Registro sónico dipolar una herramienta para mejorar la caracterización de yacimientos.

Resumen:

El objetivo de esta publicación es brindar un flujo de trabajo sencillo y detallado que permita obtener el máximo provecho de los datos de trenes de onda completos adquiridos mediante el registro sónico dipolar, incluso para aquellos que no son especialistas de datos acústicos o geofísicos. El registro sónico dipolar ofrece múltiples posibilidades para mejorar una caracterización de yacimientos. Utilizarlos solamente para calibrar la respuesta de los datos sísmicos implica una pérdida de valor. Este registro ofrece un punto de mutuo entendimiento entre las disciplinas de las geociencias, especialmente entre la geofísica y la petrofísica. Estimaciones de porosidad, porosidad secundaria, permeabilidad, estimación de litología, definición de topes estratigráficos, identificación de fracturas naturales e inducidas, identificación de intervalos susceptibles a ser fracturados hidráulicamente, optimización de la perforación y del control de arena son algunos de sus múltiples usos.

Introducción:

La propagación del sonido es un fenómeno muy complejo. Está gobernado por las propiedades mecánicas de varios dominios acústicos diferentes entre sí, los cuales incluyen a la formación, la columna de fluido y la herramienta de perfilaje. El sonido emanado por el transmisor se imprime en la pared del hoyo. Esto establece ondas compresionales y de corte dentro de la formación, ondas superficiales a lo largo de la pared del hoyo, y ondas guiadas dentro de la columna de fluido. Al momento del perfilaje, la pared del hoyo, el buzamiento de la formación, la rugosidad del hoyo y fracturas pueden representar importantes discontinuidades acústicas. Por tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de la onda llevan a la presencia de muchas ondas acústicas en el hoyo cuando un registro sónico es adquirido. Hay diferentes arribos de energía, como podrán notar en la figura 1. Aunque todos los paquetes de onda no están totalmente separados en tiempo a este espaciamiento, los distintivos cambios correspondientes a la aparición de ondas compresionales (flecha color roja), de corte (flecha color negro) y Stoneley (flecha color azul) pueden ser detectados.

El registro sónico dipolar puede ser corrido en múltiples modos de adquisición al mismo tiempo. Está en una gran ventaja ya que permite resaltar diferentes características del yacimiento, aunque puede ser muy difícil de entender para aquellos que apenas empiezan a entender los principios del sónico dipolar. El modo operativo configura los transmisores, los receptores y la electrónica para la aplicación requerida. La herramienta comprende cinco modos básicos, además se pueden establecer otras configuraciones en el pozo a través de un modo experto. Los diferentes modos son explicados en la figura 2.

Flujo de trabajo:

Antes de usar el registro sónico dipolar en las aplicaciones de caracterización de yacimiento es necesario seguir un flujo de trabajo como el representado en la figura 3.

Pre-procesamiento y procesamiento: De acuerdo a Close (2009), la herramienta sónica dipolar emplea transmisores y receptores azimutales. La fuente acústica dipolar se comporta muy similar a una membrana pistón que genera un incremento de presión en un lado de esta y una disminución de presión en el lado completamente opuesto. Lo anterior, genera una pequeña “flexión” de la pared del pozo. La propagación de esta onda flexural es coaxial con el pozo mientras que su desplazamiento se hace a ángulos rectos respecto al eje del pozo, de esta forma el resultado contrasta con los obtenidos usando transmisores monopolares que son unidireccionales.

El pre - procesamiento y procesamiento del tren de ondas completo se pueden considerar actividades que son responsabilidad de la empresa de servicio que adquiere el dato, sin embargo, los interpretes de la empresa operadora deben tener los conocimientos básicos para realizarlos ya que de esta forma mejoran su comunicación con la empresa de servicios, segundo pueden realizar un control de calidad de los datos más exhaustivo y finalmente siempre habrá una pequeña población de pozos donde tendrán que realizar ese procesamiento en forma independiente. Para poder realizar esto, se debe tener a disposición un software dedicado de interpretación petrofísica de última generación.

Pre-procesamiento: Antes de procesar los datos es necesario realizar ajustes en profundidad y aplicar toda una serie de filtros que permitan mejorar la relación señal/ruido y de esta forma obtener el mejor dato posible. Filtros deben ser aplicados en el dominio del tiempo o de la profundidad para suavizar/remover frecuencias anómalas, ruido y/o efectos del casing antes de realizar el procesamiento.

