre las mediciones de porosidad-densidad y las cuatro mediciones dieléctricas (T-R1 a T-R4), obtenidas a profundidades de investigación (DOI) de aproximadamente 2,5 cm, 5 cm, 7,5 cm y 10 cm, caracterizan la profundidad de invasión y, por extensión, la saturación de petróleo móvil existente en la formación (extremo superior). Las separaciones de las curvas dieléctricas indican la profundidad de invasión y muestran cómo varía la saturación de petróleo dentro de la región de DOI máxima de 10 cm de la herramienta (extremo inferior). Si las curvas T-R3 y T-R4 exhiben la misma lectura pero se encuentran separadas de las curvas T-R1 y T-R2 (óvalo amarillo), la profundidad de invasión es menor que 10 cm. Donde las curvas T-R3 y T-R4 se separan, la invasión desplazó al petróleo dentro de la DOI de 10 cm y posiblemente a través de una distancia mayor. Si las cuatro curvas dieléctricas se encuentran separadas unas respecto de las otras (óvalo verde), la profundidad de barrido del filtrado del lodo es de más de 7,5 cm y probablemente mayor que 10 cm. Si las cuatro curvas se superponen, la saturación de petróleo es invariable dentro de la DOI de 10 cm. Esta superposición indica que no se ha producido barrido y que el petróleo en sitio no ha cedido a la invasión del filtrado del lodo. Una interpretación alternativa, en el caso de la superposición de las cuatro curvas, es la que indica una zona petrolífera que ha sido completamente lavada y se encuentra con una saturación de petróleo residual. (Adaptado de Grayson y Hemingway, referencia 4.) % 10 Porosidad derivada de T-R3 40 % 10 Porosidad derivada de T-R4 40 % 10 1 2 3 4 1 Perfil de saturación derivado de las mediciones de densidad a las mediciones T-R1 2 Perfil de saturación derivado de las mediciones de densidad a las mediciones T-R2 3 Perfil de saturación derivado de las mediciones de densidad a las mediciones T-R3 4 Perfil de saturación derivado de las mediciones de densidad a las mediciones T-R4 Las curvas T-R3 y T-R4 casi se superponen, lo que indica la ocurrencia del barrido a una profundidad más somera que la DOI máxima de 10 cm. Las curvas T-R3 y T-R4 se separan, lo que indica la ocurrencia del barrido hasta la DOI máxima de 10 cm. Oilfield Review pozo, sin importar la salinidad del agua de formación (Figura 2). La magnitud de la separación es proporcional a la saturación de petróleo en la zona lavada de la región vecina al pozo.4 En los yacimientos de petróleo pesado y baja permeabilidad, si el petróleo no es barrido por el filtrado de lodo durante la perforación, la comparación de la porosidad proporciona una cuantificación de la saturación de agua (Sw) a mayor profundidad dentro de la formación, en la zona no perturbada que rodea el pozo. Sin embargo, cuando ha ocurrido el movimiento del petróleo, el operador debe poder evaluar la profundidad y el alcance del barrido. Las herramientas que poseían sólo una profundidad de investigación no proporcionaban esta capacidad. Mediante la obtención de mediciones a través de cuatro profundidades de investigación, la herramienta Dielectric Scanner genera un perfil de saturación a través de la zona lavada.5 La presentación resultante de la evaluación temprana, muestra una curva de porosidad total derivada de la medición de densidad volumétrica, junto con cuatro mediciones dieléctricas de la porosidad rellena con agua, obtenidas a intervalos de 2,5 cm [1 pulgada] que se extienden entre 2,5 y 10 cm [1 y 4 pulgadas] aproximadamente en la formación. El perfil de saturación de petróleo refleja el movimiento del petróleo resultante del proceso de invasión. A través del examen del cambio relativo de la saturación de petróleo en la zona lavada, los analistas pueden evaluar la movilidad del petróleo (Figura 3). En las zonas caracterizadas por una baja movilidad del petróleo, las curvas del perfil de saturación se superponen entre sí. Contrariamente, si se observa que el petróleo se mueve en la zona lavada, las curvas se separarán unas respecto de las otras. La movilidad en una formación es influenciada por una diversidad de factores que afectan la capacidad de un fluido invasor para desplazar el petróleo presente en la formación. La diferencia existente entre la presión de formación y la presión ejercida por la columna de lodo hace que el filtrado de lodo penetre en la formación. La porosidad y la permeabilidad de la formación inciden en la cantidad de filtrado y en la tasa de flujo máxima que