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La inducción triaxial: Un nuevo ángulo para una vieja medición

Bárbara AndersonConsultoraCambridge, Massachusetts, EUA

Tom BarberRob LeveridgeSugar Land, Texas, EUA

Rabi BastiaKamlesh Raj SaxenaAnil Kumar TyagiReliance Industries LimitedMumbai, India

Jean-Baptiste Clavaud Chevron Energy Technology CompanyHouston, Texas

Brian CoffinHighMount Exploration & Production LLCHouston, Texas

Madhumita DasUniversidad de UtkalBhubaneswar, Orissa, India

Ron HaydenHouston, Texas

Theodore KlimentosMumbai, India

Chanh Cao MinhLuanda, Angola

Stephen WilliamsStatoilHydroStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Frank Shray, Lagos, Nigeria; y a BadarinadhVissapragada, Stavanger.AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo), ECS (Sonda de Espectroscopía de Captura Elemental),ELANPlus, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), MR Scanner, OBMI (generador de ImágenesMicroeléctricas en Lodos a Base de Aceite), OBMI2(generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Dualen Lodos a Base de Aceite) y Rt Scanner son marcas deSchlumberger.Excel es una marca de Microsoft Corporation.Westcott es una marca de Acme United Corporation.

Una nueva herramienta de adquisición de registros de inducción provee información 3D

sobre las formaciones que se encuentran lejos de la pared del pozo. Posee la ventaja

de mejorar la precisión de las mediciones de resistividad en pozos desviados y en

capas inclinadas, y puede medir la magnitud y la dirección del echado o buzamiento

de las formaciones sin tener que estar en contacto con el pozo. Las mediciones de

resistividad triaxial de alta precisión, obtenidas con esta herramienta, implican un

mayor aprovechamiento de oportunidades y un mejor conocimiento del yacimiento.

Hoy en día, la obtención de la resistividad triaxialmediante registros de inducción está rejuvene-ciendo una vieja medición. La resistividad de laformación, propiedad fundamental utilizada porlos analistas de registros para evaluar pozos de pe-tróleo y gas, fue la primera medición efectuadacon las herramientas de adquisición de registros(perfilaje) operadas con cable. Con la evoluciónde los dispositivos para medir la resistividad, losregistros de inducción se convirtieron en la téc-nica de medición estándar. No obstante, la preci-sión de la respuesta de la herramienta frente aaltas resistividades, pozos desviados o yacimien-tos inclinados estaba limitada por la física de lamedición. Más tarde se difundió una nueva herra-mienta que superó muchas de las limitaciones delas técnicas previas de los registros de inducción.Esta medición de inducción triaxial 3D permitióque los petrofísicos comprendieran y evaluaranmejor los diversos tipos de yacimientos en los que,antes de la nueva tecnología, los hidrocarburospodrían haber sido fácilmente subvalorados o pa-sados por alto.

La historia de la medición de la resistividad co-menzó hace un siglo, cuando Conrad Schlumbergerdesarrolló una técnica para medirla en las capasdel subsuelo. Sus experimentos demostraron unaaplicación práctica con posibilidades comercia-les. El concepto era lo suficientemente promisoriocomo para que este investigador decidiera crearun emprendimiento comercial destinado a poneren práctica la técnica.1 El 5 de septiembre de 1927,

con el instrumento diseñado y construido porHenri-Georges Doll, se llevó a cabo el primer ex-perimento de adquisición de registros eléctricos;una medición de la resistividad de la formación enun pozo de la región petrolera de Pechelbronn, elúnico campo petrolero grande de Francia (pró-xima página, abajo).2

La inexperta industria del petróleo y el gasadoptó esta medición de la resistividad basada enelectrodos y, con modificaciones, la utilizó paraidentificar la presencia de depósitos de hidrocar-buros. Las zonas permeables y porosas con alta re-sistividad indicaban la existencia de potencialpara la producción de petróleo o gas; los valoresde resistividad bajos sugerían la presencia deagua salada. Luego, en la década de 1940, Doll in-trodujo en la industria los principios de los regis-tros de inducción.3 Esta técnica permitía medir laresistividad de las formaciones en pozos sin untrayecto conductivo, notablemente en el lodo abase de aceite, superando una importante limita-ción de las mediciones basadas en electrodos.

1. Gruner Schlumberger A: The Schlumberger Adventure. Ciudad de Nueva York: Arco Publishing, Inc., 1982.

2. Oristaglio M y Dorozynski A: A Sixth Sense: The Life andScience of Henri-Georges Doll Oilfield Pioneer and Inventor.Parsippany, Nueva Jersey, EUA: The Hammer Company, 2007.

3. Doll HG: “Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil-BasedMuds,” Petroleum Transactions, AIME 1, no. 6 (Junio de 1949): 148–162.

4. Para obtener más información sobre la respuesta de la herramienta de inducción, consulte: Gianzero S y Anderson B: “A New Look at Skin Effect,” The Log Analyst23, no. 1 (Enero-Febrero de 1982): 20–34.

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El proceso de medición de la resistividad delas formaciones no es tan simple como obteneruna lectura directa de una herramienta o una me-dición entre el Punto A y el Punto B; sin embargo,en la segunda mitad del siglo pasado, se lograrongrandes avances en las mediciones precisas deeste parámetro crítico. Dado que las herramientasde adquisición de registros de inducción proveenla resistividad aparente de la formación mediantela medición dentro un considerable volumen de

material que trasciende las paredes del pozo,todos los componentes de esa región afectada porla medición inciden en la lectura final. Algunas deestas interacciones pueden impactar negativa-mente la calidad y la precisión del valor de resis-tividad medido.4 Esto resulta particularmentecierto cuando las capas no son perpendiculares aleje del dispositivo de medición, como sucede conaquellas capas que son inclinadas y con los pozosdesviados. Debido a los efectos de las capas con-

ductivas adyacentes, la resistividad medida condicha herramienta en capas inclinadas puede serconsiderablemente más baja que la resistividadverdadera, lo que conduce a una subvaloración delos hidrocarburos en sitio. La heterogeneidadentre los estratos del subsuelo, e incluso dentrode las capas individuales, también afecta la res-puesta de la citada herramienta.

Para dar cuenta de éstos y otros efectos, losanalistas de registros utilizaron primero correc-

Rh

Rv

Rh

Rv

Z

X

z

x

y

Y

Transmisor

Receptor

> El primer registro de resistividad. La primera operación de registración de núcleos eléctricos (carottage électrique), efectuada en un pozo del campopetrolero Pechelbronn de Francia, fue llevada a cabo el 5 de septiembre de 1927. El dispositivo para proveer este registro de resistividad se basó en lasherramientas utilizadas para la construcción de mapas de superficie. La escala del registro se indica en ohm.m, al igual que en la actualidad. El intervalode alta resistividad se correlacionó con una arena petrolífera conocida de un pozo cercano, lo que convalidó el empleo de los datos de registros para laevaluación de pozos.

Alta resistividad

ciones manuales y luego desarrollaron técnicascomputarizadas de modelado directo e inversiónpara aproximar de manera más estrecha la resis-tividad verdadera de la formación. Sin embargo,no pudieron resolver todas las incógnitas; parti-cularmente el echado de la formación. A pesar deestos irresueltos errores de medición, la industriaha descubierto exitosamente gran parte de los re-cursos de hidrocarburos del mundo haciendo usode las herramientas de inducción. Lamentable-

mente, algunos yacimientos fueron pasados poralto o subvalorados debido a las limitaciones men-cionadas.

Otra propiedad compleja de las formacionescon la que tienen que lidiar las herramientas deinducción es la anisotropía eléctrica; las variacio-nes de las propiedades que cambian con la direc-ción de las mediciones.5 La anisotropía prevaleceen las lutitas y además en los planos de estratifi-cación paralelos de las secuencias laminadas de

arenas y lutitas. Cuando las capas son más delga-das que la resolución vertical de la herramientade inducción, la medición se convierte en un pro-medio ponderado de las propiedades de las capasindividuales, dominadas por los elementos con lasresistividades más bajas. Este fenómeno puedeenmascarar la presencia de hidrocarburos.

Los efectos de la anisotropía sobre este tipo demedición se conocen desde la década de 1950; sinembargo, hasta hace poco no existía una forma deresolver las componentes horizontales y vertica-les.6 Mediante la obtención de una medición 3D—en esencia un enfoque de tipo tensorial más queescalar—estas clases de ambigüedades y erroresse pueden resolver completamente. No obstante,los sensores con capacidad para medir la induc-ción en tres dimensiones y en forma tensorial su-peraban los límites del hardware existente. De unmodo similar, el procesamiento requerido paramodelar e invertir las mediciones era extremada-mente lento aunque se utilizaran supercomputa-doras o redes distribuidas.7

Muchas de las limitaciones propias de la ob-tención de registros de inducción han sido supe -rados ahora con el servicio de inducción triaxialRt Scanner. La capacidad de procesamiento com-putacional disponible actualmente se ha combi-nado con un nuevo diseño del dispositivo paragenerar un cambio sustancial en la evolución delproceso de dicho registro. Esta nueva herramientaestá resolviendo problemas y brindando a la in-dustria las respuestas a los interrogantes que aco-san a los analistas de registros y los geólogosdesde la introducción de la técnica de registrosde pozos o perfilaje eléctrico.

Las tres aplicaciones principales de las herra-mientas de inducción triaxial son las medicionesprecisas de la resistividad en formaciones inclina-das, la identificación y la cuantificación de los in-tervalos productivos laminados, y una nuevamedición del echado estructural que no requiereel contacto del patín de la herramienta con lapared del pozo. Este artículo describe cómo se ob-tienen estas mediciones y demuestra sus aplica-ciones. Además se incluyen algunos estudios decasos de África, India y América del Norte.

Obtención de la resistividad a partirde mediciones de inducciónUn arreglo de dos bobinas demuestra la física deuna tradicional medición de inducción uniaxial.La corriente alterna excita una bobina de transmisión, que luego crea un campo electro -magnético alterno en la formación (arriba a la iz-quierda).8 Este campo hace que las corrientesparásitas fluyan describiendo un trayecto circularalrededor de la herramienta. Los circuitos demasa (de tierra) de la corriente son perpendicu-

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> La resistividad derivada de los registros de inducción. La física básica de lamedición de la resistividad usando registros de inducción está repre sen tadapor un arreglo de dos bobinas. Una distribución continua de las corrien tes,generadas por el campo electromagnético alterno del transmisor (T), fluyeen la formación más allá del pozo. Estos circuitos de masa de corrientegeneran campos electromagnéticos que son captados por la bobina delreceptor (R). Un circuito de detección sensible a la fase, desarrolladooriginalmente para la detección de campos minados en la Segunda GuerraMundial, separa la señal de la formación (señal R) de la señal de acopledirecto proveniente del transmisor (señal X). La señal R es convertida enconductividad y la misma se transforma luego en resistividad. (Adaptadocon la autorización de Doll, referencia 3.)

Z= distancia del centro “O” del sistema solenoide por debajo del circuito de masa

A = ángulo a través del cual se ven los dos solenoides desde el circuito de masa

Z= radio del circuito de masa

Amplificador

Área en sección transversaldel circuito de masa de la unidad

Oscilador

Diagrama esquemático del dispositivo utilizadopara obtener registros de inducción

Bobina del receptor

Bobina del transmisor

Alojamiento del amplificador y del oscilador

O O

A

R

2L

2L

P

Z

r

T

AP

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lares al eje de la herramienta y concéntricos conel pozo. Poseen una diferencia de fase mínima de90º con respecto a la corriente del transmisor, ysu magnitud y fase dependen de la conductividadde la formación.

