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Volumen 21, no. 3

La dolomía

Disparos en condiciones de bajo balance dinámico

Monitoreo del fracturamiento en tiempo real

Interfaces de programación abiertas

Oilfield Review

09-OR-0004-S

Impulsada en gran medida por el interés que ha despertado en la industria la dolomía como componente de las secuencias sedi-mentarias petrolíferas, y su asociación con ciertos depósitos deplomo-zinc, en la década de 1950 se produjo una gran expansióndel estudio de las rocas dolomíticas. No obstante, como lo indicaun artículo de 1957 titulado “La cuestión de la dolomía,” prontosurgieron controversias en torno a sus orígenes.1

Para ese entonces, la polémica respecto de las dolomías noera en modo alguno nueva; las dolomías habían sido fuente deconfusión desde su descubrimiento por parte del geólogo francésDéodat de Dolomieu (1750–1801). El de Dolomieu era un mundoen el que los orígenes de todas las rocas constituían temas dedebate, polarizados entre la visión plutonista de James Huttonque sustentaba su formación a través de la acción de procesosvolcánicos, y la teoría neptunista de la cristalización producida a partir de las aguas de una gran inundación, formulada porAbraham Werner. De nada sirvió el hecho de que la dolomía confrecuencia violara uno de los primeros axiomas de la geología: aunal esclarecerse el fenómeno de que la depositación de las rocassedimentarias se producía en secuencias, se hizo igualmente evi-dente que la dolomía no respetaba las leyes de la superposición ycomúnmente atravesaba los límites depositacionales.

Para el año 1916, se habían formulado al menos doce teoríaspopulares para explicar el origen de las dolomías. Parte del pro-blema radicaba en el hecho de que los primeros experimentosrelacionados con la estabilidad de los minerales indicaron que ladolomía debería formarse a temperaturas y presiones más eleva-das que las temperaturas y presiones comunes en las secuenciassedimentarias. Las investigaciones posteriores refutaron esaafirmación, demostrando que, de hecho, el agua de mar seencuentra excesivamente sobresaturada respecto de la dolomíay que, en teoría, su formación debería ser posible con las tempe-raturas más bajas que son comunes en la superficie de la Tierra.

Lamentablemente, los experimentos destinados a demostrarel principio de la cristalización sencillamente no funcionaron.En el año 1998, Land dio a conocer una serie de experimentosefectuados a temperaturas de alrededor de 25ºC [77ºF] consobresaturaciones de hasta 1,000 veces—cuya duración en cier-tos casos superó los 32 años—pero que no lograron producirvolumen alguno de dolomía.2 El descubrimiento de que los preci-pitados de minerales similares a la dolomía (protodolomías)aparentemente se forman de manera penecontemporánea ensedimentos recientes como los de Coorong, en el sudeste de Aus-tralia, confundió aún más a los investigadores. Como lo señalaraLand, es probable que se trate de un tema de cinética y un com-ponente clave necesario para sintetizar la dolomía es un períodode tiempo medido en escala geológica. Sin embargo, continuaronsurgiendo modelos alternativos; el más reciente de ellos invocala actividad microbiana en la interposición de las reacciones.

El problema de la dolomía

En parte como resultado de estas incertidumbres químicas, el ambiente en el que se forma la dolomía sigue siendo tema dediscusión. Las dolomías han sido asociadas en mayor o menorgrado con las evaporitas, las estromatolitas e incluso con estruc-turas cársicas, y los modelos varían de bombeo evaporítico areflujo por filtración, zona de mezcla de aguas y circulación de plataforma en gran escala.

Gran parte de la importancia económica de las rocas dolomíti-cas constituye una reflexión de sus características petrográficas.Dado que la dolomía es más densa que la aragonita o la calcita a la que reemplaza con más frecuencia, muchos investigadoresasumieron que el proceso produciría una reducción del volumenque se reflejaría en un incremento de la porosidad y de la per-meabilidad. No obstante, muchas dolomías están compuestaspor cristales que no acarrean ningún rastro de sus precursores y que pueden contener incluso cementos dolomíticos que obstru-yen la porosidad (véase “La dolomía: Aspectos de un mineraldesconcertante,” página 32).

A través de los años, “El problema de la dolomía” fue abordadoen diversas reuniones que se tradujeron en publicaciones efec-tuadas por la Asociación Internacional de Sedimentólogos, laSociedad de Paleontólogos y Mineralogistas Económicos y laSociedad Geológica de Londres. Estas reuniones y sus publica-ciones reflejan las corrientes de pensamiento más modernas yno las tendencias más populares; algunas de las cuales, comodestaca Land, “son desconcertantes.”3

Quizás en lo que erramos es en la hipótesis de que existe unasola solución. Los diversos mecanismos y ambientes de formaciónpropuestos se han basado en la evidencia pero el hecho de quetal vez no sean tan aplicables como se anticipó no puede hacerque se los descarte en los afloramientos individuales o en los gru-pos pequeños. El artículo presentado en esta edición sobre ladolomía también debería analizarse desde esta perspectiva. ¿Losespecialistas de nuestros días adhieren a las tendencias incorrec-tas o han elegido la tendencia adecuada para andar el caminoque aún queda por recorrer?

Colin BraithwaiteInvestigador Asociado SeniorUniversidad de GlasgowGlasgow, Escocia

Colin Braithwaite obtuvo su licenciatura en geología con Mención Honoríficade Primera Clase de King’s College, Universidad de Londres, y allí mismo com-pletó su doctorado en sedimentología de los carbonatos. Subsiguientemente,ingresó en Queen’s College, en la Universidad de St. Andrews, en Escocia(transformada ahora en la Universidad de Dundee), antes de trasladarse a laUniversidad de Glasgow, donde se desempeña como Investigador AsociadoHonorario. Sus actividades de investigación se centraron en las rocas carbona-tadas, incluidas las dolomías y las fosforitas. En el año 2004, Colin se desem-peñó como editor principal de una Publicación Especial de la Sociedad Geoló-gica de Londres titulada La Geometría y la Petrogénesis de los Yacimientos deHidrocarburos de Dolomía. Es geólogo colegiado y ha redactado más de 70artículos revisados por pares, que figuran en publicaciones internacionales; esautor de un libro sobre las rocas y los sedimentos carbonatados y coautor deun texto recién publicado sobre los carbonatos de edad Cuaternario.

1

1. Fairbridge RW: “The Dolomite Question,” en LeBlanc RJ y Breeding JG (eds):Regional Aspects of Carbonate Deposition: A Symposium. Tulsa, Oklahoma,USA: Society of Economic Paleontologists and Mineralogists, SEPM SpecialPublication No. 5 (1957): 125–178.

2. Land LS: “Failure to Precipitate Dolomite at 25 Degrees C from Dilute SolutionDespite 1000-Fold Oversaturation After 32 Years,” Aquatic Geochemistry 4, nos. 3–4 (Septiembre de 1998): 361–368.

3. Land, referencia 2.

Schlumberger

Oilfield Review4 Operaciones de disparos: Cuando la falla es el objetivo

La explotación de los eventos transitorios durante y despuésde la detonación de las cargas huecas (premoldeadas) estáproporcionando a la industria nuevas metodologías de disparos.El resultado es la obtención de disparos más limpios que incre-mentan la producción y mejoran las eficiencias operacionales.Al mismo tiempo, las mejoras introducidas en la tecnología de las cargas huecas están generando agujeros de penetraciónmás profunda y mayor diámetro de entrada con menos detritos.Debido a la diversidad de métodos utilizados en la industria, el API actualizó recientemente los procedimientos de pruebasestandarizados recomendados para comparar el desempeño de las cargas.

18 Monitoreo y divergencia de los tratamientos de fracturamiento hidráulico

Ahora es posible el mapeo de la propagación de las fracturasen tiempo real utilizando el método de monitoreo microsísmi-co. Los nuevos procedimientos proporcionan retroalimentaciónen tiempo real sobre el desarrollo de las fracturas y la efectivi-dad de los métodos de divergencia. Algunos casos de estudiode Argentina, y Arkansas y Texas, en EUA, demuestran susbeneficios en los ambientes de lutitas y areniscas gasíferascompactas.

2

Editor ejecutivoMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editor seniorMatt Varhaug

EditoresRick von FlaternVladislav GlyanchenkoTony SmithsonMichael James Moody

ColaboradoresRana RottenbergGlenda de Luna

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

E-mail: [email protected];http://www.linced.com

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: [email protected]

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Sussumu NakamuraTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7460Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: [email protected]

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

Marzo de 2010Volumen 21

Número 3

56 Colaboradores

60 Próximamente en Oilfield Review

3

CalcitaCaCO3

DolomíaCaMg(CO3)2

AnqueritaCaFe(CO3)2

MgCO3Magnesita

FeCO3Siderita

32 La dolomía: Aspectos de un mineral desconcertante

Los yacimientos dolomíticos pueden ser productores prolíficospero también pueden resultar difíciles de conocer. El minerales metaestable y las condiciones que mejoran la porosidad y la permeabilidad de la dolomía varían entre una localización yotra. Los procesos que convierten la caliza en dolomía puedenmejorar la porosidad o destruirla. El desarrollo de las zonasque exhiben el mejor potencial prospectivo requiere que lascompañías petroleras superen las dificultades inherentes a laevaluación de este mineral complejo.

48 Sistemas ricos en características y abiertos por diseño

El software basado en principios de diseño de programaciónabierta permite que los responsables de su desarrollo y los geocientíficos creen nuevas funcionalidades sin modificar elcódigo fuente. Estos principios proveen a las compañías depetróleo y gas, las compañías de software y las institucioneseducativas, la capacidad para desarrollar programas conectores(plug-ins) patentados para un programa conocido de modeladode yacimientos.

En la portada:

Los operadores del Centro deTerminaciones de Yacimientos deSchlumberger se preparan para probaruna pistola de disparo en un objetivo de concreto construido según las direc-trices RP 19B del API. La sección encorte (foto del inserto), posterior a laprueba, posee túneles de disparos degran diámetro, libres de restos de cargas. El dispositivo especial (gráfica)proporcionó una condición de bajo balance dinámico durante los disparos.

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingApache CorporationHouston, Texas, EUA

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Jacques Braile SaliésPetrobrasRío de Janeiro, Brazil

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicación tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicosrelacionados con la búsqueda y produc-ción de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

A menos que se indique lo contrario, lassiglas que aparecen en esta publicacióncorresponden al idioma inglés.

Cuando se menciona sólo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

© 2010 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

Operaciones de disparos: Cuando la falla es el objetivo

Los operadores ejecutan las operaciones de disparos con una presión dentro del

pozo inferior a la del yacimiento. Esta condición de bajo balance estático facilita la

remoción de la roca dañada y los detritos. Los investigadores observaron que esta

técnica a menudo conduce a un desempeño de pozos decepcionante debido a una

limpieza inadecuada. Estudios recientes proporcionaron más detalles sobre los

efectos transitorios que ocurren durante la detonación de las cargas huecas.

Los ingenieros están explotando la condición de bajo balance dinámico para crear

túneles de disparos más limpios. Los pozos disparados con estas nuevas técnicas

habitualmente exhiben un mejor desempeño que los pozos que se disparan utilizando

los métodos tradicionales.

