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14 Oilfield Review

Reducción de la incertidumbre adelante de la barrena

Los operadores utilizan datos sísmicos y datos de pozos vecinos para planificar

las trayectorias de perforación. No obstante, la geología real que encuentra la

barrena puede diferir significativamente respecto de lo anticipado. La reducción

de la incertidumbre geológica es clave para minimizar los riesgos de perforación y

el tiempo no productivo. Un nuevo servicio integra los datos sísmicos de reflexión

de superficie con los datos de fondo de pozo durante la perforación para generar

modelos estructurales y de presión de poro adelante de la barrena.

Las operaciones de perforación están plagadas de incertidumbres que tienen su origen en el conocimiento incompleto del subsuelo. Para con-trarrestar estas incertidumbres, los operadores arman un modelo del subsuelo, que incorpora la geología, las propiedades mecánicas de las formaciones, los esfuerzos locales, las presio-nes y las temperaturas. La información para el prospecto de perforación proviene de los datos sísmicos y de los datos de pozos vecinos cercanos; registros de pozos, núcleos, pruebas de pozos e informes de perforación. El modelo del subsuelo preparado por los geocientíficos es entregado al equipo de trabajo de perforación, que planifica el pozo, incluyendo su trayectoria, las profundidades de entubación, el programa de lodo de perforación y otras especificaciones. Basado en el plan de per-foración, el operador estima el costo de la perfora-ción, asumiendo que la información de los pozos vecinos es análoga a la del pozo en construcción. Los ingenieros confían cada vez más en los datos adquiridos en tiempo real para manejar las condi-ciones del subsuelo y guiar la perforación.

Los datos adquiridos en tiempo real se regis-tran a menudo con herramientas de adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) y de adquisición de registros (perfilaje) durante la per-foración (LWD), que proporcionan un conjunto de mediciones en tiempo real y permiten a los geólo-gos e ingenieros evaluar las propiedades de las for-

maciones a medida que la barrena las encuentra. Las condiciones de un pozo, que pueden cambiar rápidamente, también pueden evaluarse y ajus-tarse en tiempo casi real. Por ejemplo, en respuesta a las variaciones de la presión de formación y a eventos tales como la inestabilidad y la pérdida de circulación en los pozos, los datos de presión anu-lar adquiridos en tiempo real pueden ser utilizados para ajustar la densidad de circulación equivalente (ECD) durante la perforación.1 Los datos de pre-sión de formación y, si se encuentran disponibles, los datos acústicos también pueden ser utilizados para determinar los parámetros de resistencia de las rocas, que luego son empleados por los ingenie-ros de perforación para ajustar las densidades del lodo o identificar las profundidades de entubación.

Muchos datos disponibles en tiempo real pro-vienen de herramientas que observan la roca adyacente principalmente en sentido lateral, o per-pendicular, con respecto al eje del pozo; por consi-guiente, se asocian con las condiciones presentes sólo detrás de la barrena. Los datos sísmicos de reflexión, que en general no se encuentran dispo-nibles en tiempo real, ofrecen a los geocientíficos la oportunidad de observar delante de la barrena.

Conforme los pozos se vuelven más difíciles de perforar y se posicionan en áreas cada vez más remotas, el tiempo no productivo de perforación (NPT) a menudo es generado por la complejidad geológica y la incertidumbre que la acompaña.2

Cengiz EsmersoyAndy HawthornHouston, Texas, EUA

Hui LiHongxiang ShiPetroChina Tarim Oil CompanyKorla, República Popular de China

Xiao LiuFangjian XueSherman YangHui ZhangBeijing, República Popular de China

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015).Copyright © 2015 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Sylvia A. Centanni, Jianchun Dai, Sagnik Dasgupta, Arturo Ramírez, Colin M. Sayers, Chung-Chi Shih, Sharon Teebenny y Charles H. Wagner, Houston; Xue Lei y HongBo Zhang, Beijing; Qinglin Liu, Calgary; y Ramin Nawab, Total E&P Nigeria Limited, Lagos, Nigeria. Se agradece además a Total y a National Petroleum Investment Management Services, una subsidiaria de la Corporación Nacional Nigeriana de Petróleo, por su autorización para publicar el caso de estudio de la región marina de África.CQG, MDT, Seismic Guided Drilling, seismicVISION, SGD y StethoScope son marcas de Schlumberger.

1. Densidad de circulación equivalente (ECD) es la densidad que ejerce un fluido en circulación contra la formación y tiene en cuenta la caída de presión en el espacio anular arriba del punto en consideración. La ECD se calcula como: d + P/(0,052D), donde d es la densidad del lodo (lbm/galón US), P es la caída de presión (lpc) en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie, D es la profundidad vertical verdadera (pies) y 0,052 es el factor de gradiente de presión para la conversión de 1 lbm/galón US en 0,052 lpc/pie.

2. Pritchard DM y Lacy KD: “Deepwater Well Complexity—The New Domain,” Berkeley, California, EUA: Center for Catastrophic Risk Management, Deepwater Horizon Study Group Working Paper, enero de 2011.

Volumen 27, no.1 1515

16 Oilfield Review

Los perforadores ajustan los parámetros con-tinuamente en respuesta a las condiciones del subsuelo. Si los datos sísmicos por delante de la barrena estuvieran disponibles en tiempo casi real, el operador podría anticipar las condiciones futuras y responder en consecuencia. Por ejem-plo, los programas de entubación y densidad del lodo podrían ser modificados sin interrumpir la perforación y sería posible reducir la incidencia y la severidad de las acciones de control de un pozo en respuesta a eventos adversos.

La integración de las mediciones sísmicas de superficie con las mediciones de fondo pozo durante la perforación, mediante la técnica de perforación guiada por la sísmica SGD (Seismic Guided Drilling), ofrece modelos predictivos de lo que está delante de la barrena en el tiempo de perforación pertinente. Este artículo describe cómo la solución SGD pro-porciona a los geólogos e ingenieros de perforación conocimientos de las condiciones del subsuelo y una oportunidad para perforar con una mayor confiabili-dad; algunos casos de estudio de África Occidental y China demuestran su aplicación.

Reducción de la incertidumbre y los riesgos asociados con la perforaciónLa solución de perforación guiada por la sísmica integra las mediciones sísmicas de superficie con las mediciones de fondo de pozo durante la perforación. Antes de que comience la perfora-ción, este método incluye la integración multidis-ciplinaria del procesamiento y la inversión sísmica, los modelos del subsuelo, la geología, la geofísica,

la física de las rocas, la petrofísica, la geomecá-nica, la predicción de la presión de formación y la ingeniería de perforación. Durante la perforación, el método permite la refinación rápida de las predicciones de la presión de formación, varios cientos de metros por delante de la barrena y admite actualizaciones de las profundidades de los objetivos de los yacimientos para la identifica-ción de los riesgos geológicos y las profundidades de entubación.

Si bien cada proyecto se adapta a los objetivos específicos de la operación, todos comprenden tres fases generales: un estudio de factibilidad, la construcción y predicción del modelo previo a la perforación y las actualizaciones y predicciones del modelo durante la perforación (arriba).3 Un equipo de trabajo, compuesto por geocientíficos de Schlumberger y expertos del operador, genera una solución SGD.

