Medición de la Invasión de Lodo en Coronas,
mediante Trazadores.
Impacto sobre la Evaluación de Reservas.
Carlos Somaruga
Grupo de Medios Porosos
Facultad de Ingeniería, UNComahue.
Neuquén, Argentina
Objetivo
El objetivo esencial de esta técnica es el de
corregir las saturaciones de fluidos medidas
en el laboratorio sobre testigos de corona,
sujetos a la invasion o filtrado de lodo.
En la presentación se procura:
1.
2.
3.
Explicar la técnica.
Discutir criterios de corrección de saturaciones
Evaluar impacto sobre evaluación de reservas
Descripción de la técnica
Esquema
El primer paso es el marcado del lodo de perforación.
Tratándose de lodos de base acuosa se emplea Agua Tritiada (HTO)
Agua Tritiada
Bomba
Pileta de lodo
La inoculación del Agua Tritiada debe realizarse
al menos 24 hs previo a la toma de coronas para
lograr uniformar su concentración (al circular en
el circuito)
Pozo
Descripción de la técnica
Inoculación del lodo con Agua Tritiada
Una actividad adecuada para marcar
un lodo consiste en inocular 10 mCi de
agua tritiada cada 10 m3 de lodo.
De esta manera, si durante la extracción de las coronas se circulan
200 m3 de lodo, utilizaremos 200 mCi de agua tritiada. Esta es una
pequeña actividad que no reviste ningún riesgo radiológico.
Descripción de la técnica
Muestreo y análisis del lodo
Una vez que tenemos el lodo marcado…..
1.
Durante la toma de coronas, muestreamos el lodo en la boca del pozo.
Es suficiente llenar envases (potes) de unos 200 cm3 de capacidad.
Es usual tomar una muestra por cada metro de corona que se extrae.
Esto significa la toma de 10 muestras por corona.
Si se extraen varias coronas, deberá repetirse el procedimiento de muestreo
para cada corona.
2.
Medimos el contenido de Tritio en las muestras de lodo. Para ello se requiere
extraer el agua. Esto puede hacerse fácilmente por evaporación suave y
condensación del vapor en viales de 20 cm3.
De esta manera se logra “perfilar” la concentración de Tritio en toda la
columna de lodo donde se extraen las coronas.
Descripción de la técnica
Línea base de Tritio (concentración en el lodo)
3 5 00 0
3 0 00 0
2 5 00 0
Aquí se aprecia el perfil de Tritio en un
tramo de una perforación donde se
extrajeron 3 coronas (registro propio de
ensayo en pozo de la cuenca Neuquina).
Bq/L
2 0 00 0
1 5 00 0
1 0 00 0
5 00 0
0
m 3 c1
m 6 c1
m 9c1
m 3c 2
m 6 c2
m 9 c2
m u e s tr a - c o r o n a
m 3c 3
m 6 c3
m 9 c3
Descripción de la técnica
Análisis de testigos extraídos de las coronas
Luego de su extracción, las coronas deben ser enviadas al laboratorio,
adecuadamente selladas y preservadas.
Uno de las tareas en el laboratorio es la medición del contenido de los fluidos
presentes en distintas muestras de cada corona (testigos).
A continuación debe medirse la concentración de Tritio en el agua extraída de
cada testigo.
Luego, la fracción de invasión se determina calculando el cociente:
Invasion