Dennis BaxterHarouge Oil Operations (Petro-Canada)Trípoli, Libia

Larry BehrmannBrenden Grove Harvey WilliamsRosharon, Texas, EUA

Juliane HeilandLuanda, Angola

Lian Ji Hong CACT Operators GroupShenzhen, Guangdong, China

Chee Kin KhongShenzhen, Guangdong, China

Andy MartinCambridge, Inglaterra

Vinay K. MishraCalgary, Alberta, Canadá

Jock MunroAberdeen, Escocia

Italo PizzolanteVICO Operating CompanyYakarta, Indonesia

Norhisham Safiin Raja Rajeswary Suppiah PETRONAS CarigaliKuala Lumpur, Malasia

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Otoño de 2009: 21, no. 3.Copyright © 2009 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Adil Al Busaidy, Trípoli, Libia; Daniel Pastor, Rosharon; y Martin Isaacs y Steve Pepin, Sugar Land, Texas.Enerjet, PowerJet, PowerJet Omega, PURE, SPAN y TRUST son marcas de Schlumberger.Excel es marca de Microsoft.

La terminación de un pozo de petróleo o gas es la culminación del trabajo conjunto de varias disciplinas. Los geólogos, geofísicos y petrofísicos analizan las formaciones y seleccionan los objeti-vos de perforación. Los ingenieros posicionan el pozo, bajan la tubería de revestimiento y luego la cementan en su lugar. Los petrofísicos interpre-tan los registros de pozos e identifican las zonas productivas. Estos esfuerzos conducen a un momento decisivo: las pistolas de disparos perfo-ran agujeros a través de la tubería de revestimiento, el cemento y la roca, estableciendo la comunica-ción entre el yacimiento y el pozo. Fallar durante la operación de disparos no es una opción. Pero para una práctica conocida como técnica de dis-paros en condiciones de bajo balance dinámico, la falla no sólo es una opción sino que representa el objetivo operacional.

La operación de disparo (cañoneo o punzado) consiste en disparar una pistola (cañón) cargada con cargas explosivas huecas (premoldeadas). En unas pocas decenas de microsegundos, las cargas huecas son detonadas y las partículas flui-dizadas son expulsadas, formando un chorro de alta velocidad que se desplaza a velocidades de

hasta 8,000 m/s [26,250 pies/s] y creando una onda de presión que ejerce una presión de 41 GPa [6 millones de lpc] sobre la tubería de revesti-miento y de 6.9 GPa [1 millón de lpc] sobre la formación. El resultado inmediato es la formación de un túnel dejado por el disparo (en adelante, túnel de disparo), revestido con una capa de roca dañada por las vibraciones y rellena con detritos. A menos que sea removida, la roca dañada impide el flujo de fluido, y los detritos—roca pulverizada y restos de cargas—pueden taponar el túnel y obturar las gargantas de poros.

El estándar industrial para la limpieza de los túneles de disparos recién formados ha consistido en utilizar un enfoque de tipo bajo balance está-tico. Habitualmente, las pistolas de disparos son desplegadas en pozos entubados que contienen algo de fluido. La columna de fluido crea una pre-sión hidrostática estática que es una función de la altura de la columna de fluido y de la densidad del fluido. Si la presión hidrostática es menor que la presión del yacimiento, existe una condición de bajo balance estático; contrariamente, si la presión es mayor, el pozo se encuentra en una condición de sobre balance. Los operadores efectúan los dispa-

1. RP 19B, Recommended Practices for Evaluation of Well Perforators, 2da edición. Washington, DC: Instituto Americano del Petróleo, 2006.

Volumen 21, no. 3 5

ros en condiciones de bajo balance estático con la esperanza de que la diferencia de presión negativa genere un influjo inmediato de los fluidos de yaci-miento y remueva los detritos de los disparos. No obstante, la producción que resulta de la utiliza-ción de este enfoque a menudo es decepcionante.

Un nuevo método—disparos en condiciones de bajo balance dinámico (DUB)—explota la información resultante de la investigación de los esfuerzos transitorios que tienen lugar en el sis-tema de pistolas, el pozo y el yacimiento durante la ejecución de los disparos. La roca triturada presente en la zona dañada por las fuerzas de la explosión de las cargas huecas es removida, y el flujo de los fluidos de yacimiento barre la roca triturada y otros detritos de los disparos hacia el interior del pozo. Un beneficio adicional del método DUB es que estos efectos pueden ser creados en pozos que inicialmente se encuentran en condiciones de bajo balance, balance o incluso sobre balance. Los resultados son disparos más limpios y un mejor desempeño de los pozos.

En el pasado, los ingenieros de diseño habi-tualmente se concentraban en crear cargas que produjeran pozos más limpios, más grandes y más profundos. Por el contrario, el método DUB demuestra que, si bien estas características son importantes, el logro de un grado de productivi-dad máxima requiere algo más que mejores cargas huecas. La explotación de los fenómenos transitorios que se producen en los túneles de disparos durante y después de la detonación mejora la geometría de los disparos y la efectivi-dad del flujo, lo que incide directamente en el desempeño del pozo.

El desempeño de los disparos en los ambien-tes de fondo de pozo depende de muchos factores, de manera que la predicción de la profundidad de penetración y del tamaño del pozo de entrada tal vez no sea posible con las pruebas de superfi-cie. No obstante, los operadores utilizan los datos de pruebas estandarizadas para comparar las diferentes cargas huecas. Los programas de simulación también emplean los datos de prue-

bas para pronosticar el desempeño de las cargas en base a las propiedades de las rocas y las condi-ciones de fondo de pozo. En el año 2000, el Instituto Americano del Petróleo (API) publicó un docu-mento conocido como Recommended Practices for Evaluation of Well Perforators, RP 19B, para pro-porcionar directrices y procedimientos orientados a calificar las cargas de diferentes proveedores.1 El procedimiento API RP 19B reemplazó a la norma RP 43. Además, el API ofrece ahora el programa Perforator Witnessing para conferir más credibili-dad a los resultados de las pruebas.

Este artículo explica la teoría del método DUB y examina las aplicaciones recientes en Canadá y China. Los resultados de las pruebas de Malasia demuestran un sistema de disparos para pozos empacados con grava, que evolucionó a partir de la investigación llevada a cabo en mate-ria de dinámica de pozos. Una visión general de las prácticas recomendadas API RP 19B provee información básica de utilidad.

El proceso PUREDurante muchos años, la investigación de las operaciones de disparos se centró en el desarro-llo de cargas huecas que producen agujeros de entrada grandes y de penetración profunda en la tubería de revestimiento y detritos limitados en los túneles de disparos (véase “API RP 19B—Estandarización de las pruebas de disparos,” próxima página). Estos criterios son importan-tes pero no constituyen los únicos factores que inciden en los resultados de los disparos. En última instancia, el desempeño de los pozos es la medida cuantitativa más crítica.

Los chorros de alta velocidad y las presiones extremadamente altas generadas por las cargas huecas pueden penetrar más allá de la zona dañada durante las operaciones de perforación e ingresar en la roca virgen. En el proceso de crea-ción del túnel de disparo, el chorro fractura los granos de la matriz y altera las propiedades mecánicas de la roca que rodea el túnel. Un corte obtenido a través del túnel de disparo revela tres zonas independientes: una zona de relleno suelto compuesto por arena no consolidada y los detri-tos de las cargas, la roca dañada mecánicamente

Bajo balance dinámico

Bajo balance estático

Sobre balance

(continúa en la página 8)

Muchos factores inciden en la creación de los túneles de disparos. Es prácticamente imposible reproducir el desempeño de las cargas de fondo de pozo utilizando las pruebas efectuadas en la superficie. No obstante, una norma objetiva para evaluar el desempeño de las cargas puede constituir una forma de comparar las cargas y proporcio-nar un punto de partida para el modelado de programas que predicen la geometría de penetración y el comportamiento del pozo.

En noviembre de 2000 el Instituto Americano del Petróleo (API) publicó la norma RP 19B, Recommended Practices for Evaluation of Well Perforators, que reemplaza a la norma RP 43. La segunda edición, publicada en septiembre de 2006, proporciona a los fabricantes cinco secciones que describen concisamente procedimientos de pruebas específicos. La letra “B” designa las prácticas recomendadas en lugar de las especificaciones prescriptas; sin embargo, el API registra el desempeño de las cargas sólo si los fabricantes cumplen con estas recomendaciones.1

Las dos actualizaciones más significativas de la norma RP 19B son un programa de testi-gos independientes y un cambio relacionado con la arena de fracturamiento de malla 16/30 del API para el agregado de concreto utilizado en los objetivos de la prueba de la Sección I.2 El programa Perforator Witnessing está diseñado para proporcionar mayor credi-bilidad a los resultados de las pruebas. Previa solicitud del fabricante, el API proporcionará testigos aprobados para que revisen y certi-fiquen los procedimientos de pruebas. Dado que se observaron diferencias de penetración significativas utilizando los objetivos de con-creto hechos de arena en los extremos de la especificación previa, la nueva norma controla en forma más rigurosa la mineralogía acep-table y la granulometría de la arena.3

Sección ILa prueba de la Sección I, efectuada a temperatura ambiente y a presión atmosférica, evalúa el sistema básico de disparos y es la única prueba completa del sistema de pistolas reconocida por el API (izquierda). Las compañías de servicios preparan los objetivos mediante la cementación de una sección de tubería de revestimiento dentro de un conducto de acero. Las briquetas provenientes del agregado de concreto utilizado para construir los objetivos, obtenidas durante la porción intermedia de su vertido, se prueban para determinar la resistencia a la compresión antes de efectuar la prueba.

Las cargas de prueba deben provenir de una corrida de fabricación de al menos 1,000, salvo las cargas de alta temperatura, que pueden provenir de una corrida mínima de 300. La posición de la pistola, la densidad de disparo, la fase y el número de cargas de la pistola se indican en la planilla de datos. La interferencia entre las cargas, la fase, el equipo de disparos y la densidad de disparo pueden alterar el desempeño, de modo que la prueba del sistema de pistolas no siempre se reproduce en las pruebas de un solo disparo. La prueba requiere un mínimo de 12 disparos y el sistema de pistolas debe ser verificado como un equipo de campo estándar.

El agujero de entrada en la tubería de revestimiento y la penetración se miden e indican en la planilla de datos.

Si bien la penetración total del concreto constituye una medición relevante, no refleja la penetración real de las rocas de la forma-ción. Si se conocen las propiedades mecánicas de la formación, el software de modelado, tal como el programa de análisis de operaciones de disparos SPAN, puede estimar el desem-peño en el fondo del pozo.

Sección IIPara la prueba correspondiente a la Sección II, las cargas son detonadas en los objetivos de arenisca Berea, sometidos a esfuerzos a temperatura ambiente.4 Estas pruebas de un solo disparo se llevan a cabo en un dispositivo de laboratorio (abajo). Tanto el esfuerzo de confinamiento como la presión del pozo se fijan inicialmente en 3,000 lpc [20.7 MPa], y cualquier presión de poro inducida se ventea a la atmósfera. Si bien esta prueba no reproduce las condiciones de un yacimiento en particular, la roca sometida a esfuerzos constituye una mejora cualitativa significativa en cuanto a realismo respecto del objetivo de concreto no sometido a esfuerzos de la Sección I.

6 Oilfield Review

API RP 19B: Estandarización de las pruebas de disparos

>Norma API RP 19B; prueba correspondiente a la Sección I. El diámetro del agujero de entrada de las cargas huecas y la profundi-dad de penetración son determinados después de una prueba que utiliza equipos de pozo estándar para disparar un objetivo de concreto. El concreto, vertido alrededor de una sección de tubería de revestimiento colocada en un conducto de acero, debe satisfacer los requerimientos de resistencia a la compresión, tiempo y composición del agregado. Las briquetas, obtenidas del agregado, se utilizan para validar la resis-tencia a la compresión del objetivo.