Durante la fase del estudio de factibilidad, el equipo de trabajo investiga los objetivos, obs-táculos y riesgos de la perforación; evalúa diver-sas soluciones y tecnologías; y estudia los datos sísmicos y otros datos relevantes, tales como los modelos previos de velocidades sísmicas o del subsuelo, los horizontes interpretados y las pre-dicciones de los peligros. Luego, el equipo téc-nico evalúa si los datos se adecuan a la operación en cuestión y finalmente analiza la incertidum-bre inherente al uso de los datos sísmicos para la planeación del pozo y el monitoreo de su avance.4

Después que los técnicos y el operador deter-minan que es factible la ejecución del proyecto uti-

lizando los datos disponibles, recolectan los datos para confeccionar el modelo del subsuelo previo a la perforación o modelo inicial. En el contexto de la técnica SGD, qué es lo que constituye un modelo del subsuelo depende de la aplicación. Si la intención es posicionar un pozo en base a la geolo-gía, el modelo del subsuelo incluye las velocidades sísmicas, las imágenes sísmicas estructurales y los horizontes geológicos interpretados. Si el objetivo es la predicción de la presión de poro, entonces el modelo del subsuelo contiene un volumen de estima-ciones de la presión de poro. Si la preocupación es la inestabilidad de los pozos, el modelo del subsuelo incorpora un modelo mecánico del subsuelo (MEM).

El modelo del subsuelo comprende un volumen sísmico de datos —el volumen de perforación de interés (DVI)— centrado en la trayectoria del pozo planificado e incluye cualquier pozo vecino cercano. El DVI es definido por un área de aproximadamente 5 km por 5 km [3 millas por 3 millas] de lado, en sentido lateral, y se extiende en el tiempo o en la profundidad para incluir las formaciones pros-pectivas de interés. Los modelos del subsuelo de estas dimensiones facilitan la actualización rápida durante la perforación y la utilización de métodos computacionales y de procesamiento sofisticados para asegurar que el modelo posea la mayor resolución posible para guiar las decisio-nes de perforación.

El modelo inicial del subsuelo utiliza los datos sísmicos de superficie como sus principales datos de entrada. Para restringir aún más el modelo a fin de planificar la construcción del pozo, se le

Oilfield Review SPRING 15SGD Fig 1ORSPRNG 15 SGD 1

Estudio de factibilidad

Plan e informe Modelo del subsueloe imagen iniciales

Punto de decisión Punto de decisión

Modelo del subsueloe imagen actualizados

Estudio previo a la perforación Actualizaciones del modelo delsubsuelo durante la perforación

> Flujo de trabajo general. La técnica de perforación guiada por la sísmica normalmente se diseña a medida para satisfacer los objetivos del pozo y abordar los problemas asociados con los riesgos geológicos. Cada proyecto comprende tres etapas (azul) y los correspondientes resultados (verde), separados por puntos de decisión. El estudio de factibilidad genera un plan y un informe. El estudio previo a la perforación genera un modelo inicial del subsuelo y una imagen para planificar el programa de perforación. En puntos críticos durante la perforación del pozo, el equipo de geociencias utiliza la información del pozo actual para actualizar la imagen y el modelo del subsuelo. Cada modelo e imagen actualizados proporcionan orientación al equipo de trabajo de perforación cuando éste perfora la sección siguiente del pozo.

Volumen 27, no.1 17

incorpora información de otras fuentes de datos sísmicos, pozos vecinos, modelos de cuencas, modelos de física de rocas y la geología del área. La información de pozos vecinos puede incluir registros, datos sísmicos de pozos, tales como tiros de pruebas de velocidad y perfiles sísmicos verti-cales (VSP), densidades del lodo y datos de perfo-ración.5 El modelo incorpora múltiples parámetros y sus incertidumbres asociadas. Estos parámetros pueden incluir velocidades anisotrópicas locales, imágenes sísmicas de alta resolución migradas en profundidad, horizontes interpretados, fallas, riesgos geológicos y propiedades geomecánicas, incluyendo gradientes de presión de poro, de frac-turamiento y los estratos de sobrecarga.6 Los ope-radores utilizan el modelo inicial para planificar el pozo, y el modelo es el punto de partida para sus actualizaciones durante la perforación.

A medida que se perfora el pozo, se dispone de nueva información de las herramientas LWD; dicha información puede incluir mediciones de tiros de pruebas de velocidad del servicio de adquisición de mediciones sísmicas durante la perforación seismicVISION y presiones de forma-ción del servicio de medición de la presión de la formación durante la perforación StethoScope.7

Otros datos pertinentes podrían provenir del

probador modular de la dinámica de la formación MDT corrido con cable, de pruebas de pérdida de fluidos, densidades del lodo, recortes de perfora-ción y eventos de perforación.

El equipo de trabajo utiliza esta información para revisar el modelo del subsuelo para el pozo en las profundidades seleccionadas durante la perforación. Los geofísicos reprocesan los datos sísmicos de superficie utilizando la información de la sección del pozo recientemente perforada. Para ajustar las velocidades sísmicas dentro del DVI, los geofísicos emplean la técnica de inversión tomográfica localizada, en la que las velocidades sísmicas existentes y los parámetros anisotrópicos del modelo de velocidad son modificados mediante su ajuste simultáneo a los datos sísmicos de super-ficie y los datos de pozo; las velocidades sísmicas existentes son reconstruidas y restringidas para igualar a las velocidades que se derivaron de los levantamientos de tiros de pruebas de velocidad del pozo.8 Los responsables de la construcción del modelo utilizan luego el modelo de velocidad modificado para restringir la migración sísmica en profundidad, relocalizar las estructuras geológicas en sus posiciones correctas y recomputar una ima-gen de alta resolución del subsuelo. Quienes con-feccionan los modelos geológicos incorporan luego

los datos sísmicos reprocesados, la imagen sísmica y el modelo de velocidad en el modelo modificado del subsuelo. Este modelo del subsuelo constituye la base para las predicciones revisadas de los gra-dientes de presión de poro, de fracturamiento y de sobrecarga. El equipo de trabajo determina las profundidades de los posibles riesgos de perfora-ción y las estructuras geológicas, y los perforado-res pueden tomar decisiones proactivas.

La técnica SGD es similar al pronóstico meteoro-lógico. Un fenómeno meteorológico futuro se vuelve más certero para los meteorólogos, cuanto más saben acerca de las condiciones climáticas que lo precedieron y ajustan sus modelos en consecuencia. Cuanto más se acerca el pronóstico al fenómeno, más preciso es. El método posibilita esto porque en vez de basarse solamente en los datos de pozos vecinos para construir modelos predictivos, incorpora datos del pozo que se está perforando como restricción primaria para la predicción de las condiciones existentes delante de la barrena.

La técnica de perforación guiada por la sís-mica ha sido utilizada para pozos marinos y pozos en tierra firme. En el Golfo de México, esta técnica pronosticó la existencia de presiones anormales delante de la barrena. El gradiente de presión de poro fue pronosticado con una precisión de

3. Esmersoy C, Kania A, Kashikar S, Ramírez A, Hannan A, Lu L, Teebenny S y Duan L: “Optimum Use of Seismic Data to Reduce Drilling Risk and Improve Well Placement,” artículo C046, presentado en la 73a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Viena, Austria, 23 al 26 de mayo de 2011.