La corriente que fluye en el circuito de masagenera su propio campo electromagnético, queluego induce un voltaje alterno en la bobina delreceptor. El voltaje recibido tiene una diferenciade fase con respecto al circuito de masa de almenos 90° y de más de 180° con respecto a la co-rriente del transmisor. La resistividad de la for-mación se obtiene de este voltaje, aludido comoseñal R. El acoplamiento directo del campo detransmisión primario de la herramienta en la bo-bina del receptor, la señal X, se combina con laseñal R de la formación; sin embargo, la señal deacople directo se encuentra fuera de fase con res-pecto a la contribución de la formación. Esta dife-rencia de fase, detectada con el circuito sensiblea la fase, permite el rechazo de la señal X y la me-dición de la señal R.

La conversión del voltaje de la señal R en con-ductividad se efectuó por primera vez mediante elempleo de las ecuaciones basadas en la ley deBiot-Savart, que asume que la contribución prin-cipal de un circuito de masa simple tendrá unvalor máximo en el punto medio de las bobinas deltransmisor y del receptor.9 Los matemáticos deSchlumberger posteriormente desarrollaron ecua-ciones—basadas en la solución completa de lasecuaciones de Maxwell—que proveían medicio-nes más precisas.10 Esta solución puede visuali-zarse utilizando una versión simplificada de lasecuaciones de Maxwell—la aproximación deBorn—que es un método aceptado de determina-ción de la fuente y la localización de la señal de laformación. Para el arreglo axial de dos bobinas, larespuesta es básicamente una forma toroidal querodea a la herramienta y es perpendicular a sueje, con valores máximos cerca del punto mediodel transmisor y el receptor (arriba, a la derecha).11

En los pozos verticales con capas horizontaleshomogéneas de gran espesor, las herramientas es-tándar de adquisición de registros de resistividad,tales como el generador de Imágenes de Induc-ción de Arreglo AIT, funcionan razonablementebien. Estos dispositivos uniaxiales miden la resis-tividad aparente, Ra en un plano horizontal, quees equivalente a la resistividad medida horizon-talmente, Rh. Cabe mencionar que, en un pozovertical, no es posible medir la resistividad en elplano vertical, Rv, con herramientas de inducciónuniaxial.

Dado que los circuitos de masa de los disposi-tivos de inducción intersectan un gran volumende la formación, puede suceder que atraviesen untrayecto que incluya diversas capas diferentes con

propiedades eléctricas variables. La anisotropíase traduce en una medición de la resistividad quecambia según la dirección de la medición. Dichalimitación fue uno de los factores que condujeronal desarrollo de la herramienta Rt Scanner.

El ímpetu para las mediciones triaxialesSi bien los conceptos que subyacen a las medicio-nes de inducción triaxial aparecieron por primeravez en la literatura a mediados de la década de1960, las herramientas para obtenerlas no esta-ban desarrolladas. La demora obedecía a tres ra-

zones principales: la tecnología existente no al-canzaba para construir un dispositivo triaxial, elprocesamiento de datos requerido superaba la ca-pacidad disponible en ese momento, y la res-puesta de la herramienta a los fluidos conductivospresentes en el pozo podía ser mucho más grandeque la señal proveniente de la formación.

El interés en la inducción triaxial se renovófundamentalmente debido a las limitaciones re-conocidas de las mediciones uniaxiales de laresistividad en dos áreas: los yacimientos aniso-trópicos y los planos de estratificación que no son

5. Para obtener más información sobre la anisotropía, consulte: Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and ElectricalCharacteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de1994): 48–56.Tittman J: “Formation Anisotropy: Reckoning with ItsEffects,” Oilfield Review 2, no. 1 (Enero de 1990): 16–23.

6. Kunz KS y Gianzero S: “Some Effects of Formation Anisotropy on Resistivity Measurements in Boreholes,”Geophysics 23, no. 4 (Octubre de 1958): 770–794.Moran JH y Gianzero S: “Effects of Formation Anisotropyon Resistivity-Logging Measurements,” Geophysics 44,no. 7 (Julio de 1979): 1266–1286.

7. Anderson B, Druskin V, Habashy T, Lee P, Lüling M, Barber T, Grove G, Lovell J, Rosthal R, Tabanou J, Kennedy D y Shen L: “New Dimensions in ModelingResistivity,” Oilfield Review 9, no. 1 (Primavera de 1997): 40–56.

8. Para ver una explicación detallada de la teoría de lainducción, consulte: Moran JH y Kunz KS: “Basic Theoryof Induction Logging and Application to Study of Two-CoilSondes,” Geophysics 27, no. 6, Primera Parte (Diciembrede 1962): 829–858.

9. La ley de Biot-Savart describe el campo magnéticogenerado por una corriente eléctrica.

10. Las ecuaciones de Maxwell, que deben su nombre alfísico James Clerk Maxwell, son un conjunto de cuatroecuaciones diferenciales parciales que explican los fundamentos de las relaciones de los campos eléctrico y magnético.

11. Habashy T y Anderson B: “Reconciling Differences inDepth of Investigation Between 2-MHz Phase Shift andAttenuation Resistivity Measurements,” Transcripcionesdel 32o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Midland, Texas, 16 al 19 de junio de 1991, artículo E.

> Aproximación de Born para una herramienta de adquisición de registros deinducción uniaxial. La región de influencia de las herramientas de inducciónuniaxial corresponde a una forma toroidal (rojo), perpendicular a la herra -mien ta. Los valores máximos se ubican cerca del punto medio entre eltransmisor (T) y el receptor (R). Esta renderización muestra la aproximaciónde Born de la solución completa de las ecuaciones de Maxwell. La forma esválida para las capas de gran espesor y para las formaciones isotrópicashomogéneas. Esta región muestreada por la herramienta de inducciónuniaxial corresponde sólo a uno de los nueve modos medidos por la sonda de inducción triaxial Rt Scanner.

T

R

Tz

Rz

Tx

Rx

Ry

Ty

xx xy xz

yx yy yz

zx zy zz

=

Alojamiento de los componentes electrónicos

Transmisor triaxial

Tres receptores uniaxiales con espaciamientos cortos para la corrección por los efectos del pozo

Seis receptores triaxiales

Mandril de metal

Camisa con electrodos cortos

Sensor RMI

Transmisor triaxial

Receptor triaxial

Receptor axial

Electrodo

perpendiculares al eje del instrumento de medi-ción.12 Si bien estas dos limitaciones se identifica-ron en la década de 1950, en ese momento noexistía ningún método directo de medición de laanisotropía con una herramienta de inducción yla solución para los efectos negativos de las capasinclinadas, reales o relativas, sobre las herramien-tas de inducción no era trivial.13 Con el avance dela tecnología, la comprensión de las mediciones,el incremento en la capacidad de procesamientoy el mejor diseño de las herramientas desempe-ñaron roles clave en la resolución de estos efec-tos, lo que finalmente condujo a la creación de lasonda de inducción triaxial (abajo).

El desarrollo de dicha herramienta implicó elconocimiento de los efectos del pozo sobre la me-dición.14 Existe una gran sensibilidad a la excen-tricidad en el pozo: cuanto más conductivo es ellodo, más grande es el efecto. La sensibilidad haceque la señal de la formación sea superada por laseñal del pozo. Esta situación, cuyos efectos pue-den ser dos órdenes de magnitud mayores para lasherramientas de inducción triaxial que para lasde medición uniaxial, habría constituido un obstá-culo insuperable sin las técnicas de modelado in-tensivo por computadora.

El modelado iterativo permitió comprobar di-versos diseños de herramientas triaxiales sin tenerque construir y probar las herramientas física-mente. El diseño final de la herramienta incluyóuna camisa con electrodos conectados a un man-dril de cobre conductivo. Esta configuración posibi-litó que las corrientes del pozo se hicieran retornarpor la herramienta, reduciendo las grandes seña-les causadas por la excentricidad transversal hastaun nivel equivalente al de la herramienta AIT. Deese modo, la corrección por los efectos del pozopudo manipularse en forma similar a la efectuadaen las mediciones AIT.15

Después de que los ingenieros resolvieron losefectos del pozo, se investigó la respuesta de laherramienta en diversos escenarios geométricos.Durante gran parte de su historia, las medicionesde inducción han tenido que lidiar con la geome-tría, tanto en el pozo como en la formación. Losintérpretes consideraban que la geometría repre-sentaba una dificultad importante, o en el mejorde los casos, algo que se debía abordar.16 No obs-tante, después de modelar la respuesta AIT, losresponsables del diseño de las herramientas des-cubrieron que los efectos de la geometría de laformación son los que más contribuyen a la señalde inducción. Resuelta y modelada correcta-mente, la geometría proporcionaba una clave parael cálculo preciso de la resistividad de la forma-ción. Además, las capas inclinadas—las que noson perpendiculares al eje de la herramienta—pudieron medirse correctamente.

Las capas inclinadas son el resultado de la mo-dificación de la posición original de las formacio-nes geológicas, de la desviación de la trayectoriadel pozo con respecto a la vertical, o de la combi-nación de ambos elementos. Los códigos analíti-cos rápidos, desarrollados en la década de 1980,estiman la resistividad en las capas inclinadas apartir de los datos provistos por las herramientasde inducción uniaxial; sin embargo, para el pro-cesamiento se utiliza información proveniente deotras fuentes.17 Lamentablemente, la mediciónuniaxial puede volverse poco confiable o proveersoluciones parciales si se utilizan fuentes exter-nas de datos.

Todos estos temas planteaban problemas paralas herramientas de inducción uniaxial. En la ma-yoría de los casos, no se disponía de informaciónsuficiente para corregir completamente los datos.

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> RServicio de inducción triaxial Rt Scanner. Laherramienta comprende un transmisor triaxial,tres receptores axiales con espaciamientoscortos para las correcciones por los efectos delpozo y seis receptores triaxiales. Los electrodosde la herramienta y el sensor RMI, en la narizinferior que mide la resistividad del lodo, tambiénse utilizan para las correcciones por los efectosdel pozo. Un mandril interno de metal (no visibleen la gráfica) provee un trayecto conductivo paraque las corrientes del pozo retornen a través delos electrodos del exterior de la herramienta.

> Arreglos tridimensionales. El servicio Rt Scannerproduce un arreglo de nueve elementos paracada par de transmisor y receptor. Las medi cio -nes de inducción tradicionales se obtienen ha -ciendo pasar corriente a través de las bobinasenrolladas alrededor del eje de la herramienta,también denominado eje z (azul), lo que induce ala corriente a fluir en la formación de maneraconcéntrica alrededor de la herramienta. Las he-rramientas de inducción triaxial incluyen ademásbobinas enrolladas alrededor del eje x (rojo) y deleje y (verde), que crean las corrientes que fluyenen los planos, a lo largo de los ejes x e y de la he-rramienta. Los componentes x, y, y z del transmi-sor se acoplan con los receptores x, y, y z. En lospozos verticales con capas horizontales, sólo losacoplamientos xx, yy, y zz responden a la conduc-tividad (σ) de la formación. En los pozos desvia-dos o con capas inclinadas, se necesitan losnueve componentes del arreglo para resolvercompletamente la medición de resistividad. Lospares múltiples de transmisores y receptores tria-xiales generan 234 mediciones de conductividadpara cada marco de profundidad.

Otoño de 2008 69

Pero afortunadamente, en la actualidad las herra-mientas de inducción triaxial permiten obtener lasmediciones necesarias para resolver las ambigüeda-des y medir adecuadamente la resistividad de los ya-cimientos anisotrópicos, efectuar correcciones porla invasión no uniforme del filtrado, realizar ajustespor los efectos de las capas inclinadas y encarar losefectos geométricos sobre las mediciones.18

Teoría de la resistividad triaxialLas herramientas previas de registros de induc-ción, tales como las de la familia AIT, miden la re-sistividad horizontal (en forma uniaxial). Laherramienta Rt Scanner mide en tres dimensio-nes (en forma triaxial). Si bien la física de las me-diciones es similar, las triaxiales son mucho máscomplejas (página anterior, a la derecha).