Oilfield ReviewAutumn 09Pure Fig. Sidebar fig 1ORAUT09-PURE SDBR Fig. 1

Tubería derevestimiento Pistola

AguaBriquetade prueba

Conductode acero

Concretode 28 días

>Norma API RP 19B; dispositivo para la prueba de la Sección II. Las pruebas de un solo disparo se efectúan en objetivos de arenisca Berea sometida a esfuerzos.

Carga hueca

Fluido anular

Placa del objetivo

Camisa de caucho

Núcleo de4 o 7 pulgadasde diámetro

Ventilación delnúcleo

Entrada de fluido


Sección IIILa prueba calórica de la Sección III evalúa la degradación del desempeño de un sistema de pistolas, como resultado de los efectos de la temperatura. Un mínimo de seis cargas son disparadas para penetrar las placas de acero soldadas al cuerpo de la pistola, desde un sistema de pistolas calentado. La penetración y el diámetro del agujero de entrada, resul-tante de las pistolas detonadas a temperaturas elevadas, son comparados con los obtenidos utilizando pistolas disparadas en condiciones ambiente (arriba, a la izquierda).

Sección IVLa prueba de la Sección IV evalúa el desempeño del flujo, disparando una muestra de roca confinada en un módulo de pistolas de laboratorio de un solo disparo (arriba. a la derecha). El recipiente para la prueba consta de tres partes esenciales: una cámara de confinamiento que imparte el esfuerzo de los estratos de sobrecarga sobre el núcleo de roca, un sistema que presuriza el fluido de poro y simula la respuesta del yacimiento de campo lejano, y una cámara de pozo presuri-zada. Esta prueba proporciona una medición de la eficiencia de flujo en los núcleos (CFE).5 El parámetro CFE puede relacionarse con el daño mecánico de un solo disparo y utilizarse para cuantificar las características esenciales

de la zona triturada del disparo. En la práctica, muy pocos investigadores realizan las pruebas de la Sección IV “según las reglas.” Esto se debe principalmente a la necesidad que tiene el operador de pronosti-car lo que sucederá en un yacimiento en particular, o bien evaluar la técnica de disparos óptima para una aplicación dada.

Sección VLa Sección V provee un procedimiento para cuantificar el volumen de detritos que sale de una pistola de disparos después de la detonación y la recuperación.

Observaciones sobre las nuevas pruebas Las normas API RP 19B fueron publicadas en el año 2000, y muchas pruebas efectuadas según las normas API RP 43 han sido

re-certificadas utilizando las nuevas. Las diferencias observadas en los resultados oscilan entre insignificantes y significativas. Por ejemplo, se observó una reducción de la penetración total del 14% en las nuevas pruebas de la carga PowerJet de Schlumberger.6 Pero la diferencia del 0.07% en la medición de la penetración de la carga Enerjet III de 5.4 cm [21/8 pulgadas] fue insignificante.

Las pruebas efectuadas en objetivos de concreto quizás no representen con precisión el desempeño de las cargas en condiciones de fondo de pozo; sin embargo, proporcionan a la industria un punto de referencia para la comparación de las cargas de diferentes proveedores. Las directrices más estrictas de la norma API RP 19B, junto con el programa de atestiguamiento, generan más confianza en la fiabilidad de los resultados publicados de las pruebas.

Volumen 21, no. 3 7

1. ParaverlosresultadosdelAPImedianteCertificación,consulte,http://compositelist.api.org/FacilitiesList.ASP?Fac=Yes&CertificationStandard=API-19B(Seaccedióel1ºdejuniode2009).

2. LasespecificacionesestablecidasporelAPIparaeltamañodelosgranosdelaarenadefracturamientoabarcaneltamañodegrano,laesfericidad,laredondez,laresistenciaalatrituraciónylamineralogía.Elestándarqueestipulaunamalla16/30requierequeun90%delosgranosdearenaoscileentre0.595y1.19mm[0.0234y0.0469pulgada]yun99%desílicepuro.

3. BrooksJE,YangWyBehrmannLA:“EffectofSand-GrainSizeonPerforatorPerformance,”artículoSPE39457,presentadoenlaConferenciasobreControldeDañodelaFormacióndelaSPE,Lafayette,Luisiana,EUA,18al19defebrerode1998.

4. LaareniscaBereaseextraedeunaformacióndeEUAqueafloraenunabandaqueseextiendedesdeel

nortedeKentuckypasaporlaciudaddeBerea,enOhio,yluegoingresaenPensilvania.

5. ElparámetroCFEsedefinecomolarelaciónentreelinflujoreal,atravésdeldisparo,yelinflujoteóricoatravésdeundisparo“perfectamentelimpio”delamismageometríaquelamedidaenlaprueba.Eselanálogodeunsolodisparoalarelacióndeproductividaddeunpozoycompartelahipótesissimplificadoradelinflujoradialunidimensionalendirecciónhaciaunagujerocilíndrico.UnaeficienciaCFEde1correspondeaunfactordedañode0paraunsolodisparo,loqueindicaquenoquedaningunazonatriturada.UnaeficienciaCFEdemenosde1indicalaexistenciadedañooflujorestringido.

6. EnlaspruebasefectuadassegúnlasnormasRP19BdelAPI,elresultadocorrespondientealapenetraciónconlacargaPowerJetOmegafue10%superioralobtenidosiguiendolanormaAPIRP43,correspondientealacargaPowerJetoriginalalaquereemplazó.

>NormaAPIRP19B,SecciónIII,pruebacalórica.Laintegridadtérmicadelapistoladedisparoseverificaelevandolatemperaturadelapistolaprimeroyutilizándolaluegoparadispararobjetivosdebarrasdeacerolaminado.


Bandastermales

Objetivosde barrasde acero

>NormaAPIRP19B,SecciónIV,pruebaCFE.Eldesempeñodelflujosemideutilizandounrecipienteparapruebasespecialmentediseñado,quesimulalascondicionesdefondodepozo.Estapruebaproporcionaunaaproximaciónmásprecisaconrespectoalosresultadosdefondodepozosilasmuestrasderocasutilizadasposeenunacomposiciónsimilaraladelaformacióndefondodepozo.


Diferencia de presiónde poro del pozo

Presión del pozo

Válvula de micrómetro

Placa de disparo que simulala tubería de revestimientoy el cemento

Acumulador de 5galones conectado al pozo

Pozo simulado

Carga hueca

Muestra del núcleo

Dato

s de

pre

sión

de

conf

inam

ient

o

Cámara de confinamiento

Dato

s de

pre

sión

del p

ozo Acumulador de 30 galones

Muestras simuladasde núcleos de yacimientos

Medidores de presión de cuarzo rápidos

8 Oilfield Review

con características modificadas de flujo y resis-tencia, y la roca virgen identificada por sus valores intrínsecos inalterados de permeabilidad, porosidad y resistencia de la roca (arriba).

La roca dañada mecánicamente, presente en la zona triturada, reduce el influjo de fluido y puede ser un contribuidor significativo para el daño mecánico.2 Además, el relleno suelto exis-tente en el túnel de disparo puede taponar los espacios porosos, complicando potencialmente las operaciones futuras, tales como los procesos de inyección y los tratamientos de acidificación de la matriz, empaque de grava y estimulación por fracturamiento hidráulico.

Tradicionalmente, cuando es posible, los pozos son disparados con una condición de bajo balance estático para facilitar el influjo de los flui-dos de formación después de la detonación. Las pruebas de laboratorio demuestran que se requie-ren presiones diferenciales estáticas mayores que las recomendadas previamente para remover efectivamente la roca dañada y barrer los detri-tos de los túneles de disparos.3 Los análisis de los datos obtenidos con los medidores de presión rápidos y lentos, durante las operaciones de un solo disparo y las pruebas de flujo, indican que la presión del pozo varía considerablemente durante e inmediatamente después de la detonación de las cargas.4 La presión diferencial puede oscilar repetidas veces, pasando de la condición de sobre balance a la condición de bajo balance en cuestión de milisegundos. Dichas oscilaciones de presión no son muy efectivas para remover la roca dañada o limpiar rápidamente los detritos.

Otra consecuencia posible de las operaciones de disparos con un bajo balance estático es que la sobrepresión transitoria inicial generada durante la detonación puede hacer que los detritos pene-tren en las profundidades del túnel de disparo, creando un tapón impermeable. En los pozos en los que la condición de bajo balance estático pro-duce al menos cierto nivel de influjo, éste puede ser desproporcionado: los disparos más permea-bles experimentarán el mayor grado de limpieza. Los disparos efectuados en la roca menos permea-ble, que necesita más ayuda para una limpieza completa, tal vez no experimenten un influjo sufi-cientemente prolongado antes que se produzca la ecualización de la presión. El resultado es menos disparos limpios, si los hubiere, y menos disparos que contribuyen al flujo total.

Dado que la zona dañada se encuentra par-cialmente desconsolidada y su resistencia es mucho menor que la de la roca adyacente, una

oleada inicial rápida (flujo instantáneo)—lo sufi-cientemente intensa como para generar esfuerzos de tracción que excedan la resistencia de la zona dañada—hará que las rocas fallen. El flujo soste-nido que tiene lugar después de la falla de las rocas barre el material del túnel (próxima página, arriba). Ésta es la esencia de las operaciones de disparos DUB: el proceso se deriva del conoci-miento y el control de los fenómenos transitorios.5 El primer paso consiste en comprender los meca-nismos a escala de grano.

Los granos de la matriz, sobre la superficie del túnel de disparo, se fracturan durante las opera-ciones de disparos. Si bien este hecho genera más trayectos para el flujo de fluido en la zona triturada, esos trayectos son más estrechos y restrictivos que los de la estructura porosa original. Éste es el meca-nismo que genera una reducción de la permeabilidad sobre la pared del túnel. La permeabilidad oscila entre casi nula, en el borde del túnel, y la per-meabilidad de la roca virgen a cierta distancia dentro de la formación.

La medición directa de la permeabilidad en la zona triturada es difícil.6 No obstante, los científicos del Laboratorio de Investigación del Mejoramiento

2. El daño mecánico es la reducción producida en la permeabilidad en la región vecina al pozo como resultado de factores mecánicos. Un factor de daño positivo indica una reducción de la permeabilidad, un factor de daño negativo indica un mejoramiento de la productividad.

3. Behrmann LA: “Underbalance Criteria for Minimum Perforation Damage,” artículo SPE 30081, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Países Bajos, 15 al 16 de mayo de 1995.

Walton IC, Johnson AB, Behrmann LA y Atwood DC: “Laboratory Experiments Provide New Insights into Underbalanced Perforating,” artículo SPE 71642, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

4. Behrmann LA, Li JL, Venkitaraman A y Li H: “Borehole Dynamics During Underbalanced Perforating,” artículo SPE 38139, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Países Bajos, 2 al 3 de junio de 1997.

5. Bolchover P y Walton IC: “Perforation Damage Removal by Underbalance Surge Flow,” artículo SPE 98220, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control de Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 15 al 17 de febrero de 2006.

6. Heiland J, Grove B, Harvey J, Walton I y Martin A: “New Fundamental Insights into Perforation-Induced Formation Damage,” artículo SPE 122845, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, Scheveningen, Países Bajos, 27 al 29 de mayo de 2009.