Procesamiento: Una técnica de procesamiento es requerida para extraer, del tren de onda completo, los tiempos de transito compresional, de corte y Stoneley. De acuerdo a Kimball & Marzetta (1984) se utiliza una técnica de “semblanza” digital para identificar y alinear eventos coherentes en todas las ondas en cada profundidad, cuyo objetivo consiste en encontrar, dentro de una forma de onda compuesta, todas las diferentes ondas que se propagan.

Se hace avanzar una ventana de duración predefinida, en saltos cortos y superpuestos, llamados “tiempo de la ventana” (Slidding Windows en inglés), a través de los trenes de onda, a lo largo de un rango de tiempos de arribo potenciales. Dentro del “tiempo de la ventana”, se le desplaza en forma lineal con el tiempo, a través del conjunto de formas de onda del receptor. En cada uno de estos desplazamientos, se calcula una función de coherencia para medir la similitud de las ondas que se encuentran en la ventana. Cuando el “tiempo de la ventana” y el desplazamiento coinciden con el tiempo de arribo y el de tránsito de un componente en particular (por ejemplo, una onda compresiva) las ondas que se encuentran dentro de la ventana son casi idénticas, con lo cual la coherencia toma un valor pico.

El procesamiento involucra 2 pasos: Primero, es necesario graficar la coherencia o semblanza como función del tiempo y lentitud para crear un mapa en tiempo para una profundidad dada. Segundo, se deben representar los picos de coherencia a partir del mapa en tiempo como puntos en un registro a una profundidad dada. La repetición de este proceso a todas las profundidades crea el registro continuo deseado.

Cuando se dispone de un reporte de procesamiento donde se identifica con claridad los nombres de las curvas generadas y el dato que les da origen, el control de calidad puede realizarse en forma sencilla, ya que solo basta con validar que las lentitudes compresionales y de corte son contenidas en la zona con la mayor coherencia en el registro de proyección (Zona en color rojo en los carriles 5 y 6 de la figura 4). Nota: En caso de que el registro de proyección no sea proporcionado en el archivo con formato .DLIS entregado por la compañía de servicio o no exista un cotejo entre DTCO o DTS y los picos de alta coherencia, los datos deben ser rechazados y se debe solicitar un nuevo archivo con los productos entregables.

Post-procesamiento: Este paso ya involucra las estimaciones a partir del registro sónico dipolar. La confianza de los resultados depende en gran medida de la certidumbre generada en los dos pasos previos. Por esta razón no puede ser subestimada su importancia.

A continuación se muestra ejemplos de estimaciones a partir del sónico dipolar:

1. Identificación de litología:

Aun cuando ni el detalle ni la resolución de la información del registro sónico dipolar es tan buena en comparación con el registro de espectroscopia nuclear para la identificación de litología, la posibilidad de definir el contenido litológico de secciones sísmicas cotejadas con el registro sónico dipolar no puede ser menospreciada. La determinación de litología depende del contraste de las propiedades elásticas entre diferentes litologías. Un modo sencillo de caracterizar litologías es realizar un gráfico cruzado entre la lentitud compresional versus la lentitud de corte (Pickett 1963; Leslie & Mons 1982). Con este gráfico, las areniscas generalmente muestran valores entre 1,6 y 1,75 mientras las calizas muestran valores alrededor de 1,9. Otro punto importante  es que el tiempo de transito de una formación es una característica bien distintiva aunque como ya fue indicado las causas de la composición litológica sean difíciles de determinar. Aunque la respuesta del sónico no sea del todo diagnostica en términos de litología, es muy sentible a cambios texturales, incluso si los cambios son ligeros. La forma en la que el sonido se propaga en la roca está íntimamente asociada con la matriz, distribución, tamaño del grano y la cementación. En la figura 5, se encuentra un yacimiento de arenisca a la izquierda y un yacimiento carbonático a la derecha. Es posible diferenciar visualmente que son litologías distintas. Adicionalmente, en el gráfico de la izquierda algunos cambios con profundidad pueden ser percibidos. Los sedimentos más someros (puntos azules y verdes localizados a menos de 3000 ft de profundidad) son no consolidados, como fue corroborado en muestras de canal.

