Registros de imagen. una mirada precisa al yacimiento

Resumen

Los registros de imágenes son reconocidos dentro de la comunidad geocientífica por ser herramientas de perfilaje valiosas para disminuir la incertidumbre en una caracterización de yacimientos. Su alta resolución vertical, múltiples mediciones de una propiedad con sus múltiples sensores y su flexibilidad le confieren la posibilidad de contribuir en caracterización de yacimientos desde el punto de vista sedimentológico, estructural, petrofísico y geomecánico. El objetivo de esta publicación es mostrar algunas de sus múltiples posibilidades,  a través de sencillos ejemplos, para que el lector aprecie que mediante su uso se reconocen las heterogeneidades presentes en el subsuelo.

Introducción

Obtener el máximo valor de los datos adquiridos es probablemente la función más importante que se demanda a lo geocientificos. Por esa razón, a manera de introducción, se comparte un mapa mental para visualizar los múltiples beneficios que obtienen las diferentes disciplinas de las geociencias mediante los datos generados por un registro de imágenes, para obtener una mirada precisa del yacimiento.

Figura 1. Múltiples beneficios que aportan los registros de imágenes a diferentes disciplinas dentro de la caracterización de yacimientos.

Desarrollo

Chitale expresa que “luego de los núcleos, los registros de imágenes revelan la verdadera heterogeneidad de un yacimiento. Formaciones que lucen homogéneas y gruesas en realidad están compuestas de capas delgadas altamente heterogéneas. El no capturar correctamente estas heterogeneidades es la causa de subestimar zonas potencialmente productoras de hidrocarburos. También, de sobreestimar la conectividad vertical de muchas formaciones comprometiendo el éxito de proyectos de recuperación mejorada de hidrocarburo”.

 

Para ilustrar lo cierto de la aseveración propuesta por Chitale, se presenta la siguiente figura:

Figura 2. Sección de 15 pies de un yacimiento carbonatico de baja porosidad donde se observa la contribución de los registros de imágenes a la identificación de facies, estilolitas e identificación del esfuerzo horizontal mínimo y máximo.

 

Las herramientas de imagen permiten identificar diferentes texturas dentro de una roca carbonática. En  conjunto con datos de núcleo permitirá a los geocientificos determinar las facies presentes y la naturaleza e importancia de eventos diagenéticos. Adicionalmente, el hecho de poder contribuir al modelo geomecánico le confiere mucho valor al registro de imagen. En la figura anterior los breakout podrían ser confundidos con vugas interconectadas. Para su correcta interpretación, se debe observar que el radio del Caliper1 es mayor que el radio del Caliper2. Adicionalmente, se requiere constatar que existe 180° de separación entre las dos (02) rupturas que se presumen son breakout. Finalmente, es conveniente comparar con fracturas inducidas (si las hubiere) y ambos eventos deben ser perpendiculares entre sí. Los breakout indican la dirección del esfuerzo mínimo (N-S en este caso) y las fracturas inducidas la dirección del esfuerzo máximo (E-O en este caso). Finalmente, también se debe considerar que las estilolitas son fáciles de confundir con capas delgadas o pequeñas fracturas conductivas: Aunque su probabilidad de ocurrencia es mayor cuando el grado de compactación es bastante elevado, calibración con datos de núcleos es requerido muchas veces para poder atribuir con exactitud a estos eventos propiedades geológicas. Todos estos aspectos se extrajeron analizando solo 15 pies de registro de imágenes.

 

El siguiente ejemplo es de otro yacimiento carbonatico de  baja porosidad y permeabilidad. En este yacimiento tipo 2 (de acuerdo a la clasificación de Nelson) es de vital importancia poder definir las zonas de fracturas, ya que las mismas son las encargadas de transportar los hidrocarburos contenidos en la matriz al pozo. En este pozo perforado con lodo base agua, las zonas con fracturas abiertas naturales conductivas son de aspecto sinusoidal y lucen de color oscuro. Por otra parte, las fracturas inducidas durante la perforación tienen un aspecto vertical, corto e irregular, también de color oscuro pero no poseen ninguna contribución al flujo.

Figura 3. Diferencias entre fracturas naturales y fracturas inducidas durante la perforación.

 

Los registros de imágenes pueden ser usados para determinar el buzamiento estructural de un yacimiento. De acuerdo a Oberto Serra, el buzamiento estructural se considera como la tendencia natural de las capas. Una práctica valiosa y recomendada es comparar los resultados obtenidos con las secciones sísmicas, cómo se observa en la siguiente figura. El registro de imágenes es solo una herramienta más, que requiere ser integrada con los registros convencionales, sedimentología, presiones, fluidos y geofísica para obtener los mejores resultados. En este ejemplo un registro de imágenes acústicas es usado para determinar el buzamiento estructural en un yacimiento de areniscas y calizas de porosidad limitada.