7. Hansen JP y Skjeltorp AT: “Fractal Pore Space and Rock Permeability Implications,” Physical Review B 38, no. 4 (1988): 2635–2638.

8. El término fractal, acuñado por Benoît Mandelbrot, se refiere a una forma geométrica accidentada o fragmentada que exhibe un patrón anidado infinito de la estructura en todas las escalas, característica que se conoce también como autosimilaridad. La dimensión fractal es una medida de la complejidad de la forma geométrica, o en el caso de las fotografías binarias del estudio, la complejidad de una región predefinida. La cuantificación incremental de la dimensión fractal provee un grado de la complejidad del espacio poroso que se relaciona con la permeabilidad.

> Resolución del daño producido por los disparos. Idealmente, los disparos se extienden hacia el interior de la roca virgen, más allá de la zona de Daño de la Formación inducido por las operacio-nes de perforación. Con posterioridad a la detonación, se identifican tres zonas: un túnel de disparo con roca suelta y detritos de los disparos (fotografía del inserto), una zona dañada (sombrea-do rojo) compuesta por los granos fracturados de la matriz y las rocas alteradas mecánicamente (extremo inferior derecho), y una zona virgen (extremo superior derecho). Las propiedades de las rocas, tales como resistencia (curva magenta, inserto del extremo inferior izquierdo), porosidad (curva verde) y permeabilidad (curva azul), son afectadas por el chorro de los disparos. Los efectos de permeabilidad causados por los granos fracturados se reducen radialmente desde el borde del túnel. La resistencia de la roca varía entre casi nula en el borde del túnel, y la resistencia de la roca virgen a cierta distancia de la superficie del túnel. Las operaciones de disparos no afectan significativamente la porosidad.

Roca virgen

Granos fracturados

Oilfield ReviewAutumn 09Pure Fig. 1ORAUT09-PURE Fig. 1

Túnel de disparo

Daño generadopor las operaciones

de perforación

Relleno suelto en el períodoprevio a la oleada inicial

Tubería de revestimientoCemento

Túnel previoa la oleada

inicial

Zona dedaño de los

disparosRoca virgen sin dañar

Resistencia de la roca

Porosidad

Permeabilidad

Distancia radial al centro del túnel de disparo

Prop

ieda

des

rela

tivas

de

las

roca

s

Volumen 21, no. 3 9

de la Productividad (PERF) del Centro de Termi-naciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas, EUA, emplearon un método indi-recto para cuantificar los cambios producidos en

esta zona.7 La permeabilidad se estima a partir de la dimensión fractal del espacio poroso.8 Esta técnica de medición, basada en el análisis de imágenes de las fotografías tomadas de secciones delgadas, pro-

vee una medida relativa de la permeabilidad y ayuda a determinar el grado de daño producido por los disparos (abajo).

Las muestras disparadas de arenisca Berea fueron impregnadas al vacío con resina epoxi teñida de azul. Luego, los ingenieros cortaron secciones delgadas perpendiculares al eje del túnel de disparo. Las fotografías panorámicas radiales muestran los efectos de los disparos

> Falla de la zona triturada. Dos de los aspectos más importantes de las operaciones de disparos DUB son la magnitud y el ritmo de la caída de presión. La gráfica de la izquierda compara la presión del pozo durante las operaciones de disparos PURE (azul) con la de los disparos en condiciones de bajo balance estático (naranja). En el ejemplo correspondiente al sistema PURE, la presión del pozo se encuentra inicialmente balanceada con la presión de poro del yacimiento y luego se reduce rápidamente. En el ejemplo correspondiente a la condición de bajo balance estático, inicialmente la presión es inferior a la del yacimiento, aumenta rápidamente a partir de la liberación de los gases durante la detonación de las pistolas y luego se reduce lentamente, creando una condición de bajo balance. Los datos obtenidos con los medidores rápidos (extremo derecho) revelan las presiones transitorias para cada sistema de pistolas. El esfuerzo de tracción producido por la diferencia de presión pico durante las operaciones de disparos DUB (azul) excede la resistencia de la roca; la roca de la zona dañada falla y se convierte en relleno suelto en el túnel. La intersección de la resistencia de la roca (magenta) y la resistencia del flujo indica el ancho del túnel posterior a la oleada inicial (líneas rojas de guiones). La roca poco dañada es removida por el lento diferencial de presión, típico de los disparos en condiciones de bajo balance estático (naranja). Utilizando el método DUB, se remueve la roca dañada adicional (celeste).

Máximo para la condiciónde bajo balance estático

Oilfield ReviewAutumn 09Pure Fig. 1AORAUT09-PURE Fig. 1A

Pistolas disparadas Tiempo

Rápi

do Máximo para la condiciónde bajo balance dinámico

Lento

Presión del yacimiento

Distancia radialCentro deltúnel dedisparo

Bajo balance estático

Bajo balance dinámico

Resistencia de la roca

Roca virgen sin dañar

Zona dedaño de

los disparos

Túnel previoa la oleada

inicial

Rocaremovida

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Pres

ión

del p

ozo

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sten

cia

de la

roca

Pres

ión

dife

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ial p

ico

> Análisis de permeabilidad a partir de la dimensión fractal de los espacios porosos. Las fotografías de las secciones delgadas teñidas de azul son representadas en blanco y negro (imagen binaria). El análisis de la dimensión fractal se efectúa sobre la base de las imágenes en blanco y negro, y los datos son representados gráficamente como una función de la distancia al borde del túnel de disparo. La zona de baja permeabilidad (sombreado azul) termina a unos 10 mm del centro del túnel. Si bien el daño se extiende hasta 10 mm, la zona de mayor deterioro de la permeabilidad se limita a una distancia de algunos milímetros con respecto a la pared del túnel y su remoción es la más crucial para el mejoramiento del flujo. El análisis de la dimensión fractal se efectuó sobre diversos núcleos de arenisca con diferentes propiedades de rocas (derecha). Los datos promedio de la dimensión fractal (puntos azules) se corresponden con el daño medido visualmente a partir de las secciones delgadas (puntos rojos). Obsérvese que la zona de permeabilidad reducida (sombreado azul) no se relaciona directamente con la resistencia de la formación. La arenisca Castlegate (extremo superior derecho) posee una resistencia a la compresión no confinada (UCS) mucho más baja; sin embargo, la profundi-dad del daño es similar a la de dos variedades de arenisca Berea mecánicamente más resistentes (centro y extremo inferior derecho). (Adaptado de Heiland et al, referencia 6.)


1.15

1.25

1.35

1.45

1.55

12 14 16

Dim

ensi

ón fr

acta

l

Distancia al centro del túnel, mm108642

Roca dañada Roca virgen

Sección delgada

Imagen binaria

UCS, lpc Porosidad, %6,488 22.4

Dim

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1,668 26.9UCS, lpc Porosidad, %

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Distancia al centro del túnel, mm12 14 16 18 20108642

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1.55Arenisca Berea Gray

Arenisca Berea Buff

Arenisca Castlegate

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l



Sección delgada

Imagen binaria

Arenisca Castlegate



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Arenisca Berea Gray



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ón fr

acta

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1.35

1.55

10 Oilfield Review

desde el borde del túnel hasta la roca virgen. Las fotografías a color de las secciones delgadas son representadas como imágenes binarias en blanco y negro; el espacio poroso es negro y la matriz de roca es blanca.

Los investigadores emplearon técnicas de análisis de imágenes comunes a las aplicaciones biológicas y las aplicaciones asociadas con las ciencias de los materiales para determinar las dimensiones fractales de los espacios porosos a partir de las imágenes binarias medidas en incre-mentos de deslizamiento de 1 mm [0.04 pulgada]. Utilizaron los cambios identificados en la compleji-dad geométrica de las rocas para establecer un perfil del daño producido por los disparos. Los resul-tados de las pruebas de diferentes muestras de arenisca Berea muestran un punto de inflexión entre la roca virgen y la roca dañada a una distancia de aproximadamente 8 a 10 mm [0.3 a 0.4 pulgada] con respecto al borde del túnel, lo que indica la transición de los granos fracturados con per-meabilidad reducida a la roca no afectada. La mayor parte del daño se localiza dentro de los primeros 5 mm [0.2 pulgada].9

Durante las operaciones de disparos también se produce la rotura de la cementación entre los granos y la pérdida de adherencia de las partícu-las dispersas de arcilla. El desplazamiento radial de los granos de la matriz crea un esfuerzo elás-tico residual en la roca inalterada de campo lejano. A medida que la roca se descomprime, el esfuerzo hace que la roca más dañada, es decir la roca adyacente al túnel de disparo, falle pero per-manezca en su lugar.

Los ingenieros utilizan un perfilador de rocas, o un probador de resistencia al rayado, para medir la resistencia de la roca a lo largo de los ejes de las muestras disparadas; esto provee la resistencia a la compresión no confinada (UCS) (arriba, a la derecha). Estos datos indican que la zona con daño mecánico se extiende una distan-cia de casi 20 mm [0.8 pulgada] desde el túnel de disparo y no corresponde exactamente a la zona de granos fracturados.10 De manera similar a los efectos observados para la permeabilidad, el grado máximo de daño mecánico se produce sobre la superficie de las paredes del túnel, y el daño se reduce con la distancia radial a la super-ficie del túnel.

Una de las principales implicaciones de esta naturaleza dual de la zona dañada por los disparos es que la diferencia de presión necesaria para remover la mayor parte de la roca con deterioro de la permeabilidad es sólo una fracción de la resis-tencia de la roca virgen. Los datos experimentales indican que los pocos milímetros de roca con gra-nos triturados y permeabilidad reducida coinciden

> Resistencia a la compresión no confinada derivada de un probador de resistencia al rayado. Un perfilador de rocas (inserto) mide las fuerzas normales y de corte requeridas para crear una ranura de 0.2 mm [0.008 pulgada] en una muestra de roca. Efectuando raspaduras cada vez más profundas a lo largo del eje del túnel de disparo, los ingenieros crearon una representación 3D de la resistencia de la roca desde el borde del túnel hasta la roca virgen. Se dispararon cuatro muestras de arenisca Berea, se separaron y luego se sometieron a prueba. La resistencia de la arenisca virgen excede 8,000 lpc [55 MPa]; sin embargo, la de los primeros 10 mm de roca con daño mecánico es inferior a 2,000 lpc [13.8 MPa]. Un diferencia de presión DUB de más de 2,000 lpc puede hacer que esta roca falle y caiga en el túnel de disparo. (Adaptado de Heiland et al, referencia 6.)


UCS,

lpc

10,000

12,000

14,000

8,000

6,000

4,000

2,000

00 5 10 15 20 25

Distancia al centro del túnel, mm

Muestra del núcleo 1




> Sistema de pistolas PURE. Las pistolas de la tubería de revestimiento se cargan tanto con cargas huecas convencionales como con cargas PURE, las cuales crean agujeros grandes en el sistema de transporte (inserto). Los volúmenes internos de las pistolas solas no son suficientes para crear la condición de bajo balance dinámico requerido que produce la falla de las rocas en la zona triturada. El software de modelado provee el número de transportadores huecos, cargados solamente con cargas PURE que deben ser agregados a la sarta de pistolas.


Carga PURE Carga convencionalAgujero de salida a partir

de la carga PURE

con resistencias de rocas de menos de 2,000 lpc. Si en los túneles de disparos se crea rápidamente un gradiente de presión, como sucede con un sistema de disparos PURE, se pueden generar esfuerzos de tracción y corte suficientes para producir la falla de la roca dañada o su separación.