4. Osypov K, Yang Y, Fournier A, Ivanova N, Bachrach R, Yarman CE, You Y, Nichols D y Woodward M: “Model-Uncertainty Quantification in SeismicTomography: Method and Applications,” Geophysical Prospecting 61, no. 6 (Noviembre de 2013): 1114–1134.

5. Un perfil sísmico vertical (VSP) es un levantamiento sísmico de pozo en el que las mediciones se obtienen utilizando receptores, tales como geófonos o hidrófonos, dentro del pozo y una fuente en la superficie cerca del pozo.

Un levantamiento con tiros de pruebas de velocidad es un levantamiento sísmico de pozo que mide el tiempo de viaje sísmico desde la superficie hasta una profundidad conocida. Un receptor se coloca en el pozo y una fuente, en la superficie, cerca del pozo.

6. Anisotropía es la calidad de las magnitudes físicas cuyos valores varían con la dirección de la medición.

Bakulin A, Woodward M, Nichols D, Osypov K y Zdraveva O: “Building Tilted Transversely Isotropic Depth Models Using Localized Anisotropic Tomography With Well Information,” Geophysics 75, no. 4 (Julio a agosto de 2010): D27–D36.

Sayers CM: Geophysics Under Stress: Geomechanical Applications of Seismic and Borehole Acoustic Waves. Tulsa: Curso breve de Instructores Distinguidos de la SEG 13 (2010).

7. La herramienta seismicVISION consta de tres geófonos ortogonales y dos hidrófonos y se coloca en el conjunto de fondo. El sensor recibe la energía sísmica de una fuente sísmica controlada, localizada en la superficie, cerca del equipo de perforación. Después de la adquisición, las señales sísmicas son almacenadas y procesadas en el fondo del pozo, y los datos de tiros de pruebas de velocidad —el tiempo de viaje sísmico desde la superficie hasta la profundidad conocida del sensor— y los indicadores de calidad son transmitidos a la superficie en tiempo real utilizando un sistema de telemetría MWD. Para obtener más información sobre la herramienta seismicVISION, consulte: Esmersoy C, Hawthorn A, Durrand C y Armstrong P: “Seismic MWD: Drilling in Time, on Time, It’s About Time,” The Leading Edge 24, no. 1 (Enero de 2005): 56–62.

La herramienta LWD StethoScope fue diseñada con tres sensores de presión. Un sensor de presión con medidor de cristal de cuarzo CQG para la medición de la presión de formación se encuentra ubicado en una probeta, rodeada por un elemento de sello elastomérico e instalada en la hoja de un estabilizador. En el estabilizador se encuentra instalado además un sensor con medidor de deformación para medir la presión de formación. Otro sensor con medidor de deformación se encuentra localizado cerca de los sensores de presión de formación y monitorea constantemente la presión del pozo. Durante una interrupción de la rotación del BHA, un pistón empuja el estabilizador que contiene la probeta de presión contra la formación expuesta por el pozo. Para obtener más información sobre el servicio StethoScope, consulte: Barriol Y, Glaser KS, Pop J, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO, Laastad H, Laidlaw

J, Manin Y, Morrison K, Sayers CM, Terrazas Romero M y Volokitin Y: “Las presiones de las operaciones de perforación y producción,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 26–47.

8. En geofísica, la tomografía es una técnica de inversión sísmica para computar y mostrar la distribución tridimensional de parámetros tales como la velocidad sísmica, la reflectividad sísmica y la resistividad eléctrica en un volumen del subsuelo, mediante la utilización de datos de señales que atravesaron ese volumen desde numerosas fuentes hasta numerosos receptores. Esta técnica incluye a menudo restricciones provenientes de observaciones adicionales, tales como el echado geológico, levantamientos de tiros de pruebas de velocidad y registros de pozos.

Para obtener más información sobre la técnica de inversión tomográfica sísmica localizada, consulte: Bakulin A, Liu Y and Zdraveva O: “Localized Anisotropic Tomography with Checkshot: Gulf of Mexico Case Study,” Resúmenes Expandidos, 80ª Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, Denver (17 al 22 de octubre de 2010): 227–231.

Bakulin et al, referencia 6.

18 Oilfield Review

0,013 lpc/pie [0,29 kPa/m], que equivale a una pre-cisión de la densidad del lodo de 0,25 lbm/galón US [30 kg/m3], a una distancia de 1 000 m [3 280 pies] por delante de la barrena (arriba).

En otro ejemplo del Golfo de México, el desafío fue determinar una profundidad de entubación por debajo de una falla. Para ello, se adquirieron datos de tiros de pruebas de velocidad y registros LWD en tiempo real, durante la perforación, desde el fondo marino hasta la profundidad actualizada. Se gene-raron modelos de velocidad anisotrópica mediante tomografía sísmica, utilizando los datos de pozos para restringir las velocidades verticales. Los mode-los de velocidad fueron utilizados para restringir las imágenes sísmicas y las imágenes de migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM), que mostraban las localizaciones de las fallas. La profundidad de entubación fue pronosticada con una precisión de 15 m [50 pies] a una distancia de 460 m [1 500 pies] por delante de la barrena.9

Presión de poro adelante de la barrenaLa presión anormal de formación constituye un riesgo de perforación, y si se presenta, se incu-rrirá en un tiempo no productivo con consecuen-cias adicionales que le cuestan a la industria

varios miles de millones de dólares por año.10

Para reducir estos riesgos, los perforadores necesitan un modelo previo a la perforación de las presiones de formación esperadas para deter-minar diversos aspectos de la construcción de pozos, tales como profundidades de entubación y densidades del lodo.11 Estas estimaciones de la presión de formación generalmente poseen gran-des incertidumbres asociadas.

El equipo de trabajo de perforación utiliza las herramientas LWD para monitorear la presión de formación y determinar las propiedades de la for-mación durante la perforación.12 No obstante, los datos de presión LWD son válidos hasta la profundi-dad perforada en ese momento y cabe la posibilidad de que no representen las condiciones existentes más allá de la barrena. Para mitigar la incertidum-bre y favorecer un proceso oportuno de toma de decisiones durante la perforación, es importante observar delante de la barrena. Las herramientas LWD sónicas proporcionan velocidades de ondas elásticas precisas y de alta resolución, que a su vez pueden ser utilizadas para inferir las propie-dades mecánicas de las formaciones, pero estas herramientas también caracterizan las formacio-nes detrás de la barrena. Además de utilizar los

datos LWD, el equipo de trabajo de perforación puede basarse en las reflexiones sísmicas para iluminar las regiones que se encuentran delante de la barrena, pero es probable que las velocida-des sísmicas previas a la perforación derivadas de las mismas contengan incertidumbres considera-bles por no haber sido restringidas con los datos del pozo que se está perforando.