El servicio Rt Scanner consta de un arreglo detransmisores triaxiales “colocados,” tres recepto-res axiales de espaciamiento corto y tres arreglosde receptores triaxiales colocados.19 La bobina deltransmisor triaxial genera tres momentos magnéti-cos direccionales en las direcciones x, y, y z. Cadaarreglo de receptores triaxiales posee un términoacoplado en forma directa y dos términos acopla-dos en forma cruzada con las bobinas de los trans-misores en las otras direcciones. Esta disposiciónprovee nueve términos en un arreglo de tensoresde voltaje de 3x3, para cualquier medición dada.Los nueve acoplamientos se miden simultánea-

mente. Una técnica de inversión de avanzada ex-trae, de la matriz de voltaje tensorial, la anisotropíaresistiva, las posiciones de los límites entre capasy el echado relativo. Los arreglos de receptores seubican con diferentes espaciamientos para proveermúltiples profundidades de investigación.

La aproximación de Born para la respuesta dela sonda de inducción triaxial provee una represen-tación gráfica para la solución de las ecuacionesque representan la región que influencia las medi-ciones (arriba). Previamente se demostró que larespuesta de la herramienta de inducción uniaxialposee una sola forma toroidal; la triaxial arroja nueverespuestas superpuestas entre sí. El término zz, obtenido con la herramienta Rt Scanner, es enesencia el mismo resultado que el logrado con laherramienta de inducción uniaxial.

La colocación de las bobinas constituye unacaracterística importante de la herramienta Rt Scanner: cuando el transmisor o los receptoresno están en la misma posición, los espaciamien-tos para los términos cruzados serán diferentesque los de los términos directos. Dado que todo elconjunto de mediciones se elabora dentro de unsolo marco de profundidades, no es necesario des-plazar en profundidad ninguna medición para for-mar los tensores de medición. Cuando la totalidadde los nueve componentes posee el mismo espa-ciamiento y se encuentra en la misma posición, lamatriz puede ser rotada matemáticamente para

resolver el echado relativo de la formación. Elcambio de un sistema de coordenadas a otro tam-bién se simplifica significativamente porque im-plica una transformación sencilla y todas lasmediciones se obtienen con el mismo sistema decoordenadas y en idéntica profundidad. La colo-cación es especialmente importante cuando losplanos de estratificación son perpendiculares a laposición relativa de la herramienta.

La capacidad en el procesamientoLos pares de transmisores y receptores ortogona-les colocados posibilitaron la medición triaxial dela resistividad, pero el avance registrado en térmi-nos de capacidad de procesamiento fue el facilita-dor que estimuló el desarrollo de la herramienta.Incluso a fines de la década de 1990, a la induc-ción triaxial se aludía como un concepto teórico,fundamentalmente porque no se disponía fácil-mente de la capacidad computacional necesariapara modelar y desarrollar códigos de procesa-miento rápidos.20 La ley de Moore que dice que lacapacidad computacional se duplica cada dosaños, quedó comprobada con la evolución que tu-vieron los registros de inducción.

12. Moran y Gianzero, referencia 6.13. Para ver la solución teórica de las ecuaciones de

Maxwell aplicadas a la adquisición de registros deinducción, consulte: Moran y Kunz, referencia 8.Anderson B, Safinya KA y Habashy T: “Effects of DippingBeds on the Response of Induction Tools,” artículo SPE15488, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 5 al 8 de octubre de 1986.

14. Rosthal R, Barber T, Bonner S, Chen K-C, Davydycheva S, Hazen G, Homan D, Kibbe C, Minerbo G, Schlein R, Villegas L, Wang H y Zhou F: “Field Test Results of anExperimental Fully-Triaxial Induction Tool,”Transcripciones del 17o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Galveston, Texas, 22 al 25 de junio de 2003, artículo QQ.

15. Para obtener más detalles sobre el diseño y el modeladode la herramienta Rt Scanner, consulte: Barber T, Anderson B, Abubakar A, Broussard T, Chen K-C,Davydycheva S, Druskin V, Habashy T, Homan D, Minerbo G, Rosthal R, Schlein R y Wang H: “DeterminingFormation Resistivity Anisotropy in the Presence of Invasion,” artículo SPE 90526, presentado en la Confe-rencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

16. Moran y Gianzero, referencia 6.17. Barber TD, Broussard T, Minerbo G, Sijercic Z y

Murgatroyd D: “Interpretation of Multiarray Logs in Invaded Formations at High Relative Dip Angles,” TheLog Analyst 40, no. 3 (Mayo–Junio de 1999): 202–217.

18. Durante el proceso de perforación, los fluidos del lodo deperforación salen del pozo e ingresan en las formacionespermeables. El filtrado del lodo modifica las característicaseléctricas de la formación presente alrededor del pozo.La profundidad de la invasión de filtrado y su geometríaasociada pueden ser impredecibles.

19. Sensores colocados es una expresión acuñada paraindicar que las señales emitidas y captadas por los distintos sensores que se encuentran físicamente desplazados entre sí en la herramienta, se relacionancon la misma profundidad y el mismo desplazamientoentre transmisor y receptor mediante procesamientomatemático.

20. Anderson BI: Modeling and Inversion Methods for theInterpretation of Resistivity Logging Tool Response. Delft,Países Bajos: Delft University Press, 2001.

> Aproximación de Born para un arreglo triaxial de voltaje tensorial de inducción. La función de res -puesta de Born para una herramienta de inducción triaxial, es mucho más compleja que para una deinducción uniaxial. Existen nueve elementos, uno para cada componente del arreglo de voltaje ten -sorial. Cada par transmisor-receptor posee respuestas positivas (rojo) y negativas (azul). Las super -ficies representan las regiones donde se origina el 90% de la señal medida por la bobina del receptor.Cada uno de los nueve componentes se superpone en el punto de medición de la herramienta. Loselementos xx, yy, y zz se obtienen del acoplamiento directo de un transmisor triaxial y su receptortriaxial asociado. Los otros seis elementos representan las respuestas de las bobinas cruzadas. Larespuesta zz (extremo inferior derecho) es la única medida con la herramienta más simple de induc-ción uniaxial.

50

–50

0Eje

z

Eje y

xx

Eje x

10050

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0–50

–100 –100–50

050

100

50

–50

0Eje

z

Eje y

zz

Eje x

10050

0–50

–100 –100–50

050

100

Las primeras herramientas de obtención deeste tipo de registros convertían la conductividadmedida en el fondo del pozo en un voltaje analó-gico que se registraba en la superficie. El analistaleía la resistividad de los registros y aplicaba lascorrecciones en base a diagramas que dabancuenta de los efectos de las capas adyacentes y de

la invasión del filtrado, ignorando en general losefectos del pozo. Luego se desarrollaron diagramasde corrección por los efectos del pozo en base a lascurvas de factor geométrico derivadas de las medi-ciones de laboratorio realizadas en tuberías plás-ticas sumergidas en agua de salinidad variable.21 Amediados de la década de 1980, estos diagramas

70 Oilfield Review

0–2,500 –2,000 –1,500 –1,000 500

Conductividad, mS/m Conductividad, mS/m0 500 1,000 1,500 2,000 –2,500–2,000 –1,500 –1,000 500 0 500 1,000 1,500 2,000

10 xxxyxzyxyyyzzxzyzzσhσv

20

30

40

Prof

undi

dad,

pie

s

50

60

70

80

1 10 100Resistividad, ohm.m

0

10

20

30

40

Prof

undi

dad,

pie

s

50

60

70

80

Rh

Rv

Rh de inversiónRv de inversión

Conductividad, mS/m–2,500 –2,000 –1,500 –1,000 500 0 500 1,000 1,500 2,000

80 pies

50 pies

40 pies

30 pies

20 pies

0 pies

Rh = 1.9 ohm.mRv = 11.0 ohm.m

Rh = 1 ohm.mRv = 2 ohm.m

Rh = Rv = 50 ohm.m

Rh = Rv = 0.5 ohm.m

Rh = Rv = 1 ohm.m

Θ

Φ

>Modelado de la respuesta de la herramienta de inducción triaxial. Seutilizó un modelo 1D transversalmente isotrópico (TI) y horizontalmenteestrati ficado para convalidar la respuesta de la herramienta de induccióntriaxial a las condiciones conocidas (derecha). Las cinco capas emplea-das en el modelo comprenden dos homogéneas de baja resistividad, unahomogénea de alta resistividad y dos anisotrópicas con capas de alto ybajo contraste. La primera medición se obtiene con una herramientavertical en las capas horizontales (extremo superior izquierdo). Los com-ponentes zz (azul) e yy (verde) reaccionan a la resistividad de las capas,pero los componentes xx y cruzados equivalen a cero. Antes de la inver-sión, ninguna de las curvas indica la conductividad horizontal (guionesrosas) y vertical (guiones negros) correctas. A continuación, el pozo delmodelo se desvía 75° (Θ) y la herramienta se hace rotar 30° (Φ) con res-pecto a su lado alto. La totalidad de los nueve componentes (extremosuperior derecho) se vuelven activos y ninguno exhibe la misma lecturaque la del modelo vertical. El componente zz (azul) corresponde a unamedición de inducción uniaxial y, si bien es similar a la curva del modelode respuesta vertical, la forma y la amplitud de la curva han cambiado.Los datos se rotan luego matemáticamente (extremo inferior izquierdo)para llevar a cero las contribuciones de las bobinas cruzadas yx e yz(guiones verdes). El ángulo de rotación requerido para llevar a ceroestos componentes corresponde al echado relativo de las capas. Final-mente, los datos se invierten, efectuando correcciones por el espesor delas capas y la desviación y se convierten de conductividad a resistividad(extremo inferior derecho). En las tres capas inferiores, que son homo-géneas, Rv (azul) y Rh (rojo) son iguales y se ajustan a la resistividad deentrada. En las capas laminadas, las curvas se separan como resultadode la anisotropía.

desarrollados empíricamente se reprodujeron uti-lizando técnicas de modelado por computación.

El proceso manual de corrección de los regis-tros de inducción se llevaba a cabo en forma se-cuencial: se aplicaban las correcciones por losefectos del pozo, las correcciones por los efectosde las capas ubicadas por encima y por debajo delyacimiento, y las correcciones por la invasión. Conel surgimiento de los registradores digitales dedatos, fue posible procesar la información de losregistros usando computadoras. Se desarrollaroncódigos para efectuar correcciones 1D en formaautomática, primero en centros de procesamientode datos que disponían de una computadora cen-tral y luego, a medida que la capacidad de proce-samiento continuó creciendo, se incorporaronunidades de adquisición de registros equipadascon computadoras en la localización del pozo.

Los avances acaecidos en la tecnología de lainformación tornaron obsoletas las correccionesmanuales, pero existía un problema con la metodo-logía. Los códigos fueron desarrollados asumiendola presencia de capas homogéneas horizontales ylas correcciones se aplicaban con el mismo enfo-que lineal usado por los analistas de registros. Noobstante, los circuitos de masa producidos por lasherramientas de inducción intersectaban e inte-ractuaban con todos los medios con los que se

Otoño de 2008 71

contactaban en forma no lineal y compleja.22 Elenfoque secuencial, empleado durante varias dé-cadas, se había vuelto inadecuado.

Esta situación mejoró con los códigos rápidosde modelado directo asimétrico 2D, desarrolladosa mediados de la década de 1980. Estos códigosrevelaron justamente cuán imprecisas eran las co-rrecciones secuenciales basadas en tablas para ladeterminación de la resistividad verdadera, Rt; espe-cialmente en las capas delgadas invadidas por el fil-trado del lodo. El desarrollo de la herramienta AITfue el resultado de las lecciones aprendidas deesos modelos. Desde entonces, se han aplicado di-versas técnicas para obtener Rt, incluyendo las demodelado directo iterativo y de inversión.23 Se handesarrollado modelos que incluyen correcciones1D además de otras por la invasión, por la estrati-ficación no horizontal (2D), y por la invasión nolineal en yacimientos inclinados (3D). Recién enlos últimos tiempos, la capacidad avanzada deprocesamiento computacional ha posibilitado laimplementación de códigos de inversión que co-rrigen completamente las mediciones. Estos códi-gos redujeron el tiempo de ejecución de lassimulaciones de semanas a horas. Si se cumple laley de Moore, las horas insumidas en el procesa-miento de las mediciones de inducción, con eltiempo se reducirán a segundos.