Para crear la condición de bajo balance diná-mico se combinan parámetros de diseño de operaciones y equipos PURE especiales. Tanto las

cargas estándar como las cargas huecas PURE se colocan en la sarta de pistolas (abajo). La condi-ción de bajo balance dinámico se genera cuando estas cargas perforan agujeros muy grandes en los sistemas de transporte y establecen un grado de comunicación máxima entre el pozo y la sarta de pistolas, permitiendo así el rápido flujo de fluido hacia el interior de la pistola. Las cargas PURE no penetran la tubería de revestimiento.

Volumen 21, no. 3 11

Un transportador de pistolas que contiene las cargas convencionales y las cargas huecas PURE raramente posee un volumen interno suficiente para crear un bajo balance dinámico de presión suficiente para causar la falla de la roca dañada, y luego sostener el influjo el tiempo suficiente para limpiar los túneles de disparos. Para crear un grado adicional de caída de presión e influjo, al arreglo se le agregan las cámaras PURE cargadas solamente con cargas PURE, que sean necesarias.

9. Heiland et al, referencia 6.10. Heiland et al, referencia 6.

Estas cargas se disparan al mismo tiempo que el resto de la sarta de pistolas (arriba). Para lograr un efecto máximo, estas cámaras se colocan lo más cerca posible de los disparos recién abiertos.

Dado que el influjo de fluido hacia el interior de la pistola y las cámaras crean el bajo balance dinámico, el sistema PURE funciona únicamente en pozos llenos de líquido. Si los disparos se pro-graman para múltiples intervalos y alguno de esos intervalos puede producir gas, el gas que fluye

desde las zonas inferiores puede perturbar el pro-ceso. Para evitar este problema potencial en las formaciones gasíferas, lo mejor es efectuar los disparos desde la zona más somera hasta la zona más profunda. Ésta es una desviación con res-pecto al enfoque tradicional.

> Componentes dinámicos de las operaciones de disparos DUB. Las operaciones de disparos DUB utilizan cargas especiales para abrir agujeros grandes en los transportadores de las pistolas y en las cámaras PURE (extremo superior izquierdo, carga del centro). Un incremento inicial de la presión del pozo resultante de la detonación de las cargas, como el que se observa en la gráfica de presión (extremo superior derecho, curva azul), es seguido por una rápida reducción de la presión (centro a la derecha) creada por el influjo de fluidos hacia el interior del transportador de pistolas vacío (centro a la izquierda). La roca de la zona triturada falla y cae dentro del túnel de disparo. Luego, el flujo de fluido del yacimiento (flechas negras) transporta esta roca fallada junto con los detritos de las cargas hacia el interior del pozo y los transporta-dores vacíos (flechas verdes). El resultado final es un túnel agrandado con características de flujo mejoradas (extremo inferior izquierdo).


El pozo produce

10 20 30 40 500

10 20 30 40 500

Detonación

Bajo balance dinámico e influjo

Túneles de disparos limpiosPr

esió

n

Tiempo, milisegundos


Pres

ión


Pres

ión

10 20 30 40 500




12 Oilfield Review

Con el fin de diseñar los componentes volumé-tricos específicos del sistema de pistolas para crear el efecto PURE, los especialistas en operaciones de disparos emplean programas de computadora patentados para modelar el comportamiento de la presión transitoria (izquierda). Este software simula la creación y la propagación de las ondas de presión transitoria generadas durante los dis-paros y pronostica la presión del pozo en cualquier punto del mismo. En base a las caracte-rísticas específicas del pozo y al equipo de pistolas, se crea una sarta de pistolas única. Dado que un medidor de presión instalado en la pistola de disparo raramente podría sobrevivir al impacto de la detonación, el modelo provee una gráfica de presión simulada, o extrapola la presión del pozo en las pistolas en base a los datos del medidor de presión adquiridos un poco más arriba del arre-glo de fondo de pozo.

La investigación de los esfuerzos transitorios que tienen lugar durante las operaciones de dispa-ros destaca la importancia de considerar las contribuciones del pozo, el yacimiento, el sistema de pistolas y otros factores externos a la hora de diseñar un sistema de disparos. Mediante la explo-tación de los esfuerzos creados con el equipo de fondo de pozo, las operaciones en condiciones de bajo balance dinámico producen disparos más efectivos y mejoran el desempeño de los pozos (próxima página, arriba a la izquierda).

Superación de los desafíos ambientalesEl Campo Terra Nova, situado a 350 km [220 millas] frente a la costa de Terranova en Canadá, produce de arenas prospectivas del Jurásico intensamente falladas. Los pozos de este campo son perforados utilizando una unidad móvil de perforación marina (MODU). Las terminaciones submarinas se conec-tan a una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) (próxima página, arriba a la derecha).11

Para maximizar la recuperación, el plan de desarrollo del campo requiere la perforación de pares de pozos productores-inyectores de alta pro-ductividad. La práctica estándar consiste en disparar los pozos productores con pistolas baja-das con cable de 114.3 mm [41/2 pulgadas], cargadas con cargas de 32 g. Usualmente se requieren hasta seis bajadas por pozo. El bajo balance está-tico—presión hidrostática del pozo menor que la de la formación—para la bajada inicial de las pis-

11. Baxter D, McCausland H, Wells B, Mishra VK y Behrmann L: “Overcoming Environmental Challenges Using Innovative Approach of Dynamic Underbalance Perforating,” artículo SPE 108167, presentado en la Conferencia del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 4 al 7 de septiembre de 2007.

> Software PURE Planner. Las condiciones del pozo constituyen datos de entrada para el software PURE Planner, el cual provee como resultado el diseño de la sarta de pistolas (extremo superior). También pueden generarse las historias de presión pronosticadas en las pistolas individuales y en las ubicaciones preestablecidas a lo largo del pozo. Aquí se muestran (extremo inferior) las respuestas de presión (curvas negra, verde y roja) para una sarta de disparos de tres pistolas. Si bien en las pistolas se crea una condición DUB, las respuestas que se medirían con los medidores colocados más cerca de la superficie (curvas amarilla y celeste) no son tan pronunciadas como lo son en las pistolas. Estos datos pueden ajustarse con los datos de presión de fondo de pozo, adquiridos durante y después de la detonación para validar y cuantificar la condición DUB en el intervalo disparado.


Pres

ión


0 0.001 0.002 0.003 0.004

Tiempo, segundos

Pistola 1Pistola 2Pistola 3Medidor 1Medidor 2


tolas se mantiene con la columna de fluido. Para lograr las condiciones de bajo balance durante las bajadas subsiguientes, el efluente de los pozos se quema en antorcha en la unidad MODU.

Los contraflujos (flujos de retorno) múltiples, inherentes a este programa de disparos, produ-cen pérdidas de producción e incrementan el riesgo de incidentes ambientales como conse-cuencia del escape no intencional de fluido. Si bien los resultados fueron satisfactorios, la pér-dida y el riesgo instaron al operador a investigar otros métodos de terminación alternativos.

Primero se propuso una prueba de disparos DUB con el sistema PURE para los pozos inyecto-res de agua del Campo Terra Nova. Estos pozos serían sometidos a una condición de leve bajo

balance para la bajada inicial de las pistolas y a una condición de balance estático para las baja-das subsiguientes. El diseño de las pistolas generaría un bajo balance dinámico y disparos limpios para las bajadas subsiguientes sin necesi-dad de derivar el efluente a la unidad MODU en cada bajada. El proceso de quema en antorcha en la unidad MODU se reduciría a un solo evento para la recuperación de los fluidos de termina-ción y los detritos de los disparos, necesaria para poner en marcha el pozo.

Cuando los cambios introducidos en el crono-grama demoraron la perforación de los pozos inyectores de agua, el operador decidió utilizar el sistema PURE en un pozo de producción. Para el primer pozo, se efectuaron seis bajadas del sistema

de disparos con cable. Los datos provenientes de los medidores rápidos de la primera bajada indica-ron un bajo balance estático inicial de 4.77 MPa [690 lpc]. Inmediatamente después de los dispa-ros, se logró una condición máxima de DUB de 12.9 MPa [1,870 lpc] y se mantuvo un bajo balance de 3.2 MPa [464 lpc] durante aproxima-damente 0.55 segundo, tiempo durante el cual se limpiaron los túneles de disparos (abajo).

Las cinco bajadas subsiguientes de las pisto-las se efectuaron en una condición de balance. Los datos de presión provenientes de la cuarta bajada indicaron un estado de balance inicial pero se logró una condición DUB de 16.4 MPa [2,379 lpc]. Un pico de sobrepresión muy breve, típico de los pozos disparados en condiciones de

> Túneles de disparos más grandes y más limpios. Las operaciones de disparos efectuadas en muestras de núcleos en un ambiente simulado de fondo de pozo, demuestran los diferentes resultados obtenidos con la técnica de disparos PURE (extremo superior) y sin las condiciones DUB (extremo inferior). Los agujeros de entrada en la tubería de revestimiento y las profundidades de penetración son similares; sin embargo, las rocas dañadas y los detritos han sido removidos del túnel con el sistema de disparos DUB.

Operaciones de disparos con un bajo balance dinámico

Operaciones de disparos en condiciones de balance


> Datos de presión provenientes de las carreras de disparos. Los medidores rápidos de presión de fondo de pozo registraron datos durante las carreras de disparos. En la primera bajada de las pistolas (izquierda), con un bajo balance estático inicial de 4.77 MPa por debajo de la presión del yacimiento (verde), se logró una presión DUB de 12.9 MPa. El flujo sostenido después de alcanzar el bajo balance máximo ayudó a limpiar los disparos. La bajada 4 (derecha), efectuada en una condición de balance estático inicial, logró un bajo balance dinámico de 16.4 MPa [2,379 lpc]. (Adaptado de Baxter et al, referencia 11.)

Bajada de pistola 4Bajada de pistola 1

Oilfield ReviewAutumn 09Pure Fig. 9,ORAUT09-PURE Fig. 9,

Pres

ión,

MPa

45

40

35

30

25

20

15

Bajo balance dinámico = 16.4 MPa

0.1Tiempo, segundos

0.20 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Bajo balance dinámico = 12.9 MPa20

45

Pres

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MPa

40

35

30

25

150.1

Tiempo, segundos0.20 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Bajo balance estático > 4 MPa

> Unidad móvil de perforación marina (MODU) y embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO). Petro-Canada utiliza una unidad MODU (derecha) tanto para perforar como para terminar los pozos del Campo Terra Nova. La producción se envía a la embarcación de almacenamiento para ser transportada nuevamente al continente. Para generar una condición de bajo balance en el fondo del pozo, el petróleo se quema en antorcha en la embarcación FPSO (izquierda) mientras a bordo de la unidad MODU se llevan a cabo las operaciones de disparos. La adquisición de los registros de producción se efectúa después de efectuar las operaciones de disparos mientras fluye el petróleo, el cual también debe quemarse en antorcha. (Imagen utilizada con la autorización de Suncor Energy.)

14 Oilfield Review

balance o de sobre balance inicial, fue seguido por la condición deseada de bajo balance transitorio. Durante las carreras de disparos no se llevó a cabo maniobra alguna de quema en antorcha (arriba).

Las eficiencias y las ventajas ambientales obtenidas en la prueba PURE inicial se traduje-ron en tres pozos inyectores y dos productores disparados con este método. La cantidad mínima de detritos asociados con el contraflujo del pozo condujo al desarrollo de planes para evaluar la posibilidad de enviar la producción directamente a la embarcación FPSO para las operaciones de limpieza y adquisición de registros de produc-ción, evitando por completo la necesidad de efectuar el proceso de quema en antorcha.