2. Cálculos de anisotropía:

Las ondas de corte se propagan a través de la roca con velocidades diferentes en diferentes direcciones. Este fenómeno se llama anisotropía acústica, y es causado por la naturaleza anisotrópica de las propiedades elásticas de la roca. Todas las rocas sedimentarias exhiben un grado de anisotropía acústica relacionado con: planos preferenciales de depositación, laminaciones, fracturas o desbalance causado por estrés.  El perfil sónico dipolar, en el modo de adquisición  cruzado permite estimar el tiempo de tránsito de las ondas de corte lenta y rápida, así como el ángulo de polarización de la onda rápida. Este modo consiste en registrar información de la onda de corte en cada receptor dipolar ortogonal de la herramienta para cada disparo de las fuentes dipolares ortogonales. El modo de adquisición ofrece dos componentes alineados y dos componentes cruzados. Es improbable que alguno de estos cuatro componentes esté alineado con las ondas de corte lentas o rápidas. Sin embargo, los datos de los cuatro componentes contienen toda la información azimutal; de manera que se pueden extraer el azimut de la onda de corte rápida y los tiempos de tránsito de la onda de corte lenta y rápida, mediante el uso de un proceso denominado “técnica de rotación de componentes” (Alford, 1986).

Tres (03) ejemplos de anisotropía serán mostrados en un template generado en un software comercial de última generación. En el primer carril, las ondas de corte lentas y rápidas serán mostradas. En el segundo carril la anisotropía de energía será desplegada (la diferencia de energía entre la máxima y mínima energía cruzada es una medida de la intensidad de anisotropía, al ser un porcentaje de la Energía cruzada (XY, YX) con respecto a la energía de las 4 componentes(XX,YY, XY, YX). En el tercer track son mostradas las lentitudes de la onda de corte rápida y lenta calculadas mediante el  procesamiento de semblanza, a partir de los trenes de onda completo ya rotados. En el cuarto carril la diferencia entre las lentitudes de corte rápida y lentas está desplegada en color azul (incrementando a la derecha), de forma similar, la diferencia en los tiempos de arribo entre la onda de corte rápida y lenta es desplegada en color naranja (incrementando a la izquierda). En carril el #5 el azimuth de la onda de corte rápida esta presentado. En el carril 6, un mapa de energía se presenta, éste resalta en color naranja las zonas que exceden un valor de corte mínimo a partir del cual ya se considera la zona con alta probabilidad de ser anisotropica, en general se usa un valor de 30%. En el track #7, una imagen obtenida del registro de microresistivad es desplegada. Finalmente, en el carril #8 un gráfico con los “tadpole” de cada evento interpretado en el registro de imagen se muestra, cada evento tiene su propio color.

• Primer ejemplo: En este yacimiento carbonático, tipo 2 de acuerdo a la clasificación de Nelson, donde las fracturas son responsables de transportar los hidrocarburos desde la matriz hasta el pozo identificar la presencia de dichas fracturas juega un rol fundamental en la caracterización del yacimiento. El pozo fue perforado con un lodo base agua y las fracturas abiertas en el registro de imagen lucen como eventos sinusoidales, de alto ángulo, y de color oscuro. En el mismo intervalo, el registro sónico dipolar presenta alta anisotropía de energía y diferencias importantes entre las lentitudes y tiempo de transito de las ondas de corte rápida y lentas. Esta zona produjo más de 1.500 BOPD, de acuerdo a un PLT tomado en el pozo. Estos datos son presentados en la figura 6.
• Segundo ejemplo: Esta otra zona proviene del pozo anterior. En esta zona no hay anisotropía acústica alta. Adicionalmente en el registro de imagen hay muy pocos eventos sinusoidales de alto ángulo. La zona no tiene el fracturamiento necesario para poseer valor comercial como se indica en la figura 7.
• Tercer ejemplo: Es este yacimiento de areniscas, una típica zona contentiva de agua posee entre 6 a 8 ohm de resistividad. La presentación anterior fue modificada para incluir los registros de gamma ray y el caliper en el primer carril y las curvas de resistividad en el segundo carril. Existe una zona al tope de esta figura con 25 ohm que ha sido subestimada. La zona posee de media a alta anisotropía acústica y el registro de imagen corrobora que existen laminaciones delgadas. Ocho (08) pies de arena neta petrolífera fueron contabilizados como se muestra en la figura 8.