La técnica SGD pronostica las velocidades a partir de las reflexiones sísmicas delante de la barrena y utiliza las restricciones de las velocidades conocidas a lo largo del pozo y detrás de la barrena, derivadas de las mediciones LWD, para mejorar la precisión y la resolución de estas velocidades. En las profundidades de perforación selecciona-das, tales como horizontes guía importantes y profundidades de entubación, los geofísicos recal-culan las velocidades sísmicas del modelo del subsuelo basado en mediciones LWD y mediciones de perforación y luego vuelven a migrar los datos sísmicos para generar una imagen actualizada de las condiciones existentes delante de la barrena. Este método proporciona velocidades, tiempos de viaje, profundidades hasta los topes de for-maciones y valores de presión de formación que concuerdan con los valores encontrados desde el

> Demostración de la predicción de la presión de poro utilizando un pozo del Golfo de México. El equipo de trabajo desarrolló un modelo de velocidad previo a la perforación (izquierda, línea negra) para el pozo, basado en los datos sísmicos de superficie existentes y en los datos de pozos vecinos cercanos y luego incorporó los datos de velocidad de los tiros de comprobación (línea roja sólida) obtenidos durante la perforación desde la superficie hasta una profundidad de 8 000 pies y creó un modelo de velocidad actualizado (línea azul) como si el pozo hubiera sido perforado hasta 8 000 pies. Posteriormente, los técnicos incorporaron los datos de velocidad de los tiros de comprobación (línea roja de guiones) obtenidos desde una profundidad de 8 000 a 11 500 pies. A lo largo de este intervalo de velocidad, la predicción actualizada de la velocidad fue comparable con las mediciones de tiros de pruebas de velocidad. Además, los técnicos utilizaron las velocidades actualizadas para pronosticar el gradiente de presión de poro (derecha, línea azul) en el intervalo comprendido entre 8 000 y 11 500 pies. Este pronóstico mostró buena concordancia con las mediciones del gradiente de presión de poro (círculos rojos). Se proporciona una escala de densidad del lodo equivalente para referencia. Las curvas verde y roja corresponden a los gradientes de presión hidrostática y litostática; el gradiente de presión litostática es el cambio producido en la presión como resultado del peso de los estratos de sobrecarga, o roca suprayacente, sobre una formación. (Adaptado de Esmersoy et al, referencia 9.)

Oilfield Review SPRING 15SGD Fig AORSPRNG 15 SGD A

1 500

2 500

3 500

4 500

5 500

6 500

7 500

8 500

9 500

10 500

11 5009 0008 0007 0006 0005 000

Prof

undi

dad,

pie

s

Velocidad de ondas P, pies/s

Velocidad1 500

2 500

3 500

4 500

5 500

6 500

7 500

8 500

9 500

10 500

11 500

Prof

undi

dad,

pie

s

Gradiente de presión

8 10 12 14 16 18Peso del lodo, lbm/galón US

Gradiente de presión, lpc/pie0,45 0,550,50 0,650,60 0,750,70 0,80 0,85 0,90

HidrostáticaLitostáticaSolución SGD actualizadaMedida

, pie

s

Datos sísmicos previos a la perforaciónDatos de tiros de pruebas de velocidad hasta 8 000 piesSolución SGD actualizada a 8 000 piesDatos de tiros de pruebas de velocidad desde 8 000 hasta 11 500 pies

Volumen 27, no.1 19

inicio de la perforación del pozo y luego efectúa proyecciones delante de la barrena para pronos-ticar estos valores para el siguiente incremento de perforación. La conciliación de la solución SGD con los datos de pozos y la actualización del modelo del subsuelo reducen la incertidumbre de las predicciones delante de la barrena.

La técnica SGD fue simulada para evaluar la predicción de la presión de poro por delante de la barrena en un pozo del área marina de aguas pro-fundas de Nigeria que había sido perforado por Total. Total firmó un acuerdo de colaboración con Schlumberger para la ejecución de un estudio de tipo prueba de concepto, utilizando datos del pozo, aludido como pozo de prueba.13 El estudio se desarrolló en tres fases: • confección de un modelo inicial a partir de datos

que existían antes de perforar el pozo de prueba• simulación de una actualización durante la per-

foración, utilizando los datos de pozo hasta una profundidad predeterminada para predecir las condiciones existentes delante de la barrena

• evaluación de la precisión de la predicción.El estudio fue una prueba a ciegas de la téc-

nica SGD; para eliminar todo tipo de parcialidad, Total no reveló la información acerca del pozo de prueba hasta que fue necesaria para el acceso a cada fase sucesiva. Y para iniciar el estudio, Total proporcionó datos geológicos y geofísicos de estudios regionales y de los pozos vecinos A y B (arriba). La compañía reveló muchos más datos del pozo de prueba después de que el equipo de trabajo de Schlumberger ejecutara el trabajo correspondiente a cada fase.

Mediante la utilización de estos datos, los geocientíficos de Schlumberger construyeron un modelo del subsuelo, previo a la perforación, de las condiciones de perforación locales existentes

dentro del DVI y alrededor del pozo de prueba. El modelo incluyó información de perforación, geológica, geofísica, de registros de pozos y presión de poro de los pozos A y B. El objetivo principal de la confección de un modelo previo a la perfora-ción era contar con un modelo inicial del subsuelo para las actualizaciones a efectuar durante la per-foración en las etapas subsiguientes. El equipo de geociencias utilizó lo que aprendió acerca de la geología, la geofísica, la geomecánica y la petrofí-sica asociada con el pozo futuro para confeccionar un nuevo modelo; la construcción de ese modelo, basado en este conocimiento recién adquirido, es crucial para el éxito de la solución SGD.

El modelo del subsuelo previo a la perforación para el pozo de prueba incluyó un modelo geológico que identificó los horizontes principales. Además, se desarrolló un modelo de física de rocas utilizando los registros de pozos de los pozos vecinos. Los geofí-sicos utilizaron métodos de inversión tomográfica de la velocidad y PSDM para generar una imagen y un modelo de velocidad sísmica que fueron res-tringidos con los modelos geológicos y de física de rocas. A partir de los modelos de física de rocas y velocidad sísmica, también se computó un modelo de presión de formación. A fin de garantizar la con-sistencia con la geología estructural del área, los horizontes geológicos y las velocidades observadas en los pozos vecinos, los geocientíficos ingresaron las velocidades anisotrópicas en el modelo previo a la perforación. El equipo de trabajo concluyó dicho

> Datos de sísmica convencional. Total proporcionó al equipo de trabajo de Schlumberger un conjunto de datos sísmicos, además de los datos de los pozos A y B y estudios regionales. Este conjunto de datos combinados formó la base para un modelo del subsuelo, previo a la perforación, de las condiciones de perforación existentes alrededor de un pozo perforado previamente, que fue utilizado para simular la técnica SGD. El mapa batimétrico (izquierda) muestra las localizaciones de los pozos. La imagen de sísmica convencional con velocidades interválicas (derecha) se extiende de sur a norte (flecha verde y roja). Una vista en planta exhibe el volumen de perforación de interés alrededor del pozo (inserto, círculo verde) y la orientación de la vista en corte o sección transversal. Los datos de sísmica convencional muestran la tendencia habitual de incremento de la velocidad (púrpura a verde y a amarillo) con la profundidad a lo largo de la trayectoria del pozo. No obstante, por debajo del pozo, las velocidades sísmicas se reducen nuevamente (amarillo a azul), lo que sugiere que el siguiente incremento de la perforación encontrará un intervalo de presión de formación elevada. Durante la fase 1, estas velocidades fueron actualizadas en base a las restricciones resultantes de la información adicional provista por Total y mediante la utilización de técnicas ajustadas a velocidades adecuadas para la predicción de la presión de poro. Para la fase 2, se ejecutó una actualización simulada que asumió que el pozo de prueba había sido perforado hasta la profundidad X. (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.)