La técnica PURE redujo los riesgos ambienta-les y eliminó la pérdida de petróleo resultante de la quema en antorcha durante las operaciones de disparos, lo que a su vez redujo los desechos. La eficiencia de la operación general también fue mejorada porque el tiempo operativo asociado con la quema en antorcha en la unidad MODU se redujo significativamente.

Bajo balance en condiciones de sobre balanceLos campos de Hui Zhou (HZ), situados en el Mar del Sur de China, están siendo desarrollados por CACT Operators Group, una asociación formada por la compañía operadora Eni, China National Offshore Oil Company y Chevron (derecha). El yacimiento está compuesto por areniscas delgadas y apiladas de alta permeabilidad, interestratificadas con zonas de baja permeabilidad. En el pasado, los intervalos más someros eran terminados generalmente pri-mero por poseer mayor permeabilidad que los más profundos. Las areniscas más profundas y menos permeables experimentan un proceso de invasión más profunda durante las operaciones de perforación y ahora están siendo desarrolla-

das. Se necesitan cargas de penetración profunda para disparar más allá del daño inducido durante la perforación.12

Entre los esfuerzos realizados para reducir el daño mecánico se encuentran las prácticas de perforación que minimizan la invasión, el empleo de fluidos de terminación que no producen daños y la implantación de programas que minimizan el daño inducido por los disparos. A pesar de estos esfuerzos, las operaciones de disparos tradicio-nales en condiciones de bajo balance estático, han generado valores de daño mecánico altos—y un desempeño deficiente—en muchos pozos. Dado que el yacimiento consta de múltiples capas, sólo el primer intervalo del pozo puede ser disparado en condiciones de bajo balance está-tico con pistolas bajadas con cable. Los intervalos subsiguientes se disparan en condiciones de balance o sobre balance de presión.

Los sistemas de disparo bajados con la tubería de producción (TCP) han sido utilizados para lograr condiciones de bajo balance estático en más de un solo intervalo. Si bien un arreglo TCP consti-

tuye una alternativa aceptable en los intervalos de yacimiento de gran espesor, las operaciones de disparos con cable han demostrado ser económi-camente más efectivas en los intervalos delgados y muy espaciados de los campos de HZ. La práctica general ha consistido en efectuar las operaciones de disparos con pistolas de disparos de la tubería de revestimiento bajadas con cable, en condicio-nes de leve sobre balance, y aceptar el daño mecánico positivo resultante. No obstante, al problema se sumaba la invasión posterior a los disparos de los fluidos de terminación limpios, tales como la salmuera, o los fluidos de ahogo (para matar el pozo) con alto contenido de sóli-dos que generaban valores de daño mecánico aún más elevados.

En una prueba del sistema PURE, diversas zonas, cada una con una permeabilidad diferente, serían disparadas con fluidos de terminación no dañinos. El objetivo era lograr un factor de daño mecánico nulo o la ausencia del daño producido por los fluidos de terminación o los disparos.

>Menos operaciones de quema en antorcha, menos riesgo ambiental. La práctica de campo previa consistía en producir petróleo y quemarlo en antorcha en la superficie, para cada bajada de la pistola y durante la adquisición de un registro de producción al finalizar las operaciones de disparos (izquierda). Utilizando este enfoque, se quemaron en antorcha más de 1,260 m3 [7,975 bbl] de petróleo. La ejecución de las operaciones de disparos con un sistema PURE y el hecho de hacer fluir petróleo sólo con fines de limpieza y adquisición de registros de producción redujo la cantidad total de petróleo quemado en antorcha en un 44% (derecha). Este cambio de práctica disminuyó la posibilidad de derrames y daño ambiental. (Adaptado de Baxter et al, referencia 11.)

200

Volu

men

acu

mul

ado,

m3

1,200

800

400

0

Volu

men

, m3

300

100

0Bajada 1 Bajada 2 Bajada 3 Bajada 4 Bajada 5 Registro de

producción

Flujo de petróleoVolumen acumulado

1,200

800

400

Volu

men

, m3

0Bajada 1 Bajada 2 Bajada 3 Bajada 4 Bajada 5 Limpieza y

registro deproducción

Bajada 6

No se requiere ningún flujo

Flujo de petróleoVolumen acumulado


> Campos de petróleo y gas de Hui Zhou (HZ) situados en el Mar del Sur de China. CACT Operators Group desarrolló los campos HZ que se caracterizan por la presencia de areniscas delgadas y apiladas de alta permeabilidad, interestratificadas con zonas de baja permeabilidad. Se muestran los campos productores de CACT.


C H I N A

Hainan

Hong Kong

Bloque 16/19

Bloque 16/08

HZ19-2HZ19-3

HZ26-1N

HZ21-1

HZ32-2

HZ32-3 HZ26-1

HZ32-5


PI n

orm

aliza

do, b

bl/d

/lpc

por c

P/pi

e

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0. 4

0.2

0

Permeabilidad efectiva, mD1,2001,0008006004002000

Sistema convencional, factor de daño = +2.5Sistema DUB, factor de daño = –1


12. Pizzolante I, Grinham S, Xiang T, Lian J, Khong CK, Behrmann LA y Mason S: “Overbalanced Perforating Yields Negative Skins in Layered Reservoir,” artículo SPE 104099, presentado en la Conferencia Internacional del Petróleo y el Gas de la SPE en China, Beijing, 5 al 7 de diciembre de 2006.

13. Para obtener más información sobre el manejo de la producción de arena, consulte: Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Waters F: “Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 41–53.

Los investigadores estudiaron el Daño de la Formación resultante de los fluidos de termina-ción utilizados previamente y recomendaron el empleo de formiato de potasio como alternativa a las píldoras de ahogo o la salmuera. El formiato de potasio forma un sello sobre la superficie de la roca del túnel de disparo que controla la pérdida de fluido en la formación. El flujo que se produce hacia el interior del pozo durante la producción remueve el sello.

Las pruebas de simulación demostraron la importancia de eliminar primero los detritos de los disparos del túnel antes de formar el sello de formiato de potasio. Los investigadores determi-naron además que para formar un sello efectivo era necesario un sobre balance. El sistema PURE ofrecía la posibilidad de obtener ambas cosas: un bajo balance dinámico para lograr túneles lim-pios y un sobre balance estático para la conformación del sello de formiato de potasio.

Para analizar los resultados del sistema de bajo balance dinámico en formiato de potasio, los ingenieros de yacimientos seleccionaron un pozo que había sido disparado en condiciones de sobre balance con fluidos limpios, típicos de otros pozos del campo. El objetivo era comparar su índice de productividad (PI) con el de un pozo disparado con el nuevo fluido de terminación y un sistema DUB. Dado que los pozos encontraron diferentes espesores productivos y distintas per-meabilidades, y fueron perforados con diferentes desviaciones, fue necesario un proceso de norma-lización para poder efectuar las comparaciones.

Los analistas evaluaron las características de producción del pozo existente y computaron su PI. Mediante la aplicación de factores de normali-zación consistentes con las diferencias entre los dos pozos, determinaron que si el pozo nuevo hubiera sido terminado en forma tradicional podría haberse esperado un PI de 13.2 bbl/d/lpc [0.23 m3/d/kPa]. Después de ser disparado con una técnica DUB, el pozo quedó con un PI de 25 bbl/d/lpc [0.43 m3/d/kPa]; esto constituyó una ventaja significativa con respecto al PI de los pozos disparados con el método previo.

Un análisis de producción multicapa efec-tuado para el pozo nuevo, determinó que el factor de daño era casi nulo para una zona de baja per-

meabilidad (9 mD). Una segunda zona, con alta permeabilidad, arrojó un valor de daño mecánico de –0.97 (arriba). Estos bajos valores de daño mecánico no podrían haberse logrado utilizando los sistemas de disparo con cable convenciona-les; con fines comparativos, vale mencionar que los valores de daño mecánico para otros pozos del campo oscilan entre +2 y +5.

La utilización del sistema DUB en capas pros-pectivas de arenisca de baja permeabilidad permitió alcanzar el objetivo de obtener valores de daño mecánico entre nulos y negativos. Los intervalos con alta permeabilidad también se benefician con este sistema, y los incrementos del PI fueron aún mayores que los de las zonas de baja permeabilidad (derecha). El mejoramiento general de los resultados de las operaciones de disparos instaron a CACT a aprobar el sistema DUB en muchos más pozos del campo.

Operaciones de disparos para el empaque de grava Las formaciones débilmente consolidadas a menudo producen arena, lo cual reduce las tasas de recuperación, daña las instalaciones de super-ficie y genera costos de remediación y reparación más elevados. De las diversas soluciones disponi-bles para el control y el manejo de la producción de arena, el empaque de grava es la más común.13

En el Campo Abu Cluster, situado en el oeste de Malasia, PETRONAS Carigali implementó una técnica de empaque de grava que proporciona

disparos limpios para el proceso de pre-empaque. El yacimiento, con permeabilidades extremada-mente altas (que varían entre 1.5 y 3.0 D) y tasas de flujo que alcanzan 5,000 bbl/d [795 m3/d], plantea preocupaciones significativas respecto de la producción de arena. Los ingenieros investi-garon métodos de optimización de la producción de petróleo, minimizando al mismo tiempo la producción de arena.

El emplazamiento eficiente del empaque de grava requiere un agujero de entrada grande en la tubería de revestimiento y un túnel de disparo que penetre la capa de arenisca. El túnel debe ser empacado con grava. Los disparos bien forma-dos y empacados actúan como un filtro granular, permitiendo la comunicación entre el pozo y el yacimiento, a la vez que inhiben la producción de

> Resultados de una prueba de pozo con múltiples regímenes de producción. Las zonas probadas para evaluar el sistema PURE exhiben poco espesor (3.2 m o un valor inferior) y variaciones considerables de la permeabilidad efectiva (de 9.4 a 1,605 mD). Los valores de daño mecánico, que incluyen tanto el daño mecánico de los disparos (Sp) como el daño mecánico dinámico (Sd), oscilaron entre 0 y -1 aproximadamente. Dichos valores bajos no podrían lograrse con los sistemas de disparos convencio-nales operados con cable.

Oilfield ReviewAutumn 09Pure Fig. Table 1ORAUT09-PURE Fig. Table 1

Prueba de yacimiento multicapa con múltiples regímenes de producción en un pozo de muestra

Espesor vertical, m

Porosidad, %

Presión del yacimiento, lpc

Permeabilidad efectiva, mD

Permeabilidad estimada a partir de registros, mD

Factor de daño de terminación Sp + Sd

Zona 1

3

25

3,587.5

1,322

574

–0.97

Zona 2

2.5

27

3,673.1

9.4

275

–0.22

Zona 3

2.5

27

3,726

1,605

716

–0.48

Zona 4

3.2

25

3,789.4

38.5

272

–0.04

> PI mejorado. La capacidad para efectuar las operaciones de disparos y lograr un factor de daño nulo o negativo mejora el PI. Si bien el mejoramiento del PI logrado con el sistema PURE (azul) en vez de un sistema tradicional (rojo) es más obvio en las areniscas de alta permeabilidad, la necesidad de mejoramiento en las areniscas de menor calidad es mayor. (Adaptado de Pizzolante et al, referencia 12.)

Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A: “Métodos prácticos de manejo de la producción de arena,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.