Los datos de los registros de resistividad obte-nidos con herramientas de inducción triaxial pu-dieron procesarse entonces en un marco temporalrazonable. Todas las piezas del acertijo estabandisponibles; el paso siguiente consistía en poner aprueba la herramienta triaxial.

Comprobación del códigoPara comprobar la validez del algoritmo de adqui-sición e inversión para los datos de inducción tria-xial, se construyó un modelo 1D transversalmenteisotrópico (TI) y horizontalmente estratificado(página anterior). Se simuló un yacimiento com-plejo compuesto por cinco capas: dos arenas debaja resistividad, una arena de alta resistividad,una lutita anisotrópica de baja resistividad, y unasecuencia de arenas y lutitas laminadas.

Este yacimiento simulado poseía rasgos queplanteaban limitaciones para las herramientas deadquisición de registros de resistividad uniaxial.La comprobación demostró que una medición deresistividad triaxial sirve para superar estas difi-cultades y provee valores de resistividad precisosen ambientes desafiantes.

Los productos del procesamiento son la resisti-vidad verdadera corregida por el echado en lascapas no laminadas y una resistividad afectada porla presencia de lutitas en las capas laminadas. Elvalor de Rv es obtenido por procesamiento, aunquees equivalente a Rh en los intervalos isotrópicos.

Para las dos capas laminadas, Rv y Rh no soniguales y las curvas poseen una separación acordecon el grado de anisotropía. Ni Rv ni Rh proveenla resistividad verdadera del yacimiento modeladoen el caso de las secciones laminadas; sin em-bargo, se han desarrollado técnicas para proveerla resistividad de las capas de arena.

La resistividad verdaderaLa resistividad verdadera de una formación, Rt, esuna característica de una región no perturbada o

virgen. En su mayor parte, las actividades de estu-dio e investigación se llevaron a cabo en aras deobtener esta medición evasiva. La medición de laresistividad con herramientas de inducción enuna zona virgen se basa en la existencia de ciertogrado de homogeneidad, capas perpendicularescompactas y yacimientos isotrópicos. En la natu-raleza, esto rara vez sucede.

El concepto de resistividad vertical y resistivi-dad horizontal evolucionó en las primeras etapasdel desarrollo de la técnica de adquisición de re-gistros eléctricos. La resistividad aparente me-dida, Ra, de las capas rocosas apiladas difiere conlos cambios producidos en la dirección de la me-dición. Si la medición se obtiene en sentido para-lelo a las capas, el resultado es similar a lamedición de los resistores en paralelo; predomi-nan las resistencias más bajas (arriba). Para uncircuito de resistores en paralelo, fluye más co-rriente a través de los más pequeños y cada resis-tor divide la corriente de acuerdo con la inversade su resistencia.

Cuando la medición se obtiene a través delapilamiento, la resistencia calculada es similar alos resistores de medición en serie. En un circuitoeléctrico en serie, los valores de resistencia sesuman. La resistencia más alta es predominante;éste es el caso para las capas que contienen hi-drocarburos.

1,800

Prof.,pies

Inducción profunda computada

ohm.m0.2 2,000

1,810

1,820

1,830

1,840

1,800

Prof.,pies

1,810

1,820

1,830

1,840

Inducción profunda computada

Perfil Rt del modelo Perfil Rt del modelo Perfil Rh-Rv del modelo

Rh Rv

ohm.m0.2 2,000

Resistividad horizontal, Rh

Resistividad vertical, Rv

ohm.m0.2 2,000

Rarena

Rlutita

Rarena

Rlutita

Rlutita

Rarena

Rarena

> La dirección importa. Bajo las condiciones adecuadas, la respuesta de inducción profunda a una capa isotrópica homogénea (izquierda) es la mismaque la de una capa laminada anisotrópica (centro). Esto sucede cuando las capas son más delgadas que la resolución vertical de la medición. Para elarreglo de inducción profunda de 90 pulgadas, la resolución vertical oscila entre 0.3 y 1.2 m [1 y 4 pies]. Las mediciones de resistividad horizontal (Rh) sonanálogas a los circuitos de resistores en paralelo, de manera que en el valor de resistividad de la capa laminada incide fundamentalmente la que tiene laresistividad más baja, Rlutita. Con las herramientas de inducción estándar, es fácil pasar por alto las capas arenosas con hidrocarburos. La resistividadvertical (Rv) es análoga a un circuito de resistores en serie (derecha) y su valor es dominado por la capa con la resistividad más alta. Una diferenciagrande entre Rv y Rh indica anisotropía.

21. Moran y Kunz, referencia 8.22. Anderson, referencia 19.23. Howard AQ: “A New Invasion Model for Resistivity Log

Interpretation,” The Log Analyst 33, no. 2 (Marzo–Abril de 1992): 96–110.

El concepto de que la resistencia medida de-pende de la dirección en la que se obtiene, se co-noce como “anisotropía eléctrica.” Dado que laadquisición de registros de pozos comenzó enpozos verticales con apilamientos de capas más omenos horizontales, la resistividad paralela a lascapas se denominaba resistividad horizontal, Rh, yla resistividad medida en las capas recibía el nom-bre de resistividad vertical, o Rv. En una arena iso-trópica de gran espesor, Rh = Ra = Rv. No obstante,si el espesor de las capas de estratificación esmenor que la resolución vertical de la herra-mienta, la medición de Rh es análoga al circuitoeléctrico en paralelo.

La mayor parte de la tecnología para determi-nar la resistividad de las formaciones registrabala componente horizontal, lo que generaba difi-

cultades a la hora de evaluar las capas delgadascompuestas por lutitas y arenas con hidrocarbu-ros. En una medición de inducción uniaxial, lascorrientes de la formación fluyen en bucles hori-zontales y la sensibilidad resultante lo es con res-pecto a la resistividad horizontal. En la mayoríade los yacimientos laminados, Rh ≠Rv. En base a laanalogía del circuito en paralelo, Ra será similar envalor al de la capa con la resistividad más baja, nor-malmente la lutita. En eso radica el problema conla interpretación de la resistividad derivada de me-diciones de inducción en los yacimientos lamina-dos: la naturaleza dominante de las capas menosresistivas enmascara a las capas más resistivas quepueden poseer potencial de contener hidrocarbu-ros. El resultado es que las zonas productivas pue-den ser pasadas por alto o subvaloradas.24 La

relación Rv /Rh es una medición de utilidad paradeterminar el nivel de anisotropía y, cuando esmayor que 5, alerta al analista de registros paraque investigue yacimientos potenciales con espe-sores productivos laminados.

En una secuencia de arenas y lutitas lamina-das, la porción del yacimiento que resulta de inte-rés es la arena. Si bien Rv no provee la resistividadreal de la capa de arena con hidrocarburos, puedecombinarse Rarena con otras mediciones para ob-tenerla. Los efectos de la lutita deben removersede la medición volumétrica para obtener la resis-tividad de las capas de arena (izquierda). El cál-culo de Rarena a partir de Rh y Rv requiere unafuente secundaria de información para determi-nar el volumen de lutita y de ese modo eliminarsus efectos. El volumen de lutita se obtiene de di-versas fuentes, incluyendo la sonda de Espectros-copía de Captura Elemental ECS. Una vezdeterminado, el valor de Rarena puede emplearsepara calcular la saturación de agua, Sw, utilizandola ecuación de Archie. La obtención completa dela fórmula para determinar el valor de Rarena y Sw

en un medio anisotrópico se halla explicada en labibliografía referida a esta temática específica.25

El cálculo de Rarena y Sw en la fracción dearena se efectúa habitualmente usando un soft-ware de análisis petrofísico. No obstante, se handesarrollado hojas de cálculo Excel para convertirRv y Rh manualmente en el valor de saturación deagua, Sw.26

Las dos limitaciones principales de las herra-mientas de inducción uniaxial, la resistividad in-correcta en las capas inclinadas y los efectos dela anisotropía, han sido superadas con las medi-ciones de inducción triaxial. La obtención de unvalor de resistividad más exacto se traduce en unvalor de Sw más preciso, lo que permite que los pe-trofísicos evalúen correctamente los yacimientoscon hidrocarburos. La caracterización adecuada delas arenas laminadas significa un menor númerode yacimientos de baja resistividad pasados poralto. La resistividad verdadera en los pozos desvia-dos y en las capas inclinadas implica un análisis vo-lumétrico más exacto. En última instancia, sepuede descubrir y producir más petróleo y más gasen los yacimientos. Los siguientes estudios de casosdemuestran cómo se emplearon las mediciones deresistividad triaxial para evaluar los pozos de pe-tróleo y gas, difíciles de interpretar.

La resistividad verdadera en los pozos desviadosEn el área marina de Angola se corrió una herra-mienta AIT en un pozo desviado 60°. Las formacionespenetradas incluyeron dos arenas de 10 m [30 pies]con alta resistividad. Un intervalo de 30 pies, en

72 Oilfield Review

> Saturación oculta. Las resistividades Rh y Rv provienen de la herramienta Rt Scanner. La resistividadde las capas de arena puede ser resuelta a partir de estas mediciones, en combinación con los volúme -nes fraccionales de arena y lutita. Para este ejemplo, la herramienta de inducción convencional habríamedido un valor de Rh = 2.3 ohm.m. El valor de Rv, obtenido a partir de la medición de inducción triaxial,es de 12.8 ohm.m. Las fracciones volumétricas, Flutita y Farena, podrían derivarse con una herramientade Espectroscopía de Captura Elemental ECS. Dado que las lutitas a menudo exhiben anisotropía sinla presencia de laminaciones arenosas, en este ejemplo se usan dos valores diferentes para la lutita:Rlutita-v vertical es 2 ohm.m y Rlutita-v horizontal es 1 ohm.m. Estos valores deberían determinarse dentrode un intervalo arcilloso anisotrópico. Este método arroja una relación Rv/Rh de 2 en la lutita, en com -paración con la relación equivalente a 5.6 de toda la secuencia de arenas y lutitas. La resolución delas ecuaciones (derecha) para Rarena provee un valor de 20 ohm.m. El valor de 2.3 ohm.m, medido conuna herra mienta de inducción convencional, constituiría una subvaloración considerable del volumende hidrocarburos.

Rarena

Rarena

Rarena

Rlutita-h

Rarena

Rlutita-h

Rlutita-h

Rlutita-v

Rlutita-v

Rlutita-v

Rarena

Rarena

Rlutita–h = 1 ohm.m

Rlutita–v = 2 ohm.m

Rv = 12.8 ohm.m

Rh = 2.3 ohm.m

Flutita = 40%

Farena = 60%

Rarena = 20 ohm.m

1

Rh

= +Farena

Rarena

Flutita

Rlutita-h

Rv = +x xFarena Rarena Fshale Rshale-v

Otoño de 2008 73

general, se encuentra dentro de la resoluciónvertical de esta herramienta uniaxial y, por consi-guiente, debería proveer una lectura de Rt razo-nable a partir de la medición de inducción másprofunda; es decir, el arreglo de 90 pulgadas. Perodebido a los efectos de la desviación del pozosobre la medición, dicha lectura fue inferior alvalor real de Rt.