Pozo B Pozo A

Pozo de prueba

5 km

x

Velo

cida

din

terv

álic

a, m

/s

1 600

2 200

2 800

3 400

Somera

ProfundaBa

timet

ría

9. Esmersoy C, Ramírez A, Teebenny S, Liu Y, Shih C-C, Sayers C, Hawthorn A y Nessim M: “A New, Fully Integrated Method for Seismic Geohazard Prediction Ahead of the Bit While Drilling,” The Leading Edge 32, no. 10 (Octubre de 2013): 1222–1233.

10. Presión anormal de la formación es una condición del subsuelo en la cual la presión de los fluidos presentes en los poros de una formación geológica es mayor o menor que la presión hidrostática normal o esperada de la formación. El exceso de presión con respecto a presión normal, que se conoce como sobrepresión o geopresión, puede producir la explosión o el descontrol de un pozo. La existencia de una presión menor que la presión normal, lo que se conoce como subpresión, puede causar el atascamiento diferencial, condición en la cual la columna de perforación no puede ser movida y puede producir la pérdida de lodo del pozo en la formación, lo que se conoce como pérdida de circulación.

11. Para obtener más información sobre las presiones y la perforación del subsuelo, consulte: Barriol et al, referencia 7.

12. Alford J, Goobie RB, Sayers CM, Tollefsen E, Cooke J, Hawthorn A, Rasmus JC y Thomas R: “Un método de perforación acertado,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 74–85.

Barriol et al, referencia 7.13. Teebenny S, Dai J, Ramírez A, Tai S, Shih C-C, Centanni

S, George H, Hawthorn A y Esmersoy C: “Evaluating a New Integrated Method for Seismic Geohazard and Structural Prediction Ahead of the Bit: A Field Study Offshore Africa,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, Denver (26 al 31 de octubre de 2014): 4743–4747.

20 Oilfield Review


1 750 2 000 3 0002 250 3 250

2,0

2 7502 500Velocidad de ondas P, m/s

Velocidad

Prof

undi

dad,

m

X + 100

X + 200

X + 300

X +400

X + 500

X + 600

X + 700

X + 800

X + 900

X

Velocidad de ondas P, m/s

Datos de registros sónicosDatos de sísmica convencionalSolución SGD actualizada

1,0 1,2 1,4 1,6 1,8

X + 100

Prof

undi

dad,

m

Gradiente de presión

Densidad del lodo, g/cm3

X + 200

X + 300

X +400

X + 500

X + 600

X + 700

X + 800

X + 900

X

0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85

Gradiente de presión, lpc/pie

Predicción sísmicaconvencional

Cálculo posteriora la perforación

Solución SGDactualizada

Medición posterior a la perforación

modelo para el pozo de prueba a las 10 semanas de la iniciación del proyecto y además preparó los flujos de trabajo para la fase a ejecutarse durante la perforación, con el objetivo de simular la recep-ción y la incorporación de datos nuevos del pozo de prueba durante su construcción.

A continuación, el equipo de trabajo simuló una actualización rápida durante la perforación utilizando datos de pozo hasta la profundidad de la barrena. Total proporcionó datos VSP, de tiros de pruebas de velocidad, LWD y de perforación del pozo de prueba hasta una profundidad específica. Después de entregar estos datos, se puso en mar-cha el reloj para la predicción de las condiciones existentes delante de la barrena (arriba). El equipo de trabajo tuvo 48 horas para integrar los nue-

vos datos del pozo de prueba en el modelo del subsuelo previo a la perforación, reconstruir el modelo, ajustarlo a los datos conocidos de la sec-ción perforada del pozo de prueba y predecir las velocidades sísmicas, las presiones de poro, las profundidades de las capas guía y las estructuras a una distancia de 700 m [2 300 pies] por delante de la barrena. La actualización se llevó a cabo en 36 horas. Esta actualización rápida durante la perforación generó un nuevo modelo del subsuelo que difirió significativamente del modelo previo a la perforación (próxima página).

Las precisas velocidades sísmicas intervá-licas son fundamentales para estimar las pre-siones de poro y determinar las profundidades de las estructuras geológicas, los marcadores

> Plan del pozo de prueba y actualización durante la perforación. Total perforó y terminó el pozo de prueba utilizando el plan de entubación mostrado a la izquierda; las litologías esperadas fueron arenas (amarillo) y lutitas (verde y marrón). Las secciones sísmicas PSDM, coloreadas de acuerdo con las velocidades sísmicas interválicas, muestran la evolución de los datos desde la sísmica convencional, pasando por el modelo previo a la perforación, hasta la actualización. El pozo de prueba fue perforado en base a los datos de sísmica convencional. Después que el equipo de Schlumberger concluyera la confección del modelo previo a la perforación correspondiente a la fase 1, Total proporcionó datos de perforación, LWD, VSP y de tiros de comprobación del pozo de prueba hasta la profundidad X m. Durante la fase 2, el equipo de trabajo utilizó estos datos para actualizar el modelo previo a la perforación y predecir las condiciones existentes delante de la barrena para la sección de perforación siguiente (X + 700 m). (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.)

> Evaluación de la técnica SGD. El equipo de trabajo de Schlumberger presentó a Total los resultados de la solución SGD de la fase 2 del pozo de prueba. La presentación simuló una actualización para el equipo de trabajo de perforación del operador. Posteriormente, Total reveló los datos del pozo de prueba por debajo de la profundidad X m. Las velocidades actualizadas (arriba, rojo) fueron comparables con las velocidades derivadas del registro sónico (negro) del pozo de prueba. La gráfica de gradientes de presión (abajo) muestra cómo la presión de la formación (marrón) pronosticada con la técnica SGD es comparable con las mediciones de presión de formación posteriores a la perforación (círculos rojos) y los cálculos (línea roja). La actualización predijo un incremento de la presión de formación a aproximadamente X + 600 m y el incremento real comenzó a X + 650 m. El pozo de prueba fue perforado sobre la base del conjunto de datos de sísmica convencional, y la predicción convencional de la presión previa a la perforación posicionó el incremento de presión a aproximadamente X + 850 m, una profundidad 200 m [660 pies] mayor que la profundidad de ocurrencia real. (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.)


Litologíaesperada Convencional Previo a la perforación Actualización

X + 700 m

X m

Intervaloperforado

Intervalo depredicciónde lo quehay delante de la barrena

Primera tuberíade revestimiento

Segunda tuberíade revestimiento

Tercera tuberíade revestimiento

Velocidad sísmicainterválica, m/s

3 4002 8002 2001 600

Volumen 27, no.1 21

geológicos y las profundidades de entubación. Dentro del intervalo de observación delante de la barrena, las velocidades sónicas reales y las actualizadas mostraron una buena concordancia (página anterior, a la derecha). Ambos perfiles exhibieron reducciones de las velocidades, que, en este ambiente geológico, indican incrementos de las presiones de la formación.