C Tritio
C Tritio
testigo
lodo
Resultados
Perfil de invasión en la zona productiva
Finalmente registrando la invasión de cada
testigo en función de su profundidad, se
obtiene el “perfil de invasión”.
100
90
80
In va s ió n (% )
70
60
50
40
30
20
10
0
6 32
634
636
63 8
640
642
644
64 6
D e pth ( m )
648
650
652
6 54
656
658
Resultados
Evaluación del comportamiento del lodo de perforación en un yacimiento nuevo
Aquí se aprecia una estadística de “invasiones”
computando testigos de 5 pozos perforados en la
misma zona productiva de un mismo yacimiento.
40
Sobre 187 testigos
tomados de pozos:
PP-9
P-9
CoHS-6
Hs-6
CoHS-15
Hs-15
ECN-125
Cn-125
ECN-24
Cn-24
cantidadd de testigos
35
30
25
20
15
10
5
0
0
10
20
30
40
50
60
% de invasión
70
80
90
100
Corrección de saturaciones de agua
Fundamentos
La ultima parte del estudio procura corregir las saturaciones de
agua medidas en el laboratorio a partir de los perfiles de invasion.
Las saturaciones de agua en el laboratorio, se obtienen generalmente
empleando un aparato de Dean Stark (SwDS).
Deberán ser corregidas mediante:
Sw corregida  Sw DS . (1  Invasion
)
Corrección de saturaciones de agua
Resultados
DS S w
1
11750
Las saturaciones medidas empleando un equipo
de Dean Stark y luego corregidas por invasion
11800
de lodo, pueden graficarse conjuntamente a fin
de apreciar sus discrepancias.
11850
1.0
Sw (Dean Stark)
11900
Sw (corregida)
0.9
0.8
11950
0.7
Sw
0.6
12000
0.5
0.4
12050
0.3
0.2
12100
0.1
12150
0.0
1500
1501
1502
1503
1504
1505
1506
1507
1508
1509
Profundidad (m)
12200
12250
0.8
Trac er-C orrec ted S w
0.6
0.4
0.2
0
Corrección de saturaciones de agua
Precauciones
Consideremos un testigo tomado a cierta profundidad, que hubiere dado en el
laboratorio una composición de fluidos (Dean Stark):
Petróleo…………………………………
Agua …………….............…………..
50 %
50 %
Si dicho testigo presenta una invasion del 60 %, la composición de fluidos podría
corregirse para dar:
Petróleo.......................……………….
Agua de formación..………………….
Agua filtrada desde el lodo…………..
50 %
20 %
30 %
Pero aquí estamos considerando que el lodo o su filtrado han desplazado solamente
al agua de formación !!!.............mientras el flujo seguramente es bifásico.
Y gobernado por las permeabilidades relativas!!!
Corrección de saturaciones de agua
Precauciones
p o zo
Entonces, la invasión pudo haber desplazado
tanto agua de formación como petróleo.
Una situación típica en concordancia con las
saturaciones anteriores, podría ser:
ro ca
Originalmente la roca contenía un 70% de petróleo y 30 % de agua de formación.
Como consecuencia de la invasión, 30 mL de agua del lodo filtraron hacia el
interior de la roca. Y a partir de ello, 20 mL de petróleo y 10 mL de agua de
formación pudieron ser desplazados hacia el interior del reservorio. ….
Corrección de saturaciones de agua
Precauciones
La composición de fluidos posterior a la invasión se esquematiza aquí.
Esta es la situación que encontramos en el laboratorio.
Corrección de saturaciones de agua
Precauciones
Mientras que el filtrado de lodo puede desplazar tanto agua como petróleo,
resulta esencial definir un criterio para decidir cual es la saturación que debe
corregirse. En principio resulta razonable basarlo en las siguientes tres premisas:
•
si el testigo fue tomado en la zona de agua, se considerará que el filtrado ha
desplazado solamente agua de formación.
•
si el testigo fue tomado en la zona de petróleo (encima del contacto) se
considerará que el filtrado ha desplazado mayormente petróleo.
•
si el testigo fue tomado en la zona de transición se considerará el desplazamiento
parcial de cada fase de acuerdo a las curvas de permeabilidad relativa obtenidas
en el laboratorio sobre la misma roca.
Aplicación en la
Cuenca Neuquina
SwDS
Swcomputada
La Swcomputada se obtuvo
a partir de las relaciones
de Archie, empleándose
valores de “a”, “m” y “n”
medidos en el laboratorio
sobre testigos del mismo
pozo.
S
n
w

