Resultados de 3D explorer induction


La herramienta 3D Explorer Induction aporta una evaluación más exacta de las secuencias laminadas de arena-lutita, para identificar, delimitar y cuantificar con precisión el petróleo en sitio de baja resistividad. Ésta herramienta fue inicialmente desarrollada por Shell y ejecutada junto con Baker Atlas.






Resultados e interpretación

Un registro compuesto y análisis petrofísico sobre una zona de interés es mostrado en el siguiente registro . El registro despliega secciones de arenas macizas y secuencias delgadas laminadas de arena-lutita. Las zonas muestran una resistividad anisotrópica transversa, las cuales pueden ser claramente observadas desde X100-X140 y desde X170-X220. En la pista 2 se despliega la respuesta del 3D Explorer Induction comparado con las medidas de la herramienta convencional de inducción HDIL.



Fig. Nº1.- Registro compuesto y análisis petrofísico sobre una zona de interés. (Pozo de un Golfo de México)















La diferencia entre la respuesta del 3DEX y los datos de la resistividad convencional son resaltados por el indicador anisotrópico en la pista 1. La suma de los datos de 3-DEX permiten cuantificar la saturación de hidrocarburos por los componentes de arena (desplegado en la pista 3. Un aumento dramático es observado en la saturación de hidrocarburos, representando un aumento de la estimación de reservas.

“El 3D Explorer Induction concuerda la resistividad horizontal del pozo con las medidas del HDIL. La anisotropía transversa asociada con la formación de estructuras laminadas es claramente identificada con la resistividad vertical 3DEX, resaltando la presencia de hidrocarburos en las láminas de arenas”.

En el siguiente registro (fig. Nº2) se puede observar, en la última columna, la identificación adicional de hidrocarburos con el uso de esta técnica:



Fig. Nº2.- Hidrocarburo adicional identificado con el 3D Explores Induction log.
El 3D Explorer Induction resalta las secuencias laminadas de arenas-lutitas con potencial de hidrocarburo productivo. Cuando el análisis petrofísico del intervalo incluyen datos 3DEX, el volumen de hidrocarburo aumenta, en comparación con el análisis usando datos de resistividad convencional. Los resultados también indican una mejor consistencia con las curvas de presión capilar derivadas del análisis de núcleo.

Los Resultados muestran que el 3D Explorer Induction permite identificar claramente las zonas productivas en formaciones de baja resistividad donde la respuesta de los registros convencionales tienen una sensibilidad inadecuada.

Nuevos modelos petrofísicos deben ser desarrollados para permitir la aplicación de la resistividad horizontal y vertical en un modelo verdadero de descripción de yacimientos, que determinen verdaderamente la saturación de hidrocarburo de las capas delgadas de arena y estimen mejor productividad.

En líneas generales, cuando en un análisis petrofísico se incluye este método, se incrementan los volúmenes de hidrocarburos en comparación con las técnicas que se han venido aplicando desde hace tiempo; por otro lado diversos resultados indican que hay mayor consistencia con las curvas de presión capilar derivadas del análisis de núcleos.

La principal característica de la medición de 3D Explorer Induction es la gran sensibilidad de la resistividad vertical a la saturación de hidrocarburos comparándola con la horizontal.

Además la resistencia vertical es muy sensible a la presencia de las capas laminadas de lutitas con hidrocarburos, incluso cuando la fracción de arena representa tan sólo el 20% del yacimiento. Los resultados demuestran que esta herramienta permite identificar claramente las zonas productivas de baja resistividad donde los otros métodos proveen datos inadecuados.

Entradas populares de este blog

MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner

Imagen
MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner. MÉTODO DE MUSKAT El Método es empleado para pronosticar el agotamiento por agotamiento natural de un yacimiento saturado, sin casquete de gas. Muskat presento que el valor de un número de variables que afectan la producción de gas y de petróleo y los valores de las tasas de cambio de estas con la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento de presión, considerando el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparo con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos.Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El método utiliza el siguiente procedimiento: -Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una presión dada. -Suponiendo que las variables y sus derivadas se mantendrán constantes para un período pequeño de c...
Leer más

CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS

La clave para la caracterización de yacimientos siempre ha consistido en desarrollar la capacidad de integrar la información petrofísica proveniente de mediciones puntuales tales como los datos de perforación, los registros y los núcleos, con mediciones de área obtenidas desde la superficie. Mediante la correlación, los geocientíficos intentan rellenar los espacios entre pozos para lograr describir el yacimiento. Uno de los primeros axiomas de la interpretación de registros de pozos solía ser “Asuma un medio isotrópico y homogéneo”. Si bien este supuesto desempeñaba su rol en los análisis iniciales de las areniscas, la complejidad de los carbonatos hizo que las técnicas tradicionales de interpretación sean inaplicables e incluso contraproducentes. En los últimos años, se han hecho grandes avances en la capacidad para producir imágenes entre pozos y el paso de la sísmica a la simulación se ha convertido en una realidad. El sistema de adquisición sísmica de receptor p...
Leer más

POZOS PRODUCTORES

Imagen
La utilización de agua o de nitrógeno como fluido de terminación tiene un impacto en la temperatura del pozo productor. Un año después de la puesta en marcha de la producción, los pozos productores con nitrógeno en el espacio anular alcanzan una temperatura de fondo de 280 ºF, mientras que la temperatura en los pozos productores con agua en el espacio anular asciende a un valor menor, de aproximadamente 250 ºF. La mayor temperatura alcanzada por los productores terminados con nitrógeno, permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo de permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sea más elevadas. Se han modelado las pérdidas de calor en los pozos productores, tanto para la terminación con agua en el espacio anular...
Leer más