Armentor RJ, Wise MR, Bowman M, Cavazzoli G, Collin G, Rodet V, Holicek B, King G, Lockyear C y Parlar M: “Recuperación del control de la producción de arena,” Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 4–15.

16 Oilfield Review

arena (arriba). En el laboratorio PERF, las prue-bas de detonación de cargas en formaciones con un valor de UCS bajo—aquéllas con resistencias de 3.44 MPa [500 lpc] o inferiores—a menudo se traducen en la falta de túneles de disparos defini-dos o en túneles de disparos rellenos con detritos impermeables (abajo, a la derecha). La experien-cia ha demostrado que la ejecución de disparos en condiciones de bajo balance puede producir la falla mecánica de la arenisca, creando un influjo de arena y atrapando potencialmente las pistolas. El resultado es una operación de pesca costosa para liberar la sarta de pistolas.

Para los empaques de grava en formaciones con un valor de UCS bajo, siempre que sea posible, los disparos deben ser pre-empacados inmediata-mente después de su ejecución.14 El pre-empaque se ejecuta antes de la etapa principal de empaque de grava; sin embargo, si el pre-empaque se efectúa sin remover primero los detritos de los disparos, es posible que se produzca una reducción significativa de la producción, que el porcentaje de disparos que contribuyen a la producción sea más bajo y que haya posibilidades de producción temprana de arena.15 Existen diversas técnicas de pre-empa-que, la mayoría de las cuales requiere múltiples viajes y operaciones prolongadas.

La técnica TRUST se basa en una oleada ini-cial con un rápido bajo balance transitorio y ha sido desarrollada a partir del conocimiento del comportamiento dinámico de los disparos en las

formaciones no consolidadas. El uso de esta téc-nica permite crear disparos limpios para el proceso de pre-empaque. Dicha técnica utiliza un fluido de transporte que no produce daños y puede ser admitido en la formación para llevar la grava a los disparos.

El núcleo del sistema TRUST es una cámara atmosférica de fondo de pozo con válvulas activa-das por presión anular en la porción superior y la inferior, la cual se coloca directamente por encima de la sarta de pistolas. Siguiendo las directrices derivadas de estudios de laboratorio, los especialistas dimensionan el volumen de dicha cámara para proporcionar un influjo esta-blecido por disparo. Dicho volumen debe ser suficiente para limpiar los detritos de los túneles y producir solamente una cantidad limitada de arena de formación. Un empacador para dispa-ros, instalado por encima de la sarta de pistolas, provee un grado adicional de control de fluido durante las operaciones.

La brigada a cargo de las operaciones de dis-paros baja el arreglo en el pozo, lo correlaciona con la profundidad y asienta y fija el empacador. El hecho de mantener una condición de sobre balance después de los disparos inhibe la produc-ción de arena que puede hacer que el arreglo se atasque en la profundidad de los disparos.

Después de detonar las pistolas se libera el empacador y la sarta de pistolas y el arreglo de oleada inicial se vuelven a posicionar por encima del intervalo disparado. El peso de la columna hidrostática es suficiente para mantener el flujo hacia la formación y las pérdidas son monitorea-das y registradas. Antes de abrir la válvula inferior, se fija nuevamente el empacador para proveer ais-lamiento. La apertura de la válvula crea una oleada inicial inmediata de bajo balance de presión que limpia los disparos. Para permitir la decantación

de los sólidos por debajo del intervalo de disparo, el pozo se mantiene sin perturbar durante un tiempo predeterminado. Luego se abre la válvula superior, aplicando presión hidrostática a los dis-paros limpios y las pérdidas se monitorean nuevamente. Una comparación entre la tasa de flujo existente inmediatamente después de los dis-paros con la tasa de flujo de las pérdidas posteriores a la oleada inicial indica el grado de limpieza y la comunicación con el yacimiento.

El posicionamiento de la cámara cerca de la zona disparada crea la máxima caída de presión en el pozo; sin embargo, si se coloca demasiado cerca la arena que fluye genera el riesgo de atas-camiento del arreglo de fondo de pozo. Los ingenieros preestablecen el volumen de la cámara para reducir la posibilidad de excesiva produc-ción de arena más allá del arreglo de pistolas y además posicionar el arreglo de manera de redu-cir el riesgo. En los pozos del Campo Abu Cluster, el volumen de la cámara generó 0.5 galón [2 L] de flujo por disparo.

El paso siguiente de la técnica TRUST usual-mente consiste en emplazar una píldora de control de pérdida de fluido en el pozo para esta-blecer una tasa de pérdida aceptable, lo cual posibilita la recuperación segura del arreglo de disparo y la bajada del arreglo de empaque de grava en el pozo. Luego, la brigada de perforación comienza a bombear una serie de tapones de ácido, salmuera y grava para remover la píldora de control de pérdida de fluido y pre-empacar los disparos. Finalmente, se bombea el tratamiento de empaque de grava completo, se remueve el arreglo de herramientas de servicio para el trata-miento de empaque de grava y se baja en el pozo la sarta de producción (próxima página, arriba).

Para comprobar esta metodología, PETRONAS Carigali comparó los resultados de cuatro pozos

> Disparos limpios empacados con grava. Los disparos ideales empacados con grava son disparos rellenos de grava y poca o ninguna arena de formación (extremo inferior). Si la arena de formación se mezcla con la grava o rellena los túneles de disparos (extremo superior), la producción se reduce y la posibilidad de una producción de arena temprana se incrementa considerablemente. El pre-empaque adecuado de los túneles de disparos aumenta la probabili-dad de obtener disparos rellenos de grava.


Filtro(cedazo)

Tuberíade revestimiento Cemento Arena de formación

Disparo empacado congrava y arena de formación

Disparo pre-empacado con grava

> Rocas débiles y ausencia de túneles. Las actividades de investigación llevadas a cabo en el laboratorio PERF demuestran la dificultad de producir túneles de disparos en rocas débiles. A menudo los túneles se encuentran pobremente definidos y rellenos de detritos.

Detritos impermeables


14. Ott WK y Woods JD: Modern Sandface Completion Practices Handbook, 1a edición, Houston: Gulf Publishing Company, 2003.

15. Jain S, Tibbles R, Munro J, Suppiah R y Safin N: “Effective Perforating and Gravel Placement: Key to Low

Skin, Sand-Free Production in Gravel Packs,” artículo IPTC 12581, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Kuala Lumpur, 3 al 5 de diciembre de 2008.


del Campo Abu Cluster. La compañía operadora terminó el Pozo A, limpió los disparos y utilizó una técnica tradicional de empaque de grava con agua a alto régimen de inyección. El fluido porta-dor no era suficientemente viscoso como para crear una caída de presión adecuada a través de los disparos. El Pozo B iba a ser pre-empacado, pero inmediatamente después de la oleada ini-cial se cerró porque las condiciones climáticas requerían una evacuación. Las operaciones de empaque de grava comenzaron 10 días después. Los pozos C y D fueron terminados con la técnica TRUST. El Pozo C tenía dos intervalos, uno gasí-fero y otro petrolífero. El pozo D era un pozo petrolero. Los pozos C y D resultaron con factores de empaque mucho más altos que el Pozo A, ter-minado con la técnica tradicional.

El factor de empaque es un cálculo del balance de masa que compara los volúmenes de arena bombeados durante el pre-empaque con los volú-menes bombeados durante las operaciones de empaque de grava. Provee una estimación de la cantidad de grava que ingresa efectivamente en los disparos y está relacionado empíricamente con el PI. Los PI de los pozos tratados con la téc-nica TRUST son significativamente más elevados que los de los otros dos pozos (derecha).

Un factor de empaque de 5 para el Pozo B indica que los disparos pueden haber colapsado durante el período de interrupción de 10 días debido a las condiciones climáticas adversas. Estos resultados enfatizan la ventaja que implica la eje-cución del pre-empaque lo antes posible después de los disparos para lograr resultados óptimos.

La técnica TRUST constituyó un método efi-ciente de empaque de grava de formaciones con valores de UCS bajos. Los factores de empaque más elevados resultaron en un mejoramiento del desempeño de los pozos, tal como lo indicó el incremento de los PI normalizados. La elimina-ción del riesgo asociado con la producción de arena en las pistolas, inherente a las operaciones de disparos convencionales en condiciones de bajo balance, representa una ventaja adicional de esta técnica.

Un futuro dinámicoLa ejecución de disparos en condiciones de bajo balance dinámico se refiere a la tecnología y la metodología que crea condiciones de bajo balance después de la detonación de las cargas huecas. El término dinámico describe además las nuevas técnicas desarrolladas a partir de las actividades de investigación en curso y las aplica-ciones del método de disparos DUB.

Conforme los científicos exploran cada vez en mayor profundidad los efectos transitorios que

tienen lugar durante las operaciones de disparos, continúan surgiendo aplicaciones y métodos innovadores. La ejecución de disparos en condi-ciones de sobre balance en ácido crea un bajo balance dinámico inicial para limpiar los dispa-ros; esto es seguido por una inyección inmediata de ácido para tratar los disparos. Los disparos con píldoras de ahogo generan operaciones más seguras sin que se pierda el proceso de limpieza asociado con las condiciones de bajo balance. La reapertura de los disparos existentes utilizando las cámaras PURE permite mejorar la producción en los pozos viejos. La caída de presión creada por las cámaras PURE puede ayudar a remover la acumulación de incrustaciones formadas en la

tubería de revestimiento de los pozos con desem-peños deficientes y romper los depósitos de incrustaciones en los disparos abiertos. Los inge-nieros siguen desarrollando nuevos métodos para explotar las técnicas DUB.

Actualmente se están llevando a cabo activi-dades de investigación para el desarrollo de mejores cargas huecas; sin embargo, la técnica de disparos PURE demuestra que el desempeño de los pozos se mejora a través de un enfoque que incluya a todo el sistema; el pozo, la formación, las cargas huecas y el equipo de fondo de pozo. El método de operaciones de disparos DUB aporta a la industria un sistema en el que la falla en reali-dad puede producir más éxito. —TS

> Gráficas de presión del método de pre-empaque y empaque de grava TRUST. Los datos de presión muestran el avance de la operación para un sistema TRUST típico. Se dispara el pozo, se produce la oleada inicial utilizando una cámara atmosférica y se pre-empaca con grava transportada por un fluido que no produce daños (salmuera). Se establece una tasa de bombeo consistente (curva verde), y los fluidos de tratamiento y la grava se dividen en etapas. La caída de la presión anular (A), antes de introducir cada tapón de grava de pre-empaque, es el resultado del bombeo de ácido para remover un píldora de control de pérdida de fluido y limpiar adicionalmente los disparos. A continuación, se bombea un tapón de grava de 1 lbm de apuntalante por galón de fluido limpio (laa) (B). Luego se hace circular salmuera para hacer retornar la grava que no ingresó en los disparos. El ciclo de salmuera-ácido-tapón se reitera dos veces más con tapones de grava de 2 laa (C, D). Estos pasos de pre-empa-que son seguidos por la operación de empaque de grava principal (no mostrada en la gráfica). (Adaptado de Jain et al, referencia 15.)