Las presiones pronosticadas de la formación en el intervalo de observación de 700 m delante de la barrena, por debajo de la profundidad X, fue-

ron calculadas a partir de las velocidades actua-lizadas e indicaron que por debajo de X + 350 m [X + 1 150 pies], la presión primero se redujo y luego se incrementó. La actualización predijo un incremento de la presión de formación en torno a X + 600 m [X + 1 970 pies]. Después de la entrega de la actualización y sus predicciones para el incremento de perforación siguiente, Total mostró los datos reales del pozo de prueba para su compa-ración con las predicciones del equipo de trabajo. Las tendencias fueron similares a las prediccio-

nes de la actualización; las presiones reales en el pozo de prueba se redujeron a aproximadamente X + 350 m y luego se incrementaron a X + 650 m [X + 2 130 pies]. Por el contrario, la predicción de las presiones previa a la perforación, basada en datos de sísmica convencional y efectuada antes de incorporar los datos de perforación del pozo de prueba, había anticipado un incremento de la presión alrededor de X + 850 m [X + 2 790 pies], es decir 200 m [660 pies] por debajo de la profun-didad de ocurrencia real.

> Comparación de los resultados del modelo previo a la perforación y durante la perforación. Las velocidades sísmicas interválicas se muestran a la izquierda y los gradientes de presión de la formación, a la derecha; las vistas se extienden de sur a norte (insertos). Los resultados previos a la perforación, correspondientes a la fase 1 (extremo superior ) , se basan solamente en la información previa a la perforación provista por Total. Los resultados pronosticaron velocidades más altas (amarillo) en la zona del objetivo de perforación (círculo blanco) al final de la trayectoria del pozo. Estas velocidades correspondieron a las predicciones de gradientes de presión de formación bajos (cian). En la fase 2, los resultados (extremo inferior ) fueron actualizados y restringidos mediante la incorporación de los datos de perforación y LWD, y los datos de tiros de comprobación y VSP del pozo de prueba hasta la profundidad X. El modelo actualizado indicó la existencia de velocidades más bajas cerca de la zona del objetivo de perforación que el modelo previo a la perforación. Sobre la base de estas velocidades, se predijeron gradientes de presión de poro más altos en la zona objetivo, a más de 700 m por delante, comparados con los gradientes de la predicción previa a la perforación. El intervalo de gradiente de presión elevada comienza a menor profundidad que la pronosticada por el modelo previo a la perforación de la fase 1. (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.)


Predicción del gradiente de presión de la formación previa a la perforaciónVelocidades interválicas previas a la perforación

Velo

cida

d in

terv

álic

a, m

/s1 600

2 200

2 800

3 400

Velocidades interválicas actualizadas

Velo

cida

d in

terv

álic

a, m

/s

1 600

2 200

2 800

3 400

x

Predicción del gradiente de presión de la formación actualizada

x

Grad

ient

e de

pre

sión

lpc/

pie

0,15

0

0,30

0,45

0,60

0,75

0,90

Grad

ient

e de

pre

sión

lpc/

pie

0,15

0

0,30

0,45

0,60

0,75

0,90

22 Oilfield Review

Además de predecir la presión de poro con precisión, la solución SGD produjo un efecto posi-tivo en la resolución y la claridad de las imágenes sísmicas (arriba). Después de la actualización, la presencia de una falla y otros rasgos cercanos al pozo de prueba se volvieron más claros que en la imagen generada a partir del conjunto de datos de sísmica convencional antes de la perforación del pozo de prueba.

Los perforadores ajustan constantemente los parámetros de perforación en respuesta a las condiciones cambiantes. La solución SGD y los flujos de trabajo utilizan la información sobre las condiciones pasadas y presentes de un pozo para predecir las condiciones de perforación futuras. Los perforadores tienen la opción de modificar los programas de entubación y densidad del lodo sin interrumpir la perforación.

Yacimientos paleocársticosLos carbonatos de edad Ordovícico alojan yaci-mientos significativos en la cuenca del Tarim situada en el oeste de China. Estos yacimientos se encuentran a profundidades de entre 4 500 y 8 000 m [14 800 y 26 200 pies] y la porosidad de la matriz es de aproximadamente 2%. Su mecanismo de almacenamiento principal corresponde a una porosidad secundaria compuesta por poros y frac-turas de disolución, que se convirtieron en hoyos, fisuras y cavernas durante la carstificación.14 Los yacimientos se encuentran en sistemas de cavernas fracturadas heterogéneas, que se desa-rrollaron en un ambiente cárstico de calizas.15

La generación de imágenes de los sistemas de cavernas fracturadas profundas es difícil si se utilizan datos sísmicos de superficie. La cuenca del Tarim es desértica; su topografía

variable, sus dunas de arena y el espesor de la arena presentan desafíos para la adquisición de datos sísmicos, y la capa de arena desértica seca posee baja velocidad sísmica y produce múlti-ples que enmascaran las reflexiones primarias.16 Los horizontes prospectivos paleocársticos yacen por debajo de capas salinas volcánicas y de yeso que varían lateralmente en espesor y velocidad y generan campos de ondas sísmicas complicadas, difíciles de caracterizar porque las reflexiones son débiles y están acompañadas por campos de ondas difusas y difractadas.17 En las secciones sísmicas, estas cavernas aparecen como reflexiones de tipo perlas, que producen ecos en las cavernas y cuyo ancho varía entre 100 y 300 m [330 y 980 pies]. La complejidad de las reflexiones sísmicas y la incertidumbre de la velocidad sísmica existente en el área dificultan la localización exacta y pre-

14. La porosidad primaria se desarrolla durante la depositación sedimentaria y se preserva después de la litificación; la conversión del sedimento en roca. La porosidad secundaria se desarrolla después de la porosidad primaria a través de la alteración de la roca, normalmente a través de procesos tales como la dolomitización, la disolución y el fracturamiento.

La carstificación es el proceso de disolución y erosión de las rocas carbonatadas. Las fosas de hundimiento, cavernas y superficies marcadas de hoyos son rasgos típicos de una topografía cárstica. Un sistema paleocárstico es un sistema cárstico preservado por los fenómenos de sepultamiento y cese de la carstificación.

15. Yang P, Sun SZ, Liu Y, Li H, Dan G y Jia H: “Origin and Architecture of Fractured-Cavernous Carbonate Reservoirs and Their Influences on Seismic Amplitudes,” The Leading Edge 31, no. 2 (Febrero de 2012): 140–150.

16. Sun SZ, Yang H, Zhang Y, Han J, Wang D, Sun W y Jiang S: “The Application of Amplitude-Preserved Processing and Migration for Carbonate Reservoir Prediction in the Tarim Basin, China,” Petroleum Science 8, no. 4 (Diciembre de 2011): 406–414.

Feng X, Wang Y, Wang X, Wang N, Gao G y Zhu X: “The Application of High-Resolution 3D Seismic Acquisition Techniques for Carbonate Reservoir Characterization in China,” The Leading Edge 31, no. 2 (Febrero de 2012): 168–179.

17. Wang X, Feng X, Luo W, Gao X y Zhu X: “Key Issues and Strategies for Processing Complex Carbonate Reservoir Data in China,” The Leading Edge 31, no. 2 (Febrero de 2012): 180–188.