a Rw

m
Rt
Aplicación en la
Cuenca Neuquina
SwDS
Swcomputada
Swcorregida1
El ajuste entre la Swcomputada
y la Swcorregida es excelente
en la zona de petróleo.
Hay diferencias importantes
en la zona de agua...
Esto es consecuencia de que
el agua filtrada ha desplazado
solo agua de formación.
Por lo tanto no deben corregirse
las saturaciones de agua por debajo
del contacto agua-petróleo!!!
Aplicación en la
Cuenca Neuquina
SwDS
Swcomputada
Swcorregida2
La aplicación del criterio
de “corrección selectiva”
por zonas, nos condujo a
un excelente ajuste final
y consecuente validación
del modelo petrofísico.
Impacto de las correcciones sobre las reservas
La aplicación de este método tiene un impacto directo en las reservas.
Es consecuencia de dos factores que intervienen en el cálculo de las mismas:
Reservas
1.
 POIS  RF % 
Influencia en el calculo de POIS (Petróleo Original In Situ):
POIS 
V roca    (1  S w )
Bo
2.
En relación al POIS se ha
observado un aumento del
orden del 15%
(vía reducción de la Sw)
Ajuste de los puntos finales de las curvas de permeabilidad relativa:
En cualquiera de los métodos que se utilice para estimar el factor de recuperación
final por inyección de agua (analíticos o simulación), los parámetros mas
influyentes en la recuperación final (y consecuentemente en las reservas) son los
puntos finales de las curvas de permeabilidad relativa
La técnica
En Petróleo-Agua.
relación a las curvas
de
presentada permite ajustar la Saturación de agua connata y la Saturación de
permeabilidad relativa el
petróleo residual.
impacto aún está en evaluación
Conclusiones
1.
La marcación de lodos de base acuosa con Agua Tritiada a demostrado
ser una herramienta efectiva para evaluar la invasión y/o filtración.
2.
La técnica es sumamente sencilla y confiable en cuanto a sus resultados.
3.
Las actividades de Tritio utilizadas son pequeñas, sin riesgo radiológico
en la operación y prácticamente nulas consecuencias ambientales.
4.
A partir de los resultados derivados de estos ensayos se genera información
sumamente precisa para la corrección de las saturaciones iniciales de fluidos.
5.
Las correcciones derivadas en las saturaciones tienen consecuencias de
importancia en cuanto a la evaluación de reservas y valuación económica del
yacimiento.
6.
Complementariamente vale mencionar que también pueden efectuarse correcciones
de salinidades (y por ende, resistividades), lo cual podría ser de importancia en
perforaciones en reservorios complejos, que presenten mezcla de aguas
(multicapas) o con secundarias avanzadas.
ANEXO 1
Corrección de saturaciones de agua
obtenidas por perfilaje eléctrico
Corrección de saturaciones de agua obtenidas por perfilaje eléctrico
La saturación de agua puede obtenerse de la resistividad verdadera de la roca (Rt),
empleando la ecuación de Archie:
S
n
w

a Rw

m
Rt
Un valor n=2 es una buena aproximación para la generalidad de rocas (water wet).
Mayor variabilidad se observa en los parámetros a y m.
Para arenas suele considerarse a=0.62 y m=2.15 (formula de Humble), con lo cual:
Sw 
2
0 . 62 R w

2 . 15
Rt
Corrección de saturaciones de agua obtenidas por perfilaje eléctrico
Las saturaciones de agua calculadas a partir de:
Sw 
requieren:
2
0 . 62 R w

2 . 15
Rt
1.
medir la resistividad verdadera (Rt) con una herramienta de radio de exploración profundo
(mas allá de la zona lavada).
2.
Contar con valores de porosidad confiables (requisito satisfecho en pozos coroneados y
porosidades medidas en el laboratorio).
3.
Contar con valores realistas de la resistividad del agua de formación (Rw).
Nuevamente se obtienen ventajas al marcar el lodo, como consecuencia de :
1.
2.
La optimización se basa en reproducir valores de Sw que fueron corregidos por la invasion
de lodo.
La resistividad del agua de formación (medida en el laboratorio) también puede ser
corregida por la invasion en situaciones que lo requieran (reservorios con mezcla de aguas)
En síntesis, solo deberían optimizarse los parámetros “a”, “m” y “n”.
Corrección de resistividad del agua de formación (Rw)
Comentarios
• Ya señalamos que la resistividad del agua de formación (Rw) constituye un parámetro
esencial para la evaluación de la saturación de agua mediante perfilaje eléctrico.
• Eventualmente la determinación de Rw puede ser crítica debido a que el agua de
formación “intacta” no siempre es fácilmente disponible.
• Y cuando se cuenta con ella, son frecuentes las dudas respecto a su verdadero origen,
dilución con agua condensada (o de otros horizontes), contaminación con fluidos de
estimulación, terminación, etc.
• En la tabla inferior se presentan resultados de correcciones realizadas reportadas en el
yacimiento White Rose DA.
Salinidad
(ppm)
Muestra
Invasion
(%)
Rw
(ohm.m)
Directa
Laboratorio
Corregida
Directa
Laboratorio
Corregida
208
7.50
36000
28118
0.171
0.218
233
7.54
36972
29118
0.167
0.212
248
7.80
35500
27225
0.173
0.224
Descargar

Drilling for Oil and Gas