Luego se corrió una herramienta Rt Scannera través del mismo intervalo. La inversión de losdatos y la corrección por los efectos del echadoproporcionaron valores de resistividad que fueronmás precisos que los de la herramienta AIT (dere-cha). La resistividad corregida, obtenida con laherramienta Rt Scanner, fue cinco veces mayorque la resistividad profunda medida con la herra-mienta AIT.

Si bien los cálculos de la saturación de aguausando la resistividad obtenida con cualquiera delas dos herramientas indicaría la presencia de hi-drocarburos, los cómputos de las reservas seríansustancialmente diferentes. Las saturaciones y losvolúmenes de hidrocarburos superiores, compu-tados con los datos de la herramienta Rt Scanner,afectarían el diseño de las instalaciones de pro-ducción, la planeación de la infraestructura alargo plazo, y las decisiones relacionadas con laimplementación de programas de recuperaciónsecundaria y terciaria. El hecho de obtener unvalor de Rt preciso posee enormes implicancias,especialmente para los yacimientos marginales,donde las decisiones críticas de tipo proceder/noproceder, basadas en datos menos exactos, gene-rarían una subvaloración del volumen de hidro-carburos en sitio.

Una consideración adicional es que el costo delas operaciones de perforación de áreas prospec-tivas en aguas profundas ha limitado el númerode pozos que pueden perforarse para evaluar unyacimiento prospectivo. Los petrofísicos y los geó -logos deben construir modelos de yacimientos condatos adquiridos en la superficie, convalidadoscon menos pozos reales. Es absolutamente crucialque estos modelos sean calibrados con los datosmás exactos disponibles, puesto que perforarpozos de delineación (o avanzada) y pozos de re-lleno para refinar el modelo resulta prohibitivopor su alto costo. Es económicamente más efec-tivo utilizar datos de resistividad precisos obteni-

dos con herramientas de inducción triaxial y co-rregidos por el echado de las capas y la desviacióndel pozo, para mejorar el conocimiento del yaci-miento desde la perforación del primer pozo.

La anisotropía en las turbiditas de aguas profundasLas compañías de E&P no pueden permitirse sub-valorar las reservas o perder oportunidades. De-safortunadamente, las secuencias de arenas ylutitas laminadas han sido pasadas por alto de-bido a los efectos de la anisotropía.

Como ejemplos de yacimientos laminados sepueden mencionar las turbiditas y los sedimentosfluviales deltaicos. El término “espesor productivode baja resistividad” ha sido aplicado a estos tiposde ambientes.

La supresión de los valores de resistividad me-didos con las tradicionales herramientas de in-ducción, asociada con la anisotropía, es la razónfundamental de la baja resistividad. Pero aunquesean identificados correctamente, estos yacimien-tos son difíciles de evaluar. En términos prácticos,el empleo de las mediciones de resistividad con-vencionales para calcular las reservas de hidro-carburos puede conducir a subestimacionessuperiores al 60% en comparación con el análisisque utiliza los valores de Rv y Rh.27 La CuencaKrishna-Godavari, frente a la costa este de India,constituye un ejemplo de aguas profundas de unasecuencia turbidítica de arenas y lutitas delgadas

> Corrección de la resistividad derivada de registros de inducción por los efectos de la desviación. Laresistividad correcta es un parámetro crítico para el cálculo exacto de los hidrocarburos en sitio. Estepozo desviado 60° posee dos zonas con hidrocarburos de alta resistividad. La resistividad AIT (Carril 2,guiones verdes), obtenida con el arreglo de inducción de 90 pulgadas, mide 100 ohm.m en el lóbulosuperior (entre X,940 y X,990) y tan sólo 20 ohm.m en el lóbulo inferior (entre Y,000 e Y,050). Después de la corrección por el echado, los valores de resistividad obtenidos con la herramienta Rt Scanner(Carril 3, rojo) son más altos: cercanos a 500 ohm.m en la arena superior y 100 ohm.m en la seccióninferior. En los 100 pies inferiores (entre Y,100 e Y,200), Rh (Carril 3, azul) es significativamente menorque Rv (rojo), lo que indica anisotropía. Esta anisotropía (sombras de amarillo) sugiere una secuenciapotencial de arenas y lutitas laminadas; el análisis posterior de este intervalo puede revelar lapotencial existencia de hidrocarburo adicional.

Y,200

Prof.,pies

Rayos gamma

0 ºAPI 150

ohm.m ohm.m

Resistividad AIT

Resistividad Rt Scanner

X,9001 10 100 1,000 1 10 100 1,000

Y,000

Y,100

Calibrador

6 pulgadas 16

Arreglo de 10 pulgadasArreglo de 20 pulgadasArreglo de 30 pulgadasArreglo de 60 pulgadasArreglo de 90 pulgadas

Arreglo de 90 pulgadasRh

Rv

24. Boyd A, Darling H, Tabanou J, Davis B, Lyon B, Flaum C,Klein J, Sneider RM, Sibbit A y Singer J: “The Lowdownon Low-Resistivity Pay,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 4–18.

25. Clavaud JB, Nelson R, Guru UK y Wang H: “Field Exampleof Enhanced Hydrocarbon Estimation in Thinly LaminatedFormation with a Triaxial Array Induction Tool: A Laminated Sand-Shale Analysis with Anisotropic Shale,”Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición

de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 dejunio de 2005, artículo WW.

26. Clavaud et al, referencia 24.27. Saxena K, Tyagi A, Klimentos T, Morriss C y Mathew A:

“Evaluating Deepwater Thin-Bedded Reservoirs with Rt Scanner,” presentado en la 4a Conferencia de AguasProfundas y Áreas Submarinas de PetroMin, Kuala Lumpur, 20 al 21 de junio de 2006.

(arriba). Reliance Industries tuvo una etapa deéxito inicial en el área, pero la evaluación del po-tencial del yacimiento en un medio anisotrópicodificultó la cuantificación del volumen de hidro-carburos en sitio.

Por definición, las capas delgadas son capasprospectivas cuyo espesor es menor que la reso-lución vertical de la herramienta. Los espesoresde las secuencias de arena-lutita-limo de laCuenca Krishna-Godavari se encontraban en elrango milimétrico, bien por debajo de la resolu-ción mínima de 0.3 m [1 pie] disponible con las

herramientas de inducción, e incluso menoresque la resolución vertical de 3 cm [1.2 pulgada]de los dispositivos de porosidad. Los registros ad-quiridos con las herramientas convencionales noproveían información suficiente para evaluar laszonas anisotrópicas (arriba). El intervalo que seencuentra por encima de X,X65 m, donde termi-

nan las secciones de arenas productivas más lim-pias, posee valores de resistividad que oscilanentre 1 y 2 ohm.m. Con niveles de resistividad tanbajos, no era esperable que existiera producciónde hidrocarburos.

Para su Pozo KG-1, Reliance obtuvo conjuntosde registros de alta resolución y datos con el gene-

74 Oilfield Review

> La Cuenca Krishna-Godavari, frente a la costaeste de India. El Pozo KG-1 se encuentra ubicadoen el Bloque KG-DWN-98/3. En este ejemplo, laslaminaciones de un núcleo (arriba) poseen unespesor cercano a un milímetro [0.04 pulgada];típico de las secuencias turbidíticas presentes enla Cuenca Krishna-Godavari. La resolución verticalmínima para las herramientas de inducción es de0.3 m. La evaluación y el cálculo de los hidrocar -buros recuperables son complejos debido a lanaturaleza anisotrópica y de baja resistividad delyacimiento.

INDIA

C H I N A

SRI LANKA

KG-DWN-98/3

AFGANISTÁN

PAKISTÁN

> Reservas subestimadas. El análisis ELANPlus—típico de los registros corridos en el campo—com -puta los hidrocarburos (Carril 5, rojo) presentes en las arenas (Carril 6, amarillo), pero los volúmenesson escasos considerando el espesor neto. Por encima de X,X65 m, la saturación de agua y los volú -menes de hidrocarburos indican que la producción de petróleo o gas sería escasa. Pero se sabe queesta zona corresponde a una secuencia turbidítica de arenas y lutitas laminadas. Una herramientade inducción triaxial puede ayudar a determinar el grado de anisotropía y las posibilidades deencontrar hidrocarburos.

X,X45

Prof.,m

Parámetro sigma

Resistividad

0.2 ohm.m 1000 u.c. 50

0 °API 150

6 pulgadas 16

Sw

Porosidadefectiva

X,X50

X,X55

X,X60

X,X65

X,X70

X,X75

X,X80

Arreglo de90 pulgadas

Rayos gamma

Calibrador

0.2 ohm.m 100

Arreglo de60 pulgadas

0.2 ohm.m 100

Arreglo de30 pulgadas

60 % 0

Porosidad-neutrón

60 % 0

Porosidad según gráficade interrelación

1.65 g/cm3 2.65

Densidad volumétrica0.2 ohm.m 100

Arreglo de20 pulgadas

0.2 ohm.m 100

Arreglo de10 pulgadas

Cruce densidad-neutrón Hidro-carburo

Montmorillonita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Agua

100100

50 0%

%%

Litología

00

Zonaanisotrópica

Otoño de 2008 75

rador de Imágenes Microeléctricas en Lodos a Basede Aceite (OBMI) (abajo). Las imágenes OBMI re-velaron la existencia de laminaciones delgadas, co-rroboradas por el núcleo. Se generó un registro deresistividad sintético a partir de los datos OBMI dealta resolución, que indicó la existencia de aniso-tropía. La medición de resistividad AIT osciló entre

1 y 2 ohm.m. Debido a los bajos valores de lasmedicio nes de resistividad AIT registradas en el ya-cimiento laminado, se agregó la sonda Rt Scanneral programa de adquisición de registros.

Los registros de la herramienta Rt Scannerseñalaron la existencia de un alto grado de aniso-tropía en el yacimiento y proporcionaron una medi-

ción precisa de la resistividad de la arena. Variaszonas promisorias, denotadas con una relaciónRv /Rh mayor que 5, fueron identificadas como áreasque requerían una evaluación más exhaustiva. En elPozo KG-1, las zonas donde la relación Rv /Rh esmenor que 5 carecen de laminaciones. La corro -boración con los datos de núcleos convalidó la

> Registros y núcleo del Pozo KG-1. El núcleo de la derecha muestra laminaciones delgadas, que pueden observarse en la imagen OBMI(Carril 4). Las cinco curvas AIT (Carril 2) se superponen, pero la naturaleza en forma de pico de la resistividad reconstruida a partir delos datos OBMI (verde) indica la existencia de laminaciones. Esto se debe a que la herramienta OBMI posee mejor resolución vertical.Las curvas obtenidas con las herramientas de densidad- neutrón (Carril 3) se encuentran separadas sobre la mayor parte del intervalo,lo que indica un alto contenido de lutita. Existen algunos lugares en los que las curvas de densidad y neutrón se cruzan (sombras deamarillo), lo que señala la posibilidad de que exista petróleo liviano o gas, pero estas zonas poseen un espesor de menos de un metro [3 pies]. Las mediciones de baja resistividad de la herramienta AIT y el escaso contenido de arena se traducirían en una evaluaciónpesimista de los hidrocarburos en dicho intervalo.

pulgadas mTamaño de la barrena Prof.,6 16

pulgadas

Calibrador

6 16

u.c.

Parámetro sigmade la formación

0 50

%

Porosidad neutrón

60 0

g/cm3

Densidad volumétrica

Imagen OBMI

Conductiva Resistiva

0° 360°240°120°

1.65 2.65

°API

Rayos gamma

0 150

ohm.m

Datos OBMI

Resistividad

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 90 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 60 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 30 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 20 pulgadas

0.2 200

ohm.m

Arreglo de 10 pulgadas

0.2 200

73

74

75

76

77

78

79

Crucedensidad-neutrón

tervalo que contaba con un conjunto completo deregistros, el espesor de la zona productiva neta,empleando valores de corte del 7% para la porosi-dad y del 80% para el agua, se incrementó en un35%. Los valores de las reservas calculadas fueron55.5% superiores a los obtenidos previamente conlos registros y programas de evaluación petrofí-sica tradicionales (próxima página).