18. Shi HX, Peng GX, Zheng DM, Zhang LJ, Li H, Li GH, Yang PF, Duan WS, Chen M, Zhang H, Yang S, Wang P, Xue FJ y Liu X: “Integration of Surface Seismic and Well Information to Improve Drilling Success for Onshore

> Incremento de la resolución y de la claridad. La técnica SGD incidió positivamente en la generación de las imágenes sísmicas. Un corte (sección transversal) en profundidad a 2 100 m [6 900 pies] ilustra el mejoramiento de la resolución que se produce en torno a la localización del pozo de prueba. El corte en profundidad después de la generación de imágenes del conjunto de datos de sísmica convencional (izquierda) se compara con la misma sección después de la actualización del conjunto de datos con los datos del pozo de prueba (derecha). Las fallas, demarcadas con las flechas rojas, se delinearon con mayor nitidez y otros rasgos (óvalos amarillos) se definieron claramente.


Después de la técnica SGDConjunto de datos de sísmica convencional

5 km 5 km

Pozo A Pozo A

Pozo de prueba Pozo de prueba

Pozo B Pozo B

– 0

Amplitud de las reflexiones

+

Carbonate Caves,” artículo Th E102 04, presentado en la 76a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Ámsterdam, 16 al 19 de junio de 2014.

19. Shi et al, referencia 18. Épsilon (ε) y Delta (δ) son parámetros de las ondas

P para un medio en el cual las propiedades elásticas exhiben isotropía transversal vertical. Épsilon es el parámetro de anisotropía de las ondas P y el cociente entre la diferencia de las velocidades de las ondas P horizontales y verticales, y la velocidad de las ondas P verticales. Delta es un parámetro de anisotropía débil y describe la anisotropía de la velocidad de las ondas P casi verticales y la dependencia del ángulo de fase de las ondas S verticalmente polarizadas. Para obtener más información sobre los parámetros de isotropía transversal, consulte: Thomsen L: “Weak Elastic Anisotropy,” Geophysics 51, no. 10 (Octubre de 1986): 1954–1966.

Volumen 27, no.1 23

cisa de las cavernas individuales, especialmente como objetivos de perforación; los pozos a menudo rozan los lados de las cavernas o sencillamente los pasan por alto.

Para incrementar el éxito de las operaciones de perforación en las cavernas, PetroChina Tarim Oil Company contrató a Schlumberger con el objeto de que llevara a cabo un estudio de factibi-lidad destinado a identificar los datos existentes y utilizar la técnica SGD para direccionar los pozos hacia el interior de los sistemas de cavernas.18

El equipo de trabajo recolectó los datos sísmicos adquiridos en el año 2007, un modelo de velocidad convencional, datos de pozos vecinos e información geológica. El modelo de velocidad inicial compren-

dió una sucesión de capas de estratigrafía hori-zontal. En este modelo simple, las velocidades no variaban en la dirección horizontal, pero sí en la dirección vertical. Cada capa era transversalmente isotrópica con un eje vertical de simetría o exhibía una isotropía transversal vertical (VTI); las veloci-dades sísmicas eran en general más altas en sentido paralelo a las capas horizontales que en sentido perpendicular a las mismas. La porción somera del modelo, hasta una profundidad de 1 000 m, se basó en la técnica de tomografía de refracción, en tanto que la porción más profunda, de más de 1 000 m, se basó en un levantamiento de tiros de pruebas de velocidad de uno de los pozos vecinos y fue extrapolada lateralmente siguiendo los horizontes

> Inversión tomográfica de la velocidad. Los pozos 1 a 5 son pozos vecinos que rodean al pozo planificado A0. En cada pozo vecino se adquirieron datos sónicos (azul). La inversión tomográfica se inició con un modelo de velocidad simple (derecha, negro), en el que las velocidades de ondas P anisotrópicas de cada capa poseían una simetría isotrópica transversal vertical (VTI), caracterizada por la diferencia entre los parámetros Épsilon (ε, verde) y Delta (δ, anaranjado). Mediante la utilización de los datos sónicos de los pozos vecinos para restringir la inversión, se obtuvo el modelo de velocidad previo a la perforación (rojo) a partir de la inversión tomográfica de la velocidad de los datos de sísmica convencional. Las velocidades VSP sin desplazamiento lateral de la fuente, obtenidas con la herramienta seismicVISION (cian) en el pozo A0 durante la perforación, concordaron con el modelo previo a la perforación. (Adaptado de Shi et al, referencia 18.)

Oilfield Review SPRING 15SGD Fig BORSPRNG 15 SGD B

800

1 500 6 500m/s

Velocidad sónica

Velocidad sísmica previaa la perforación

1 500 6 500m/s

1 600

4 000

4 800

5 600

6 400

7 200

8 000

2 400

3 200

Prof

undi

dad,

m

0

Pozo 1


Velocidad sónica

1 500 6 500m/s

1 500 6 500m/s

Pozo 2


Velocidad sónica

1 500 6 500m/s

1 500 6 500m/s

Pozo 3


Velocidad sónica

1 500 6 500m/s

1 500 6 500m/s

Pozo 4


Velocidad sónica

1 500 6 500m/s

1 500 6 500m/s

Pozo 5 Pozo A0

Velocidad VSPm/s


1 500 6 500

1 500 6 500

m/s1 500 6 500

m/s

Velocidad sísmica inicial

Delta–0,05 0,05

Épsilon

–0,05 0,05

geológicos. Los parámetros de isotropía transversal Épsilon, (ε) y Delta, (δ) —medidas de la aniso-tropía de la velocidad de ondas P— mostraron un valor de cero hasta una profundidad de 200 m y luego (ε) y (δ) se incrementaron continua-mente hasta alcanzar valores constantes del 3% y el 1,5%, respectivamente, por debajo de 1 200 m [3 940 pies].19

Los geofísicos utilizaron luego el modelo de velocidad inicial como dato de entrada para la inversión tomográfica de la velocidad a fin de generar el modelo de velocidad previo a la per-foración para el DVI a partir de los datos de sís-mica convencional, restringidos con los registros sónicos de cinco pozos vecinos cercanos (arriba).

24 Oilfield Review

Y emplearon un procedimiento de eliminación de capas, trabajando desde el tope hacia abajo.20 El subsuelo se dividió en cuatro capas, desde la superficie hasta 10 000 m [32 800 pies]; las caver-nas ordovícicas se encontraban en la capa más profunda. Estos profesionales minimizaron los errores asociados con el tiempo de viaje y halla-ron las velocidades interválicas de mejor ajuste para cada capa, antes de pasar a la capa sucesi-vamente más profunda. El modelo de velocidad final previo a la perforación fue consistente con los registros de pozos y los VSP y produjo imáge-nes PSDM que mostraron las cavernas con mayor nitidez (derecha).