puede lograrse a través de la roca. Las propiedades del lodo afectan el desarrollo del revoque de filtración, que con el tiempo forma una barrera para prevenir la invasión adicional de filtrado. Las características de la formación, tales como el tamaño de poros, la mojabilidad de la cara de la roca y la viscosidad del petróleo, inciden en la facilidad con que el petróleo es desplazado por el filtrado. La evluación temprana muestra los efectos de estos factores. Volumen 28, no.1 Porosidad-neutrón 85 % 0 Porosidad-densidad 85 % 0 Porosidad derivada de T-R1 85 0 °API 150 85 Potencial espontáneo –80 mV Resistividad profunda 20 0,2 Saturación de petróleo: T-R1 100 % % ohm.m 200 85 Resistividad intermedia 0 Saturación de petróleo: T-R4 100 % 0 Porosidad derivada de T-R2 Rayos gamma 0 0,2 Prof., pies ohm.m 200 85 Resistividad somera 0,2 ohm.m 200 110 % 0 Porosidad derivada de T-R3 % 0 Porosidad derivada de T-R4 % 0 Temperatura detectada por el sensor del patín Grados, F 140 X90 Y00 Y10 Y20 Y30 Figura 4. Petróleo pesado en un yacimiento de diatomita. La presentación temprana del registro Dielectric Scanner muestra las curvas de porosidad rellena con agua de la medición dieléctrica, obtenidas en cuatro profundidades de investigación. La porosidad rellena con agua disminuye con la profundidad de investigación en la zona resaltada (óvalo amarillo), lo que indica un fuerte barrido del petróleo. La curva T-R1 se aproxima a las curvas de porosidad-densidad, lo cual es típico del barrido casi completo del petróleo. Las curvas de lectura más profunda indican la presencia de un volumen considerablemente mayor de petróleo en T-R2 e incrementos adicionales en las mediciones T-R3 y T-R4. (Adaptado de Grayson y Hemingway, referencia 5.) Aplicaciones de campo Las diatomeas, que son algas microscópicas con paredes celulares ricas en sílice, existen desde el período Cretácico. En ciertas cuencas, los restos de antiguas diatomeas forman una roca sedimentaria denominada diatomita, que puede constituir una excelente roca yacimiento. En California, se está utilizando el método de inyección cíclica de vapor para producir petróleo pesado de 13º API de un yacimiento de diatomitas. Y en un arrendamiento situado en esta porción del campo, se perforó un pozo previo a la iniciación de la inyección de vapor. No obstante, dado que el pozo se encuentra situado cerca de uno de los límites del arrendamiento, el operador necesitaba determinar si sería afectado por el tratamiento de estimulación térmica llevado a cabo por un operador vecino en una sección adyacente del campo. Debido a que la salinidad del agua inyectada generalmente difiere de la de las aguas nativas del yacimiento, al operador le preocupaba cómo el agua de inyección podría afectar la respuesta de resistividad en el conjunto normal de herramientas de adquisición de registros de tipo triple-combo.6 Por consiguiente, decidió obtener también un registro Dielectric Scanner para complementar el programa de evaluación de formaciones (Figura 4). 3. Hizem M, Budan H, Devillé B, Faivre O, Mossé L, Simon M: “Dielectric Dispersion: A New Wireline Petrophysical Measurement,” artículo SPE 116130, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 21 al 24 de septiembre de 2008. 4. Grayson S y Hemingway J: “A Heavy Oil Mobility Quicklook Using Dielectric Measurements at Four Depths of Investigation,” artículo SPE 166329, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013. 5. Grayson ST y Hemingway JL: “Application of an Oil-Movability Quicklook Technique Using Dielectric Measurements at Four Depths of Investigation,” Petrophysics 55, no. 5 (Octubre de 2014): 461–469. 6. Grayson y Hemingway, referencia 4. 7 Pozo relleno con lodo Fluido de perforación Petróleo Mediciones dieléctricas DOI DOI DOI DOI ~2,5 cm ~5 cm ~7,5 cm ~10 cm 50 Porosidad % 10 Bala para extracción de núcleos SWC Figura 5. Núcleo o testigo lateral (muestra de pared) en una zona de baja movilidad. La profundidad de penetración de 2,5 cm, característica de la mayoría de los núcleos laterales, corresponde a la región investigada por la herramienta Dielectric Scanner. Como se observa en la representación de la evaluación temprana (derecha), a través de las zonas caracterizadas por la baja movilidad del petróleo, las curvas dieléctricas del perfil de saturación tienden a superponerse. (Adaptado de Grayson y Hemingway, referencia 5.) Pozo relleno con lodo Fluido de perforación Petróleo