76 Oilfield Review

>Determinación de la anisotropía utilizando la relación Rv/Rh. El servicio Rt Scanner provee una relación Rv/Rh (Carril 1,negro) mayor que 5 en diversos intervalos (flecha roja). Estas zonas corresponden a las laminaciones presentes en elnúcleo (izquierda). En los intervalos en los que la relación Rv/Rh es baja (flecha negra), el núcleo contiene laminacionesescasas o inexistentes (derecha). A lo largo de toda esta sección, Rh (Carril 3, azul) raramente excede 2 ohm.m, si bienlas curvas de Rv (rojo) y Rarena (negro) alcanzan un valor mucho mayor. Los registros de densidad-neutrón (Carril 4)muestran la presencia de hidrocarburos (sombras de rojo) por debajo de 100 m, pero no proporcionan demasiadaayuda a la evaluación del yacimiento por encima de 100 m. Si bien los valores de Rh sugieren escaso potencial productivo, los valores más altos de Rarena indican la presencia de hidrocarburos.

Densidad-neutrón

%

Porosidadneutrón

1.65 g/cm3

Densidadvolumétrica

2.65

60 0

%

Porosidadsegún gráfica

de interrelación

60 0

Se observan capasdelgadas en el núcleo

Según la herramienta Rt Scanner, la relaciónRv /Rh = 9. Esta zona

posee un gradoimportante de

anisotropía eléctrica

No se observancapas delgadas

en el núcleo

La relación Rv /Rh

es baja. Esta zonaposee una anisotropíaeléctrica insignificante

80

90

100

110

120

m

Profundidad,

0

Relación Rv /Rh

20

8 pulgadas

Tamaño de la barrena

18

0 °API

Rayos gamma

100

8 pulgadas

Calibrador

18

Condiciones depozo deficientes

0.2 ohm.m

Rarena

200

0.2 ohm.m

Rv

200

0.2 ohm.m

Rh

200

0.2 ohm.m

Arreglo de90 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de60 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de30 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de20 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de10 pulgadas

Resistividad

200

medición obtenida con la herramienta Rt Scanner(arriba).

El servicio de análisis avanzado de registrosmultiminerales ELANPlus, permitió identificaraproximadamente 8 m [26.2 pies] de yacimientode calidad utilizando las técnicas de interpreta-ción convencionales. Después de incorporar losdatos de inducción triaxial en el análisis del in-

Resolución de la anisotropía en África OccidentalLa interpretación de los yacimientos eléctrica-mente anisotrópicos ha sido difícil con las técnicasde análisis petrofísico tradicionales. Klein et al fue-ron los primeros en proponer un marco de referen-cia para utilizar las gráficas de interrelación con el

Otoño de 2008 77

> Incorporación de los datos Rt Scanner. Las curvas AIT (Carril 2) leen aproximadamente 1 ohm.m, con algunas seccionesde 2 ohm.m. El valor de Rh (Carril 3, azul) es equivalente a la curva del arreglo de 90 pulgadas AIT. La resistividad Rv (rojo)registra más de 10 ohm.m en varios intervalos. El valor de Rarena (negro), proveniente de la herramienta Rt Scanner, se utilizacomo dato de entrada para el cálculo de la saturación de agua, Sw. La saturación de agua, resultante de la herramienta Rt Scanner (Carril 5, rojo), es menor que el valor de Sw derivado de los datos AIT (azul). Esto indica que el volumen dehidrocarburos del yacimiento es mayor que el que se computó originalmente.

0

Relación Rv /Rh

mProfundidad,

30

40

50

60

70

20 0.2 ohm.m

Arreglo de90 pulgadas

200

8 pulgadas

Tamaño de la barrena

18

8 pulgadas

Calibrador

18

Condiciones depozo deficientes

Densidad-neutrón

Montmorillonita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Agua

0.2 ohm.m

Arreglo de60 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de30 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Rarena

200

0.2 ohm.m

Rv

200

60 %

Porosidad neutrón

0

60 %

Porosidad segúngráfica de

interrelación

0

1.65 g/cm3

Densidadvolumétrica

2.65

100 %

Sw obtenida con la herramienta AIT

0 100 %

Litología

0

100 %

Sw obtenida conla herramienta

Rt Scanner

0

0.2 ohm.m

Rh

200

0.2 ohm.m

Arreglo de20 pulgadas

200

0.2 ohm.m

Arreglo de10 pulgadas

Resistividad

200

fin de evaluar estos yacimientos.28 La técnica fueadaptada posteriormente para incorporar datosde registros adicionales, incluyendo los de reso-nancia magnética nuclear (RMN) y los de induc-ción triaxial.29 Los diagramas de Klein originalesasumen la existencia de una estratificación dematerial macro- y micro-poroso isotrópico y unaestratificación de arenas espesas y delgadas; con-dición que no ocurre comúnmente en las secuen-cias de arenas y lutitas laminadas rodeadas delutitas anisotrópicas. Se ha demostrado empírica-mente que la compactación, que habitualmentese incrementa con la profundidad, aumenta elnivel de anisotropía de las lutitas (derecha).

Para dar cuenta del escenario más realista delas lutitas anisotrópicas, se desarrolló un dia-grama de Klein modificado que resuelve gráfica-mente Rv y Rh a la vez que se ajusta por laanisotropía de la lutita.30 Dado que las lutitas ani-sotrópicas pueden crear expectativas falsas conrespecto a la existencia de una zona productivade baja resistividad si no se consideran adecuada-mente, también se usan datos de RMN para dife-renciar las lutitas laminadas de las secuencias dearenas y lutitas. Las herramientas de RMN midenel volumen de fluido libre, o la porosidad, pre-sente en el yacimiento. Las lutitas usualmente po-seen grandes volúmenes de fluidos, pero losmismos están ligados a las arcillas que las compo-nen. Mediante la incorporación de la porosidadobtenida por el método de RMN, que ignora losfluidos presentes en las lutitas, los analistas de re-gistros pueden identificar las secuencias de are-nas y lutitas laminadas con potencial de contener

hidrocarburos, eliminando al mismo tiempo delanálisis, las secuencias de lutitas laminadas.

Los diagramas de Klein modificados son simila-res a las gráficas de interrelación densidad- neutróny a partir de ellos se puede determinar gráfi ca -mente una zona arcillosa anisotrópica (abajo).

Debido a su forma característica, estas gráficas deinterrelación modificadas se conocen como “diagra-mas tipo mariposa.” A partir de ellos, los analistasde registros seleccionan gráficamente parámetros,efectúan controles de calidad y evalúan el potencialde producción de los yacimientos laminados.

78 Oilfield Review

> Diagramas de Klein. El diagrama de Klein tradicional (izquierda) no toma en cuenta la anisotropía de las lutitas. El diagrama tipo mariposa modificado(centro) incluye esta anisotropía y puede ser dividido en regiones productivas y no productivas, rotando en la zona arcillosa. Los valores de Rv y Rh de lagráfica de interrelación corresponden a regiones específicas que pueden analizarse rápidamente (derecha). La zona de agua (círculo azul) muestra unasaturación de agua del 100%. La zona arcillosa indica un 100% de lutita.

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103 101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103

Ausencia de lutitasanisotrópicas

Agua Con lutitasanisotrópicas

Agua

Ausencia de zona productiva

Lutita Zona productiva

Agua

Flutita Flutita

Rlutita-v = 1Rlutita-h = 1

Lutita

Rlutita-v = 10Rlutita-h = 1

Lutita

Rarena Rarena

> La anisotropía en las arenas y en las lutitas. A medida que la compactación(rojo) se incrementa—el caso típico de los ambientes depositacionales másprofundos—la porosidad de la arcilla se reduce y la relación Rv/Rh de la lutitaaumenta. Las herramientas de inducción triaxial por sí solas no pueden dis-tinguir entre la anisotropía de las lutitas, inducida por la compactación, y lamedida en una secuencia de arenas y lutitas laminadas. Y, si bien la herra-mienta de RMN es útil para la identificación de zonas con fluidos móviles ypara la diferenciación de las lutitas anisotrópicas de las secuencias de are-nas y lutitas laminadas, el volumen de arena y lutita debe ser determinado enbase a otras fuentes, tales como la herramienta ECS.

0

2

4

6

8

1

3

5

7

9

R v/R h

0 10 20 30Porosidad, %

40 50 60

Compactación

Otoño de 2008 79

Los registros de un pozo del área marina deÁfrica Occidental demuestran la técnica de losdiagramas de Klein modificados.31 La incorpora-ción de los datos de RMN mejoró aún más la eva -luación. El operador optó por correr la herramientaRt Scanner, el servicio experto de resonancia mag-nética MR Scanner, y las herramientas de densi-dad-neutrón y OBMI. En una zona, la mediciónobtenida con la herramienta de inducción triaxialindicó un incremento del 80% en el cálculo de larelación neto-total para el espesor productivo y unincremento del intervalo neto calculado de casi 5 m[15 pies]; de 7 a 11.6 m [23 a 38 pies], respecto delos cálculos derivados de registros convencionalesy técnicas petrofísicas tradicionales (arriba).

Los diagramas tipo mariposa permitieron de-tectar la zona arcillosa y facilitaron las distinciónde las lutitas anisotrópicas de las secuencias ani-sotrópicas de arenas-lutitas-limos. En base a su

relación Rv /Rh, los intervalos arcillosos no pro-ductivos exhibían una anisotropía similar a la delas secuencias laminadas de arenas y lutitas. Estecaso demuestra cómo los datos de RMN puedenser utilizados con los registros de inducción tria-xial para diferenciar las lutitas no productivas de

las laminaciones arenosas potencialmente pro-ductivas.

Otro ejemplo de África Occidental corres-ponde a dos tipos de lutitas muy disímiles, en losque los diagramas de Klein modificados permitie-ron distinguir la roca de calidad yacimiento de las

28. Klein JD, Martin PR y Allen DF: “The Petrophysics ofElectrically Anisotropic Reservoirs,” The Log Analyst 38,no. 3 (Mayo–Junio de 2007): 25–36.

29. Fanini ON, Kriegshäuser BF, Mollison RA, Schön JH y YuL: “Enhanced, Low-Resistivity Pay, Reservoir Explorationand Delineation with the Latest MulticomponentInduction Technology Integrated with NMR, Nuclear, and Borehole Image Measurements,” artículo SPE69447, presentado en la Conferencia de IngenieríaPetrolera de América Latina y el Caribe de la SPE,Buenos Aires, 25 al 28 de marzo de 2001.

30. Para obtener más información sobre los diagramas deKlein modificados, consulte: Cao Minh C, Clavaud J-B,Sundararaman P, Froment S, Caroli E, Billon O, Davis G y Faribairn R: “Graphical Analysis of Laminated Sand-Shale Formations in the Presence of AnisotropicShales,” World Oil 228, no. 9 (Septiembre de 2007): 37–44.

31. Cao Minh C, Joao I, Clavaud J-B y Sundararaman P:“Formation Evaluation in Thin Sand/Shale Laminations,”artículo SPE 109848, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California,EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.Este artículo integra una serie de tres partes. Véaseademás: Cao Minh C y Sundararaman P: “NMRPetrophysics in Thin Sand/Shale Laminations,” artículoSPE 102435, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.Cao Minh C, Clavaud JB, Sundararaman P, Froment S,Caroli E, Billon O, Davis G y Fairbairn R: “GraphicalAnalysis of Laminated Sand-Shale Formations in thePresence of Anisotropic Shales,” Transcripciones del21o Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Austin, Texas, 3 al 6 de junio de 2007, artículo MM.