El pozo vertical A fue planificado en base al modelo de velocidad previo a la perforación y las imágenes PSDM. Durante la perforación del pozo A, Tarim Oil Company adquirió medicio-nes de tiros de pruebas de velocidad en tiempo real. El conjunto de fondo (BHA) se equipó con la herramienta seismicVISION. Después de per-forar cada tiro o unión de tubería, mientras se agregaba uno nuevo y no se detectaba ninguna interferencia de ruido de perforación de fondo de pozo, se disparó una fuente sísmica en la super-ficie y la herramienta seismicVISION registró las formas de ondas. El VSP derivado de estos datos fue utilizado para actualizar el modelo de veloci-dad previo a la perforación y la imagen sísmica de las cavernas en los puntos de decisión importantes durante la perforación. Si el pozo A hubiera sido perforado en base a los datos sísmicos del año 2007 solamente, habría errado su caverna objetivo en unos 150 m [490 pies] en sentido lateral (próxima página, arriba). El modelo inicial previo a la per-foración predijo la profundidad de la caverna con una precisión de 16 m [52 pies] respecto de la profundidad real en la que se encontró. El modelo actualizado, utilizado para perforar el pozo, mejoró la precisión de la localización de la caverna y predijo su profundidad con una preci-sión de 8 m [26 pies] (próxima página, abajo).

El perforador había advertido con antici-pación y estaba mejor preparado para manejar las condiciones de perforación anormales que se desarrollaban a medida que se accedía y se penetraba en la caverna. Cuando la barrena de perforación se aproxima a una de estas cavernas carbonatadas fracturadas profundas, pueden

producirse problemas de pérdida de circulación a medida que dicha herramienta encuentra los sistemas de fracturas asociados con las cavernas. Esta situación puede ser seguida por un golpe de presión —fluido que ingresa en el pozo— si la pérdida de circulación produce una reducción de la presión de fondo de pozo por debajo de la pre-sión de formación. Además, pueden producirse incidentes, tales como la caída de la sarta de per-foración cuando la barrena atraviesa el sistema de cavernas, y la caída puede producir la pérdida de los equipos.

Sobre la base del éxito del pozo A, el equipo de PetroChina Tarim Oil Company perforó tres pozos más utilizando la solución SGD. Cada uno de los pozos alcanzó a su objetivo y penetró en las cavernas.

Iluminando el caminoLos operadores luchan por maximizar las tasas de producción y la recuperación general utilizando el menor número de pozos. El desafío reside en reducir la incertidumbre y el riesgo asociado con estos objetivos. Las localizaciones de los puntos

>Modelo de velocidad inicial y previo a la perforación. Los datos iniciales de velocidad de ondas P (extremo superior izquierdo) mostraron un incremento suave con la profundidad; el modelo poseía una simetría VTI. Los geofísicos utilizaron los métodos de eliminación de niveles e inversión tomográfica de la velocidad para refinar la velocidad restringida con los registros sónicos de los pozos vecinos a fin de producir el modelo de velocidad previo a la perforación (extremo superior derecho). Las imágenes de migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) exhibieron un mejoramiento entre la imagen inicial (extremo inferior izquierdo) y la imagen final previa a la perforación (extremo inferior derecho). Las cavernas (flechas amarillas) se mostraron con mayor nitidez y se colocaron en la posición espacial correcta. (Adaptado de Shi et al, referencia 18.)


Imagen PSDM inicial Imagen PSDM previa a la perforación

Prof

undi

dad,

m

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

Modelo de velocidad inicial

6 500

5 500

4 500

3 500

2 500

1 500

500

Velo

cida

d de

ond

as P,

m/s

Modelo de velocidad previo a la perforación

– 0


+

20. La eliminación de niveles es un método de determinación de la velocidad y la estructura en profundidad de un modelo estratificado del subsuelo a partir de datos sísmicos de superficie. El método comienza con la inversión de la capa superficial para determinar sus parámetros. Estos parámetros se utilizan luego, junto con los datos sísmicos de reflexión, para proceder a la inversión y obtener los parámetros de las capas sucesivamente más profundas. El procedimiento continúa hasta que se invierte todo el volumen de interés.

Volumen 27, no.1 25

> Actualizaciones durante la perforación. A partir de la imagen PSDM previa a la perforación (izquierda), sobre la base del picado de la amplitud negativa máxima de las reflexiones (amarillo) se interpretó que el tope de la caverna (línea diagonal azul) se encontraba a una profundidad 16 m mayor que su profundidad real (DO2y). En contraste, la imagen actualizada (derecha) muestra que el tope pronosticado de la caverna (línea diagonal azul) se encuentra desplazado hacia arriba menos de 8 m de la profundidad real. La línea horizontal verde es una línea de referencia para comparar las imágenes de la izquierda y de la derecha.


5 675

5 700

5 725

5 750

5 775

5 800

5 825

5 850

5 875

5 900

5 925

5 950

5 975

Prof

undi

dad,

m

DO2y

PSDM previa a la perforación

– 0


+

PSDM actualizada

DO2y

dulces (puntos óptimos) de un yacimiento y los peligros que se presentarán mientras se ingresa a los mismos generan incertidumbres que condu-cen a riesgos de exploración, perforación y pro-ducción, tales como la identificación errónea de los puntos dulces, la presencia de condiciones de perforación inseguras y la necesidad de perforar pozos adicionales para complementar los pozos antieconómicos.

La solución de perforación guiada por la sís-mica es un proceso rápido de toma de decisiones de construcción de pozos, que se ha desarrollado a través de los avances registrados en materia de capacidad computacional, tecnologías de software integradoras y equipos de colaboración multidisciplinarios.

Las técnicas de modelado rápido del subsuelo, tales como la solución SGD, podrán evolucionar y dejar de ser básicamente una herramienta para la reducción de riesgos e incertidumbres para convertirse en parte integrante del manejo de los yacimientos. Tras tener acceso a una nueva extensión productiva, los ingenieros de perfora-ción podrán utilizar la técnica SGD para perforar el pozo piloto; luego, los geofísicos verificarán la presencia de puntos dulces a escala de cuenca, identificados a través del mapeo regional y el modelado de los sistemas petroleros, y los geó-logos podrán enfocarse en los estratos y las estructuras geológicas presentes dentro del DVI y alrededor del pozo. Los equipos a cargo de la planeación de pozos también podrán confiar en metodologías similares para dirigir la perfora-ción de pozos de evaluación y desarrollo a fin de evaluar la calidad del yacimiento en las proximi-

dades de las secciones productivas. Finalmente, la integración de los modelos multidisciplinarios del subsuelo durante el desarrollo de una exten-sión productiva podría proporcionar a los opera-dores un modelo de alta resolución que permita la optimización eficiente del desarrollo de cam-

pos petroleros en ambientes geológicos comple-jos, utilizando un mínimo de pozos. Si esto llega a buen término, los operadores serán guiados hacia el logro de mayores eficiencias y obtendrán resul-tados de perforación más efectivos en las exten-siones productivas marginales. —RCNH

> Localización de la caverna. Las imágenes PSDM convencionales de 2007 (izquierda) , previas a la perforación (centro) y actualizadas (derecha) ilustran las mejoras logradas en la localización de las cavernas a medida que se incorporan nuevos datos en la solución SGD. El modelo previo a la perforación fue utilizado para planificar el pozo A (línea azul). Si se hubieran utilizado los datos de sísmica convencional para planificar la perforación, el pozo A habría errado su objetivo en 150 m. El tope de la caverna se basa en el picado de la amplitud negativa máxima de las reflexiones (amarillo).

5 700

5 800

5 900

6 000

6 100

6 200

Prof

undi

dad,

mPSDM convencional PSDM previa a la perforación PSDM actualizada

– 0


+

reducción de la incertidumbre adelante de la barrena/media/files/resources/oilfield_review/... ·...

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