Mediciones dieléctricas DOI DOI DOI DOI ~2,5 cm ~5 cm ~7,5 cm ~10 cm 50 Porosidad % 10 Bala para extracción de núcleos SWC Figura 6. Núcleo lateral en una zona de alta movilidad. En el perfil de saturación, se observa el barrido (marrón a verde) cuando el petróleo desplazado produce la separación de las curvas dieléctricas (derecha extrema). En esta zona de petróleo pesado, la porosidad rellena con agua se reduce, pero la saturación de petróleo se incrementa con el incremento de la profundidad de investigación. En las zonas afectadas por el barrido, las saturaciones de petróleo derivadas de los núcleos son dudosas y pueden no representar la saturación de petróleo verdadera. (Adaptado de Grayson y Hemingway, referencia 5.) 8 La separación entre las curvas dieléctricas indica un cambio drástico en el movimiento del petróleo a través de un intervalo muy corto a Y15 pies. Donde se observa un barrido significativo del petróleo, los datos del sensor de temperatura del patín de la herramienta muestran que la temperatura máxima coincide con la zona de movilidad mejorada de petróleo. Esta coincidencia sustenta la idea de que el tratamiento de estimulación con vapor llevado a cabo por el operador vecino contribuyó significativamente al mejoramiento de la producción. Los otros pozos perforados en el campo, localizados a mayor distancia con respecto al límite del arrendamiento, no exhiben estas respuestas. El análisis de núcleos laterales, una parte rutinaria de muchas evaluaciones de pozos, también puede servir para enfatizar el impacto que produce la movilidad del petróleo pesado en las mediciones de saturación del petróleo. La movilidad del petróleo afectará la capacidad de los filtrados para barrer el petróleo del espacio poroso de las rocas en la región vecina al pozo y puede generar un efecto cuantificable en la saturación de las rocas. En las zonas de baja movilidad, el barrido prácticamente no afecta la saturación de petróleo medida en los núcleos laterales (SWC). En las zonas de alta movilidad, el barrido reduce la saturación de petróleo medida en las muestras SWC. Los núcleos laterales extraídos a percusión se obtienen generalmente en los yacimientos de petróleo pesado y son utilizados por los geólogos para estimar la porosidad, la saturación de petróleo y la densidad del petróleo. Dependiendo de la resistencia de la roca y del diseño de las balas, la mayoría de las balas para extracción de núcleos SWC penetran en la formación hasta una profundidad de aproximadamente 2,5 cm [1 pulgada]. Después de ser llevadas a la superficie, las balas utilizadas para los núcleos se envían a un laboratorio para su análisis. Estos análisis pueden suministrar información para calcular las reservas de los campos petroleros. Dado que proporciona una indicación del barrido de petróleo en la localización del pozo, el registro dieléctrico de la movilidad del petróleo puede ser una herramienta valiosa para seleccionar las profundidades en las cuales obtener muestras SWC que sean más representativas de las saturaciones reales. En las zonas en las que la movilidad del petróleo es baja y no se observa ningún barrido en el registro dieléctrico, las saturaciones de los SWCs deberían reflejar con precisión la saturación de petróleo en la zona (Figura 5). Oilfield Review Por el contrario, en las zonas de mayor movilidad, el petróleo será barrido de la región vecina al pozo, en la que se obtiene la muestra de roca con balas para extracción de núcleos SWC. En este caso, la saturación de petróleo derivada del análisis SWC será más baja que la saturación real de la zona y las curvas dieléctricas de 2,5 cm y 10 cm de la presentación de la evaluación temprana estarán separadas. La saturación de petróleo obtenida a partir de la curva dieléctrica de 2,5 cm debería reflejar la saturación observada en el núcleo, pero la saturación derivada de la curva de 10 cm reflejará la saturación real de petróleo de ese intervalo si la invasión no se ha extendido hasta 10 cm dentro de la formación (Figura 6). Mediante la utilización del perfil de invasión de saturación de petróleo a través de la profundidad de investigación de 10 cm, el operador puede emplazar los núcleos laterales en lugares óptimos en los que se ha producido un barrido mínimo. Pero en las zonas en las que ya se han obtenido núcleos, las saturaciones de petróleo derivadas de los núcleos pueden ser complementadas o a veces reemplazadas por los valores de saturación