> Diagrama de Klein modificado en acción. La gráfica de interrelación de los valores de Rv y Rh se muestra en el diagrama tipomariposa (derecha). El analista de registros selecciona los puntos de medición que caen en la región con hidrocarburos (magenta)en las regiones productoras de agua (azul) y en la zona de lutita (verde). La codificación en color a lo largo del carril de resistividad(Carril 3) del registro ELANPlus, corresponde a los puntos de medición seleccionados manualmente por el analista de registros.Los puntos no seleccionados (negro) no se presentan. Los valores de saturación de agua cambian (Carril 5, sombras de amarillo)cuando se utiliza Rarena (rojo) en lugar de la resistividad uniaxial, Rh (negro). El intervalo por encima de 700 m posee un grado signi -ficativo de anisotropía (Carril 4, verde) pero poco hidrocarburo. Una de las ventajas de los diagramas de Klein modificados es lacapacidad para identificar rápidamente estas zonas no productivas.

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103

Flutita0 0.5 1.0

Neutrón Densidad Rh, Rv, Rarena, Rsh Anisotropía

500

Prof

undi

dad,

m600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

40 30 20 10 100 0 5 10 15Saturación de agua

100 50 0101 102

Sw RarenaSw Rh

Rlutita-v = 3.27Rlutita-h = 0.51

Lutita

Flutita

Rarena

lutitas. Dos intervalos productores de hidrocarbu-ros estaban separados por una sección arcillosano productiva, pero una zona con característicassimilares poseía potencial de producción (abajo).Los datos obtenidos con las herramientas de in-

ducción triaxial resultaron esenciales para la eva-luación correcta del pozo. En el intervalo superior,el recuento de arena se incrementó en un 54% y larelación neto-total para el espesor aumentó un70%, con respecto a los valores derivados del uso

de las técnicas convencionales. En el intervalo in-ferior, el incremento no fue tan pronunciado por-que las arenas no estaban tan intensamentelaminadas. No obstante, la relación neto-totalpara el espesor fue aproximadamente 20% mayor

80 Oilfield Review

> Anisotropía variable de las lutitas. Estos ejemplos corresponden a intervalos con dos tipos de lutitas diferentes, que se registraron con las herramientasRt Scanner, densidad-neutrón, OBMI y MR Scanner. Aquí se utilizaron la herramienta de RMN y las herramientas de densidad-neutrón como indicadoresde arena y lutita (Carril 1). La separación entre Rv y Rh (Carril 3) y la curva correspondiente a la relación Rv/Rh (Carril 4, sombras de verde) indicananisotropía. El valor de Rh oscila entre 1 y 2 ohm.m, mientras que el valor de Rarena (Carril 7, rojo) es sistemáticamente mayor que 10 ohm.m en el intervalosuperior. Dado que la resistividad más alta corresponde a un volumen mayor de hidrocarburos, el volumen calculado de hidrocarburos (HC) (Carril 9) esmayor cuando se calcula utilizando Rarena (rojo) que cuando se usa la resistividad derivada de los registros de inducción uniaxial (negro). En el registrosuperior, los valores de anisotropía (Carril 4, verde) observados entre X,680 y X,720 parecen similares a los del intervalo Y,760 – Y,820 en el registro inferior.Si bien la anisotropía es alta en ambos intervalos, es el resultado de la presencia de lutitas anisotrópicas en el registro inferior, no de hidrocarburos. Lasgráficas tipo mariposa permiten aislar e identificar rápidamente estas zonas no productivas, distinguiéndolas de la zona productiva (magenta) como semuestra en las gráficas ELANPlus.

PhiarenaPhiarena NMR Rv , Rh Anisotropía

OBMIGR

T2Farena

Farena NMRRt Scanner Rarena

NMR Rarena Fluidos RMN Volumen HC

Zona

s pr

oduc

tivas

X,700

X,740

Prof

undi

dad,

mPr

ofun

dida

d, m

X,660

X,620

0.5 10 0.4 0.2 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0.4 0 0.2 0.410 1000.5 110 100 1,0005 10 1510 100

40 m

LutitaArena

Petróleo

OBM

Agua

Petróleo

OBM

Agua

Fluidos RMN0 0.2 0.4

PhiarenaPhiarena NMR Neutrón Densidad

Neutrón Densidad

Rv , Rh Anisotropía

OBMIGR

T2Farena

Farena NMRRt Scanner Rarena

NMR Rarena Volumen HC

Zona

s pr

oduc

tivas

Zona

s pr

oduc

tivas

Y,850

Y,900

Y,800

Y,750

0.5 10 0.4 0.2 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0.410 1000.5 110 100 1,0005 10 1510 100

10 m

Lutita

Arena

DatosRt ScannerDatos AIT Datos RMN

DatosRt ScannerDatos AIT Datos RMN

Valor decorte

Valor decorte

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100 102 103

101

Rh, ohm.m

R v, o

hm.m

10–1

10–1

100

101

102

103

100

102

103

Flutita

Rarena

Rlutita-v = 1.24Rlutita-h = 0.52

Lutita

Flutita

Rlutita-v = 2.54Rlutita-h = 0.58

Lutita

Rarena

Echado

Azimut

Medidoreléctrico

de echados90 pulgadas

Rh

Rv

Rh

RvEchado

Azimut

Otoño de 2008 81

después de incorporar los datos provistos por lasherramientas de inducción triaxial (arriba). La lu-tita anisotrópica no productiva fue identificada yeliminada del análisis posterior. La herramientaMR Scanner proporcionó una verificación inde-pendiente del espesor neto con hidrocarburos.

En el análisis final, el espesor neto con hidro-carburos y la relación neto-total para el espesor fue-ron cuantificados con mayor precisión usando losdatos provistos por la herramienta Rt Scanner y lainformación del servicio MR Scanner. En compara-ción con los resultados tradicionales de inducciónAIT, hubo incrementos significativos de las reser-vas calculadas. Los diagramas de Klein modificadostambién demostraron ser un instrumento efectivode vista rápida para el analista de registros.

Echados provenientes de mediciones de inducción Los últimos dos estudios de casos demuestran lautilidad de los datos de echados, proporcionadospor el servicio Rt Scanner. El uso de las medicio-nes de inducción para proveer los echados de lasformaciones no es nueva—el concepto fue paten-tado por primera vez en la década de 1960—perono había tenido aplicación práctica. Las herra-mientas de inducción triaxial brindan los datos deechados como un subproducto natural del proce-samiento de datos estándar.

Las herramientas tradicionales de medición deechados están provistas de numerosos patines queregistran los cambios de resistividad pequeños quese producen a lo largo de la pared del pozo. Losprogramas de software correlacionan las lecturassimilares de los sensores y patines adyacentes paracomputar la magnitud del echado y la dirección delos planos de estratificación de la formación. Losdatos de los sensores de los patines generan unaimagen eléctrica del pozo a partir de la cual sepueden visualizar e identificar manualmente elechado estructural, los rasgos estratigráficos y lasfracturas empleando aplicaciones de software.

Las herramientas de medición de echados po-seen una resolución vertical menor que 1.3 cm[0.5 pulgada], mientras que una de inducción tria-

xial posee una resolución vertical medida en pies.Si bien los detalles finos no pueden resolverse conla precisión de los generadores de Imágenes Mi-croeléctricas de Cobertura Total (FMI), o de Imá-genes Microeléctricas en Lodos a Base de Aceite(OBMI) y de Imágenes Microeléctricas de Cober-tura Dual en Lodos a Base de Aceite (OBMI2), elservicio Rt Scanner puede suministrar el echadoestructural.

Las herramientas de generación de imágenesde echados requieren un sistema de lodo conduc-tivo para adquirir las lecturas, que luego se con-vierten en imágenes. Debido a que las propiedadesde aislamiento eléctrico de los sistemas de perfo-ración con lodo a base de aceite presentan dificul-tades a la hora de adquirir los datos, los ingenierosdesarrollaron soluciones, tales como las herra-mientas OBMI y OBMI2, para superar el pro-blema. El contacto del patín con la formación escrucial, especialmente cuando las herramientasse usan en lodos a base de aceite.

Las condiciones del pozo, tales como los de-rrumbes y la rugosidad, dificultan el contacto delpatín y degradan la calidad de las mediciones. Estosucede tanto con los lodos a base de aceite comocon los a base de agua. Las herramientas pueden

presentar situaciones de patines flotantes mientrasregistran pozos desviados. Esto, como consecuen-cia del peso de la herramienta que hace que colap-sen los brazos del calibrador e impiden que el patínse ponga en contacto con la pared del pozo. Ade-más, el movimiento irregular de la herramientaafecta negativamente la calidad de las imágenes.

La herramienta Rt Scanner es insensible a lascondiciones del pozo, tales como la rugosidad y losderrumbes y puede registrar hacia arriba o—conun calibrador modificado—hacia abajo. Por el con-trario, dada la necesidad de empujar los patinescontra la pared del pozo, los instrumentos de medi-ción de echados casi siempre registran en direc-ción ascendente. La excepción la constituyen lasherramientas FMI operadas con la columna de per-foración, que se bajan en los pozos horizontales.

Las herramientas convencionales de mediciónde echados obtienen sus mediciones con una pro-fundidad de investigación muy somera, que co-rresponde a la región más afectada por el procesode perforación (abajo). Una herramienta de in-ducción triaxial examina la región que se encuen-tra más allá de la zona vecina al pozo y es menosafectada por el daño inducido por las operacionesde perforación. Los datos de echados derivados delos registros de inducción, también se obtienen dearreglos múltiples. La capacidad para compararlos echados con distintas profundidades de inves-tigación es útil para el control de calidad; no obs-tante, hay que tener en cuenta que las variacionesproducidas en los echados pueden resultar de dis-torsiones originadas en los planos de estratifica-ción lejos del pozo.32

Resumen de los resultados

Intervalo—163 m (base) Herramienta de RMNHerramienta Rt ScannerHerramienta AIT

Hidrocarburo (HC), m

Relación entre espesor neto y total

Cambio neto, HC/NTG

18.0

0.47

20.6

0.57

14%21%

21.3

Intervalo—143 m (tope) Herramienta de RMNHerramienta Rt ScannerHerramienta AIT

Hidrocarburo (HC), m

Relación entre espesor neto y total (NTG)

Cambio neto, HC/NTG

8.2

0.26

12.6

0.44

54%/70%

12.5

>Medidor de echados sin patines. El registro de inducción de una herramienta triaxial detecta unvolumen muy grande (izquierda). La herramienta convencional de medición de echados (derecha)provee una imagen de alta resolución pero visualiza un diámetro eléctrico pequeño. Esta herramientatambién debe ponerse en contacto con la pared del pozo para adquirir datos de utilidad.

32. Amer A y Cao Minh C: “Integrating Multi-Depths ofInvestigation Dip Data for Improved Structural Analysis,Offshore West Africa,” presentado en la Conferencia yExhibición del Área Marina de Asia, Kuala Lumpur, 16 al 18 de enero de 2007.

Dado que la herramienta Rt Scanner no re-quiere ningún fluido conductivo para registrardatos, el echado estructural se puede obtener enpozos en los que en el pasado su medición era difí-cil o imposible. Los datos de echados derivados delos registros de inducción no reemplazan a la infor-mación proveniente de las herramientas conven-cionales de generación de imágenes de echadossino que complementan sus mediciones, como su-cede por ejemplo cuando las malas condiciones delpozo degradan la información adquirida con los dis-positivos que requieren el contacto del patín.

El flujo de trabajo necesario para generar lainformación de echados forma parte del procesode inversión y corrección de los datos. Los límitesde capas son definidos mediante datos crudoscompensados por los efectos del pozo, que hansido corregidos por la rotación de la herramienta.Como una aproximación de primer orden para de-terminar los límites de capas, se usa una técnicade derivadas segundas que produce un registro deescalones del arreglo de inducción (arriba). Dichoregistro posee bordes de límites más pronuncia-dos que las curvas suavizadas convencionales y lospuntos de transición netos son empleados paradeterminar dónde computar los echados.