Figura 4. Comparación de buzamiento estructural de un registro de imágenes con una sección sísmica.

En este otro ejemplo de un pozo perforado con lodo base agua, mientras los registros tradicionales no permiten apreciar ningún cambio significativo, los registros de imágenes permiten definir una serie de estilolitas (observadas como eventos conductivos, ondulados y oscuros, con desplazamiento vertical abrupto y errático). Una foto de núcleo del pozo corrobora su presencia y gran numero (4 en un pie de núcleo, marcadas con una pequeña flecha celeste). Su presencia es indicativo de que la roca ha sido sometida a fuertes procesos de presión-solución. Serra ha establecido que “estilolitas pueden drenar el yacimiento en dirección paralela a su plano”. Por otra parte, ellas constituyen una barrera al flujo perpendicular a su plano. Un registro probador de formación con doble empacadura fue tomado entre 15603´y 15618´, y luego de 2 horas restauró, obteniéndose una medida de 7000 psi de presión. La contribución de flujo puede provenir de las fracturas conductivas ubicadas a 15616´o de las estilolitas.

Figura 5. Descripción de estilolitas en un yacimiento de baja porosidad.

Para finalizar es importante mostrar un ejemplo donde la alta resolución vertical del registro de imagen permite mejorar una interpretación petrofísica. El pozo pertenece a la cuenca del Lago de Maracaibo, en un yacimiento clástico de edad Eoceno, perteneciente a la Formación Misoa. Este yacimiento fue depositado en un ambiente fluvio-deltaico de plano medio a bajo. El pozo fue perforado con un lodo base agua y sobre la base de los registros tradicionales de resistividad (carril #2) y su pobre resolución vertical se interpreta dos zonas homogéneas con baja resistividad (13 ohm-m). Estos  intervalos no fueron abiertos a producción en la completación original del pozo presumiendo riesgo de producción de agua. Al incorporar la información de registros de imágenes microresistivas, carril 4,  podemos apreciar la verdadera naturaleza heterogenea de la formación. Está compuesta de capas delgadas de intercalaciones arena-lutita, y las arenas están saturadas de hidrocarburos (zonas con color claro son arena resistivas contentiva de hidrocarburo y zonas con color oscuro son lutitas conductivas), lo cual es sustentado por el núcleo que muestra señales importantes de impregnación de hidrocarburo al tope de la misma. Justamente, donde el registro de imágenes microresistivas presenta un color más claro señal de una resistividad más alta.

Toda la información mostrada en este artículo fue cargada, procesada e interpretada usando un software dedicado de evaluación petrofísica de última generación permitiendo el análisis integrado de todos los datos.

Figura 6. Integración de registros tradicionales con fotos de núcleo y registros de imágenes microresistivas.

Conclusiones

Los registros de imágenes son un insumo importante que permite mejorar la descripción y caracterización de un yacimiento. Poseen dos ventajas importantes: En primer lugar su alta resolución vertical y en segundo lugar son fácilmente integrables con otros registros. Por este motivo las empresas operadoras deben aprovechar estas ventajas e incorporar este registro integralmente dentro de su modelo de yacimiento. Las mejores prácticas indican que la interpretación entregada por la compañía de servicio debe ser considerada solamente una guía, hasta no ser integrada y cotejada por el operador con el resto de la información disponible en el área.

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Bibliografía

1. Serra, O. Formation MicroScanner Image Interpretation. Schlumberger Educational 1989.
2. SPWLA 45th Annual Logging Symposium, June 6-9, 2004. D. V. (Vivek) Chitale, John Quirein, Tegwyn Perkins George B. Lambert and James C. Cooper, Application of a new borehole imager and technique to characterize secondary porosity and net-to-gross in vugular and fractured carbonate reservoirs in permian basin.
3. Ye S, “Automatic high resolution texture analysis in borehole imagery” .SPWLA 39^th annual symposium.(1998).
4. Leonora Knecht, Benoit Mathis, Jean-Pierre Leduc, Thibault Vandenabeele and Raffaele Di Cuia. “Electrofacies and permeability modeling in carbonate reservoirs using image texture analysis and clustering tools. SPWLA 44th annual symposium.(2003).
5. A. Ma, V. Lincecum, Natural and induced fracture classification using image analysis. SPWLA 34^th annual symposium.(1993).

 

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