de petróleo obtenidos a partir de la combinación de mediciones derivadas de registros de tipo triple combo y mediciones dieléctricas. Las saturaciones de petróleo derivadas de los registros, medidas continuamente a través de toda la zona de interés, poseen una ventaja con respecto a las obtenidas en puntos de muestreo discretos con los núcleos laterales. La presentación de la evaluación temprana ha sido utilizada para identificar las zonas afectadas por el barrido, en las que las saturaciones de petróleo derivadas de los núcleos son dudosas (Figura 7). Las evaluaciones pesimistas basadas en núcleos, efectuadas por un operador y utilizadas previamente en los cálculos de reservas, fueron desestimadas posteriormente después de que el registro mostrara los efectos del barrido, lo que se tradujo en un incremento del valor en libro de las reservas. Esta experiencia demostró la importancia de utilizar las mediciones de lectura más profunda para la saturación de fluidos cuando se identifica la ocurrencia del barrido, especialmente a la hora de efectuar cálculos de reservas. Y además demostró el valor de identificar la ocurrencia del barrido antes de extraer los testigos laterales con tubos extractores de núcleos a fin de garantizar la obtención de muestras representativas. El servicio de dispersión dieléctrica multifrecuencia Dielectric Scanner ayuda a los operadores a distinguir fácilmente las zonas de hidrocarburos de las zonas de agua dulce. El análisis de la movi- Volumen 28, no.1 Porosidad-neutrón 75 % 15 Porosidad-densidad 75 % 15 Porosidad derivada de T-R1 75 % 0 °API 150 Resistividad profunda Potencial espontáneo –80 mV 0,2 20 % 100 Saturación de petróleo: T-R4 0 % 100 ohm.m 200 Resistividad intermedia Saturación de petróleo: T-R1 0 15 Porosidad derivada de T-R2 Rayos gamma 0,2 Prof., pies ohm.m ohm.m % 15 Porosidad derivada de T-R3 75 % 15 Porosidad derivada de T-R4 200 75 Resistividad somera 0,2 75 % 15 Temperatura detectada por el sensor del patín 200 110 Grados, F 140 A X80 B X90 Y00 Porosidades rellenas con agua derivadas de las curvas dieléctricas T-R1 a T-R4 C Saturación de petróleo medida en núcleos laterales Figura 7. Potencial de alta producibilidad contrario al análisis de núcleos laterales (SWC). Los resultados de las mediciones obtenidas con la herramienta Dielectric Scanner (carril 3) indican una zona potencialmente productiva que el análisis SWC no pudo identificar. Los puntos A, B y C se muestrearon con los SWCs, que posteriormente fueron analizados. El análisis de la saturación de petróleo derivada de los núcleos SWC, efectuado en el laboratorio, arrojó valores de 39% en el punto A, 35% en el punto B y 34% en el punto C. La evaluación temprana efectuada a través de este yacimiento de diatomita que contiene petróleo pesado mostró la ocurrencia del barrido del petróleo en el punto B, pero la ausencia de ese proceso en los puntos A y C. Las curvas de saturación de petróleo derivadas de las mediciones dieléctricas T-R1 y T-R4 se identifican en el carril 1. Cuando se produce el barrido, como sucede en el punto B, la curva dieléctrica de lectura más profunda (T-R4) indica saturaciones de petróleo más altas. Cuando no se observa el barrido, las saturaciones derivadas de las curvas T-R1 y T-R4 exhiben las mismas lecturas. La movilidad del petróleo observado en el punto B indica la existencia de una zona con petróleo menos viscoso o bien con permeabilidad más alta que las zonas adyacentes. Si bien la saturación de petróleo derivada de los núcleos SWC en el punto B fue del 35%, la medición T-R1 muestra una saturación de petróleo del 42% y la medición T-R4 indica un valor de 69%. (Adaptado de Grayson y Hemingway, referencia 4.) lidad del petróleo proporciona a los geocientíficos una visión más amplia de las variaciones de la permeabilidad, la saturación del petróleo y la viscosidad en los yacimientos de petróleo pesado. La capacidad para identificar el barrido puede ayudar a los operadores a mejorar las evaluaciones petrofísicas, especialmente a la hora de calcular las reservas. El perfil de saturación de petróleo de la evaluación temprana proporciona una observación directa de las variaciones producidas en la movilidad del petróleo y puede ayudar a los operadores a optimizar las estrategias de terminación de pozos mediante la provisión de información en la localización del pozo para mostrar las zonas de mayor movilidad existentes dentro de una formación. —MV 9