A continuación, se computa la curva rotada co-rregida por los efectos del pozo obtenida de unarreglo simple, con una estimación inicial de laconductividad, del echado de las capas y del azi-mut del pozo. Usualmente, se invierte una ventanade 6.1 m [20 pies], pero esto depende de la rapi-

dez con que cambia el echado. Con este paso deinversión, se refinan los valores de Rv, Rh y los lí-mites de capas. El software resuelve nuevamenteel echado y el azimut para lograr el mejor ajuste através de toda la ventana. Luego, el programa sedesplaza a una distancia equivalente a la mitadde la longitud de la ventana y ejecuta la inversióncon una superposición generosa del intervalo pre-vio para eliminar los efectos de borde. Este pro-ceso continúa a lo largo de todo el intervaloregistrado. El resultado es la obtención de la resis-tividad corregida por los efectos del pozo y por elechado junto con el echado estructural y el azi-mut del pozo, que son presentados con diagramasde flechas y acimuts convencionales.

Datos de echados en aire y aguaEn EUA, la herramienta Rt Scanner proporcionóel echado y la dirección de la formación en un pozode exploración perforado con aire. El aire se uti-liza en lugar del fluido de perforación en formacio-nes que reaccionan con el lodo de perforación o enzonas de rocas duras en las que las técnicas deperforación convencionales son menos efectivas.Dado que no hay líquido presente en el pozo, lasherramientas convencionales de medición deechados no funcionan; incluyendo la herramientaOBMI.

Para el pozo en cuestión, se muestran dosintervalos con características muy diferentes(próxima página). La zona comprendida entreX,X00 y X,X50 pies posee un echado consistente

de 15°, orientado hacia el sur-sureste, con pocavariación. Aunque difíciles de visualizar, existentres mediciones independientes para las tres pro-fundidades de investigación presentadas. A lolargo de todo el intervalo, las flechas de las tresmediciones se superponen, lo que indica la con-cordancia de los diferentes conjuntos de datos.

En un intervalo más profundo, los datos mues-tran echados formacionales de muy alto ángulo, loque corroboró la interpretación y las expectativasde los geólogos. Dichos echados de alto ángulo—que se aproximan a 70°—podrían considerarsecuestionables de no ser por los datos de núcleos depozos cercanos que muestran características simi-lares. En el registro se identifica claramente unadiscordancia a Y,Y40 pies. Además, pese a la consi-derable rugosidad del pozo en el intervalo com-prendido entre Y,Y00 e Y,Y50, los datos de echadosse encuentran disponibles; una herramienta queopera por contacto de los patines podría haber sidoafectada por la condición del pozo.

En un segundo ejemplo, el operador, perfo-rando con lodo a base de aceite, corrió la herra-mienta Rt Scanner en un pozo de exploración deaguas profundas del Golfo de México. La herra-mienta FMI se corrió con fines comparativos. Elpozo poseía una desviación de 60° y el echado ver-dadero de la formación, corregido por la desviacióndel pozo, era de aproximadamente 30°. La com -paración de los datos provistos por las medicionesde la herramienta FMI con la información de laherramienta Rt Scanner mostró una excelente

82 Oilfield Review

> Pasos del proceso, inducción del medidor de echados. La información de echados provista por la herramienta de inducción triaxial constituye unresultado automático del procesamiento empleado para la corrección por el echado y el cálculo de Rv (rojo) y Rh (azul). Los datos crudos (Carril 1) soncorregidos por los efectos del pozo y luego se invierten. Los límites de las capas se identifican de los registros de escalones (curva negra), que resultande aplicar una técnica de derivadas segundas para mostrar los límites entre capas. El echado se calcula en el lugar donde los cambios de resistividadson evidentes. Los intervalos isotrópicos homogéneos no producen echados porque no existen cambios sustanciales de resistividad en el intervalo.Después de procesar completamente cada sección, los intervalos sucesivos se computan con una superposición del 25% para eliminar los efectos de los límites de capas.

300

200

100

Prof

undi

dad

0–500 0 0 10 100 1,000500

Señal R, mS/m Resistividad, ohm.m1,000 1,500 –500 0 0 10 100 1,000500

Señal R, mS/m Resistividad, ohm.m1,000 1,500 0 10 100 1,000

Resistividad, ohm.m

Superposición del 25%

xxxyxzyxyy

yzzxzyzzRegistro de escalones

xxxyxzyxyy

yzzxzyzzRegistro de escalones

RhRv

RhRv

RhRv

Otoño de 2008 83

> El primer medidor de echados usando registros de inducción en un pozo perforado con aire. Los echados resultantes delregistro Rt Scanner (Carril 3, extremo superior) en un pozo perforado con aire, muestran una excelente concordancia entre lastres profundidades de investigación: 99 cm, 137 cm y 183 cm [39 pulgadas, 54 pulgadas y 72 pulgadas]. A mayor profundidad enel pozo, los datos del echado de alto ángulo (Carril 3, extremo inferior) pasan rápidamente a un echado de bajo ángulo, enaproximadamente Y,Y40, lo que indica una posible discordancia. Un echado de 70° concuerda con los datos de núcleos de lospozos cercanos. La rugosidad del pozo y sus secciones ensanchadas (Carril 1, sombras de azul) no afectan la medición de laherramienta Rt Scanner, pero habría sido difícil registrar datos válidos en esta sección utilizando herramientas basadas en elcontacto de los patines.

X,X00

X,X50

Y,Y00

pulgadas

Calibrador

pies

Prof.,

244

Y,Y50

pulgadas

Tamaño de la barrena

244

Arreglo de 72 pulgadas

121 ohm.m

Arreglo de 54 pulgadas

121 ohm.m

Arreglo de 39 pulgadas

121 ohm.m

°API

Rayos gamma

2000

ohm.m

Arreglo de 90 pulgadas

1,0001

ohm.m

ohm.m

ohm.m

ohm.m

Rv, arreglo de 72 pulgadas

%

Porosidad neutrón

%

Porosidad-densidad

1,000 –10

–10

1 30

30

Rh, arreglo de 72 pulgadas

1,0001

Rh, arreglo de 54 pulgadas

1,0001

Rv, arreglo de 54 pulgadas

1,0001

ohm.m

Rv, arreglo de 39 pulgadas

1,0001

ohm.m

grados

Rh, arreglo de 39 pulgadas

Calidad, arreglo de 39 pulgadas

Calidad, arreglo de 54 pulgadas

Calidad, arreglo de 72 pulgadas

1,000

90

0

0

01

0

12

12

12

ohm.m

Arreglo de 10 pulgadas

Echado, arreglo de 72 pulgadasEchado verdadero

Calidad [5.15]

Calidad [15.20]1,0001Condiciones de pozo deficientes

Indicador Q,arreglo de 54 pulgadas

Indicador Q,arreglo de 72 pulgadas

Indicador Q,arreglo de 39 pulgadas

X,750

Prof.,pies

Lutita

Litología

X,800

X,850

X,900

X,950

Y,000

Y,050

Y,100

Farena

Rayos gamma

°API

pie3/pie3 1.51.5

Agua ligada

% 050 grados

Echado Rt Scanner

Calidad Imagen FMI900

Agua ligada

% 050

Densidad volumétrica

g/cm3 2.651.65

Porosidad neutrón

% 060

ArenaSw en yacimiento

laminado

Agua ligada ala arcilla

Agua ligadaa la arcilla

Sw ELANPlus

Rh

ohm.m 2000.2

Rv

ohm.m 2000.2

Arreglo de 90 pulgadas

ohm.m 2000.2Agua

% 050

Agua

% 050

Porosidad total

% 050

Porosidad total

Saturación AIT SaturaciónRt Scanner

% 050

Calidad

grados

Echado FMI

Calidad

900

Calidad

Esta tecnología de avanzada ha abierto nuevasposibilidades y ha planteado nuevas necesidadespara la industria. El desarrollo de rutinas de in-versión rápidas, aplicadas en la localización delpozo, proveería mediciones de resistividad másprecisas para el cálculo de la saturación de aguaen tiempo real. Esta información adicional mejo-raría la capacidad para tomar decisiones bien in-formadas, tales como las relacionadas con laidentificación de localizaciones óptimas para lamedición de la presión y la extracción de mues-tras de fluidos. Además, las secuencias de arenasy lutitas laminadas que pueden tener potencialcomo yacimientos de hidrocarburos podrían iden-tificarse en forma más rápida y más confiable.

Estudios científicos han demostrado que es po-sible incorporar datos sísmicos a las medicionesde inducción.33 Si bien el concepto es prometedor,aún no queda claro si las múltiples imágenes pro-fundas de las formaciones puede extenderse pararesolver las estructuras sísmicas a partir de losdatos adquiridos en la superficie.

El procesamiento comercial de los datos tria-xiales se limita actualmente a la inversión 1D eincluye el supuesto de que la invasión no incide

en la medición. Mediante la aplicación de técni-cas de inversión 2D y 3D, se pueden determinarlos efectos de la invasión, incluyendo su inclina-ción.34 Se trata de una tarea no trivial sino deci-siva; actualmente, se requiere una semana paraprocesar 30.5 m [100 pies] de datos en una PC dealto rendimiento, en comparación con el mediominuto que insume la inversión 1D. La implemen-tación comercial requerirá tiempo e innovación,tanto en lo que respecta al software de procesa-miento como a las configuraciones del hardware.

La resistividad es la medición más antigua delos registros obtenidos con herramientas opera-das con cable, pero el interés en esta tecnología seha renovado gracias al servicio de inducción tria-xial. Este avance ofrece posibilidades atractivaspara la evaluación petrofísica, y el potencial paralocalizar y explotar zonas productivas previa-mente pasadas por alto. –TS

84 Oilfield Review

> Ejemplo del Golfo de México. Este pozo de alto ángulo exhibía una inclinación de 30° y arenas finamente laminadas (Carril 9). Los datos de echados obte-nidos del registro de inducción (Carril 8, verde) muestran una concordancia excelente con los datos FMI (rojo), tanto en la dirección como en la magnituddel echado. Esta zona incluye un intervalo productivo de baja resistividad entre X,820 y Y,000. Los datos de resistividad convencionales, usados para com-putar la saturación de agua, muestran poco contenido de hidrocarburo (Carril 6, verde). La utilización de los datos suministrados por las herramientas deinducción triaxial para el cálculo de la saturación de agua (Carril 7, verde), arroja un volumen de petróleo considerablemente mayor.

33. Amer and Cao Minh, reference 31.34. Abubakar A, Habashy TM, Druskin V, Davydycheva S,

Wang H, Barber T y Knizhnerman L: “A Three-DimensionalParametric Inversion of Multi-Component Multi-SpacingInduction Logging Data,” Resúmenes Extendidos,Exposición Internacional y 74a Reunión Anual de la SEG,Denver (10 al 15 de octubre de 2004): 616–619.

concordancia (abajo). Una sección productiva la-minada de baja resistividad atravesada por estepozo, pudo haber sido fácilmente pasada por altoempleando los métodos convencionales. La incor-poración de los datos de resistividad obtenidoscon herramientas triaxiales incluidas en el con-junto de registros, permitió identificar las zonaspotencialmente productivas.

Desarrollos futurosSi bien muchas mejoras han sido incorporadas enlas herramientas de adquisición de registros de in-ducción desde la introducción de la primera herra-mienta comercial hace más de 50 años, la teoríabásica de las mediciones ha cambiado poco. Losavances producidos en las técnicas de simulación ymodelado por computación han mejorado conside-rablemente la comprensión de las mediciones porparte de la industria. Las mediciones de induccióntriaxial obtenidas con la herramienta Rt Scanneraportan nueva información al petrofísico, tal comola resistividad corregida por el echado, las propie-dades de los yacimientos laminados y los datos deechados derivados de los registros de inducción,como se analizó en este artículo.