3. Estimación de propiedades mecánicas:

Los datos de núcleo y los registros de sónico dipolar permiten estimar las propiedades mecánicas de la roca. Las propiedades elásticas estáticas son establecidas a partir de ensayos geomecánicos realizados a los núcleos, mientras las propiedades elásticas dinámicas son propiedades empíricas que usan diferentes parámetros de la roca. Los datos  de núcleos son bastantes costos, y por ende son escasos. Usar propiedades dinámicas obtenidas a partir de registros calibradas con los pocos datos de núcleo existentes es la metodología que permite obtener los mejores resultados. En primer lugar las propiedades dinámicas de la roca tales como el módulo de Young (EYm) y relación de Poisson (Pr) son estimadas a partir de ecuaciones que usan las velocidades compresionales y de corte (Vp y Vs) y la densidad de la roca. Estas ecuaciones son conocidas como ecuaciones dinámicas de acuerdo a la teoría de propagación de la onda en el medio poroso desarrollada por Biot (1956), Swain (1962) y Lawrence (1964). Luego de este paso las propiedades dinámicas son correlacionadas con datos de núcleo, para obtener valores pseudoestáticos a lo largo de todo el pozo. Lobo et al, han determinado los valores para generar propiedades mecánicas pseudo - estáticas en calizas y lutitas de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Cuando una roca exhibe alto módulo de Young, baja relación de Poisson y alta UCS la roca será frágil y tendrá mayor posibilidad a estar naturalmente fracturada, o será susceptible a ser fracturada mediante un fracturamiento hidráulico.

En la figura 9 las estimaciones de propiedades mecánicas son presentadas. En el primer track las estimaciones volumétricas minerales son mostradas, en el segundo carril son mostradas las estimaciones litológicas a partir de ripios. En los carriles 3 y 4 se encuentran las estimaciones de fluidos y porosidad, respectivamente. En el carril 5 los tiempo de transito compresionales y de corte se muestran. En los carriles 6, 7, y 8 contienen la relación de Poisson, el módulo de Young y el UCS, respectivamente. Finalmente un registro de imagen se muestra. El intervalo inferior presenta mayor probabilidad de ser fracturado. La zona superior posee mayor volumen de arcilla y por tanto es más dúctil. El registro de imagen muestra pequeñas discontinuidades señales de fracturas naturales cementadas.

Conclusiones

El registro sónico dipolar es una importante herramienta de caracterización de yacimiento. Ofrece la posibilidad de encontrar zonas laminares que pueden ser subestimadas por registros convencionales. Adicionalmente, es una solución robusta para la caracterización de fractura y estimaciones de propiedades mecánicas dinámicas en yacimientos naturalmente fracturados. Combinado con registros de imagen, un modelado de anisotropía puede ser alcanzado, generando un entendimiento cuantitativo del yacimiento. Finalmente, un entendimiento de las zonas con mayor probabilidad de ser fracturadas hidráulicamente puede ser establecido en yacimientos carbonaticos convencionales o yacimientos no convencionales de roca generadora.

Para seguir ahondando acerca del maravilloso mundo de la petrofísica y tener acceso a videos acerca de las últimas tendencias, herramientas y metodologías, visita el canal Youtube #CaracterizacionPetrofisica mediante el siguiente enlace:

https://youtu.be/EG2q9CwHvhs 

 

Bibliografía

1. Kimball, C., and Marzetta, T., 1984. Semblance processing of borehole acoustic array data. Geophysics, 49: 272–281.
2. Pistre, V., Pabon, J., Plona, T., Sinha, B., Hori, H., Kinoshita, T., Ikegami, T., Sugiyama, H., Saito, A., Chang, C., Johnson, D., Valero, H.P., Hsu, C.H., Bose, S., Wang, C., Zeroug, S., Shenoy, R., Habashy, T., Endo, T., Yamamoto,H., and Schilling, K., 2005. Estimation of 3D borehole acoustic rock properties using a new modular sonic tool, EAGE 67th Conference and Exhibition, Madrid, 13–16 June.
3. A. Ma, V. Lincecum, Natural and induced fracture classification using image analysis. SPWLA 34^th annual symposium.(1993).
4. Willem Veltman, Edgar Velez, and Violeta Lujan. A Fresh Look for Natural Fracture Characterization Using Advance Borehole Acoustics Techniques. AAPG. Search and Discovery Article #40915 (2012).Posted April 16, 2012.
5. Close, D. Cho, F. Horn, and H. Edmundson. The Sound of Sonic: A Historical Perspective and Introduction to Acoustic Logging. 2009. CSEG RECORDER.

 

Acerca del autor:

César Aguilar es un Petrofísico Senior que labora en PDVSA desde el año 2005. Sus principales intereses incluyen la caracterización de yacimientos, registros especiales, y data mining. César posee un postgrado en Caracterización avanzada de yacimientos otorgado por el IFP. El es miembro de la SPE y del SPWLA.

Etiquetas