0 120

Reducciónde la presióncon la etapa

de ácido1er. tapón 2do. tapón 3er. tapón

Incremento de lapresión con taponestocando los disparosA

B C D


1,500

1,200

900

600

300

0

Pres

ión,

lpc

3

4

5

2

1

0

Tiempo de tratamiento, minutos

Gast

o (ta

sa, r

ata,

cau

dal),

bbl

/min

,y

conc

entra

ción

, laa

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Presión de tratamiento, lpcPresión anular, lpc

Tasa de bombeo, bbl/min

Concentración de grava, laa

> Factor de empaque mejorado. Se efectuaron disparos y se provocó la oleada inicial en cuatro pozos. El operador utilizó un tratamiento de empaque de grava con agua a alto régimen de inyección para emplazar la grava en el Pozo A (verde). Los resultados correspondientes al Pozo B (rojo) fueron afectados por una demora de 10 días como consecuencia de condiciones climáticas adversas. Pre-empacados con la técnica TRUST, los pozos C (celeste) y D (azul) resultaron con factores de empaque mucho mayores (izquierda) que los pozos A y B. El factor de empaque, normalizado para obtener la permeabilidad y el espesor del intervalo, se relaciona directamente con el PI (derecha). La pendiente de la línea que atraviesa los datos (negro) indica que el PI se incrementa 0.22 bbl/d/lpc por cada pie de disparo pre-empacado con grava, según lo determinado por el cálculo del balance de masa. El bajo factor de empaque correspondiente al Pozo B demuestra la necesidad de pre-empa-car los disparos lo antes posible después de efectuados. (Adaptado de Jain et al, referencia 15.)

Factor de empaque, lbm/pie


0 10 20 30 40 50

20

18

16

14

12

10

PI n

orm

aliza

do, b

bl/d

/lpc

20

18

16

14

12

10

PI n

orm

aliza

do, b

bl/d

/lpc

Pozo A(8 lbm/pie)

Pozo B(5 lbm/pie)

Pozo C(38 lbm/pie)

Pozo D(27 lbm/pie)

18 Oilfield Review

Monitoreo y divergencia de los tratamientos de fracturamiento hidráulico

Durante su propagación, una fractura hidráulica genera ruido acústico. Una red

de receptores sensibles correctamente posicionados, detecta estos eventos micro-

sísmicos y en consecuencia localiza una fracción de la fractura. Utilizando nuevos

algoritmos y procedimientos, el software de análisis logra todo esto en medio minuto.

Por consiguiente, las compañías operadoras pueden modificar las operaciones de

fracturamiento hidráulico en forma remota y obtener respuesta inmediata sobre el

efecto del cambio.

Donald N. BurchAspect Abundant Shale, LPDenver, Colorado, EUA

John DanielsMatt GillardWilliam UnderhillSugar Land, Texas, EUA

Victor Ariel ExlerPoza Rica, Veracruz, México

Luciano FavorettiPluspetrolNeuquén, Argentina

Joël Le CalvezDallas, Texas

Bruno LecerfDmitry PotapenkoNovosibirsk, Rusia

Leonardo MaschioJorge Adrián MoralesPluspetrolBuenos Aires, Argentina

Michael SamuelsonOklahoma City, Oklahoma, EUA

Mauro Ivan WeimannBuenos Aires, Argentina

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Otoño de 2009: 21, no. 3. Copyright © 2009 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Nellyana Charmelo Silva, Buenos Aires; Mario Galaguza, Río de Janeiro; Rick Klem y John Lassek, Sugar Land; Shawn Maxwell, Calgary, Alberta, Canadá; y Ed Ratchford, Servicio Geológico de Arkansas, Little Rock, Arkansas, EUA.ECLIPSE, FracCADE, InterACT, NetMod, Ocean, Petrel, StimMAP, StimMORE y VSI son marcas de Schlumberger.

Oilfield ReviewAutumn 09FracMon Fig. OpenerORAut09-FractMon Fig. Opener

07:43

Hor

a, h

h:m

m

08:29

09:15

10:01

10:46

11:32

300

Rayo

s ga

mm

a, ºA

PI

100

25

200

40 220100 160Ondas de corte del

registro acústico, µs/pies


Durante las operaciones de fracturamiento hi-dráulico, los operadores no pueden visualizar hacia dónde se dirigen las fracturas; sin embargo, si prestan atención, pueden oír cómo se propa-gan. A medida que el fluido de fracturamiento penetra las formaciones sepultadas a gran pro-fundidad, la Tierra cruje generando una sinfonía percusiva cuyos movimientos siguen el trayecto de la fractura. Las nuevas tecnologías permiten identificar rápidamente las posiciones de estos eventos sísmicos minúsculos y, a través del empleo de agentes divergentes, es posible dirigir la frac-tura para que penetre las áreas preferidas.

La capacidad para localizar una zona de frac-turas e incidir en su desarrollo posee una enorme importancia económica, particularmente en los plays de gas no convencionales, tales como las lutitas y las areniscas gasíferas compactas. Existen grandes volúmenes de reservas de gas no conven-cional entrampados en formaciones que exhiben niveles extremadamente bajos de permeabilidad y que por lo general no producen con adecuada ren-tabilidad sin tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. La mayor parte de la actividad de fracturamiento de las lutitas gasífe-ras se ha centrado en la Formación Barnett Shale del norte de Texas, en EUA, pero otras formaciones de EUA han sido explotadas de un modo similar, incluidas las formaciones Fayetteville, Haynesville y, recientemente, la Formación Marcellus Shales. La aplicación de esta técnica también se está expandiendo a otros países.

Para el monitoreo de los tratamientos de esti-mulación por fracturamiento hidráulico se han aplicado numerosos métodos, incluyendo la utili-zación del análisis de curvas de presión, los regis-tros de temperatura y producción, los trazadores radioactivos, las imágenes de la pared del pozo, los videos de fondo de pozo, el mapeo con inclinó-metro y el monitoreo acústico; también denomi-nado microsísmico.1 Por otro lado, las pruebas de pozos y el análisis de curvas de producción apor-tan indicaciones indirectas de las características de la fractura. La mayor parte de estos métodos son aplicados o analizados después de concluida la operación de estimulación. No obstante, el método de monitoreo microsísmico (MSM) pro-porciona una visión en vivo del desarrollo de la fractura de manera que las compañías operado-ras pueden evaluarla proactivamente y modificar el resultado, como se requiera.

Los microsismos son eventos acústicos gene-rados por un movimiento mínimo de las rocas. Estos eventos pueden generarse tanto durante las operaciones de fracturamiento hidráulico como en otras actividades operativas, tales como la pro-ducción de fluidos, los procesos de inyección de

> Permisos de perforación presentados ante la Comisión de Ferrocarriles de Texas en el play Barnett Shale. El número de permisos relacionados con los pozos verticales alcanzó su máximo en el año 2002, mientras que los permisos para los pozos horizontales y direccionales continuaron creciendo durante el año 2008.

Oilfield ReviewAutumn 09FracMon Fig. 1ORAut09-FractMon Fig. 1

4,000

3,000

2,000

1,000

0

Núm

ero

de p

erm

isos

Años2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Horizontal y direccional

Vertical

agua, gas o vapor, o la compactación de las forma-ciones. Se trata básicamente de microterremotos. Los microsismos detectados durante una opera-ción de fracturamiento poseen una momento cuya magnitud, Mw, oscila entre –1 y –3.2

El monitoreo MSM implementado actual-mente en campos de gas no convencionales se desarrolló mediante tareas de investigación finan-ciadas por el Departamento de Energía de EUA, primero en el Laboratorio Nacional Los Álamos y posteriormente en los Laboratorios Nacionales Sandia, ambos en Nuevo México, EUA.3 La activi-dad de monitoreo acústico que se lleva a cabo en los campos de gas no convencionales comenzó a incrementarse significativamente a fines de la década de 1990. Como un subproducto de la nece-sidad de ser sometido a tratamientos de estimula-ción por fracturamiento, el Campo Barnett Shale también ha sido un banco de pruebas para estas operaciones microsísmicas.

La perforación de pozos verticales en el Campo Barnett Shale alcanzó su punto máximo en el año 2002, y desde entonces el número de pozos horizontales y direccionales se incrementó significativamente (arriba).4 Muchos de los pozos verticales puestos en producción primero, entre cinco y siete años atrás, están siendo refractura-dos como consecuencia de la declinación de su producción.5 Algunos operadores utilizaron el

método MSM cuando los pozos fueron estimula-dos por primera vez, y esos resultados están siendo complementados con los nuevos mapas microsísmicos obtenidos durante las operaciones de refracturamiento. Los procesos de mapeo adi-cionales ayudan a los operadores a determinar la eficacia de los tratamientos de refracturamiento, particularmente si se procesan con los nuevos métodos del servicio de diagnóstico StimMAP Live. Con esta metodología, la información está dispo-nible al medio minuto de ocurrido el evento, lo cual permite a los operadores ajustar la opera-ción para maximizar el contacto con la formación y evitar el fracturamiento fuera de zona o en una zona de riesgo geológico.

La práctica cada vez más común de perforar pozos horizontales ha dado origen a técnicas adi-cionales diseñadas específicamente para esos pozos. Los tratamientos de fracturamiento en los pozos horizontales se llevan a cabo habitual-mente en etapas. Una porción del pozo se dispara y estimula hidráulicamente, luego esa sección se sella y se dispara y estimula otra. El método MSM con el proceso de mapeo en tiempo real ayuda a los operadores a determinar si cada sección del pozo ha sido estimulada correctamente antes de pasar a la etapa siguiente. Esta retroalimenta-ción rápida se vuelve aún más poderosa si se com-bina con una forma de intervenir y dirigir, o

1. Para obtener más información sobre los tratamientos de fracturamiento hidráulico y ver una introducción al monitoreo de los tratamientos de fracturamiento hidráulico, consulte: Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61.

2. La escala de magnitud de momento es una medida de la intensidad de un terremoto, similar a la más conocida escala de Richter.

3. Departamento de Energía de EUA: “Microseismic Monitoring: Revealing What Is Going on Deep Underground,” http://www.energy.gov/discovery/microseismic_monitoring.html (Se accedió el 3 de agosto de 2009).

Para ver un ejemplo de los resultados de una prueba inicial, consulte: Power DV, Schuster CL, Hay R y Twombly J: “Detection of Hydraulic Fracture Orientation and Dimensions in Cased Wells,” Journal of Petroleum Technology 28, no. 9 (Septiembre de 1976): 1116–1124; presentado también como artículo SPE 5626.

4. Se pueden obtener estadísticas sobre permisos relacionados con el Campo Barnett Shale y otros campos de Texas accediendo a la Comisión de Ferrocarriles de Texas a través de www.rrc.state.tx.us (Se accedió el 31 de julio de 2009).

5. Para obtener más información sobre operaciones de refracturamiento, consulte: Dozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R, Lemp S, Reeves S, Siebrits E, Wisler D y Wolhart S: “Operaciones de refracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 42–59.

20 Oilfield Review


Atenuaciónintrínseca

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Onda P Onda SH

Pérdidas de reflexión y transmisión

Receptores

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–0.5

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redirigir, el proceso de fracturamiento. La tecno-logía StimMORE emplea un agente divergente para redirigir la fractura; el servicio de monitoreo continuo StimMAP Live indica el cambio resul-tante en la propagación de la fractura.

Este artículo describe los servicios de monito-reo y divergencia en forma casi instantánea para las operaciones desarrolladas en formaciones de gas no convencionales. Comprende un análisis de las evaluaciones del agente divergente, realizadas en el laboratorio, tendientes a guiar su empleo en el campo. Algunos estudios de casos demuestran el proceso de monitoreo activo de los tratamien-tos de fracturamiento hidráulico llevados a cabo en un yacimiento de gas en areniscas compactas de Argentina y en una lutita de Arkansas, EUA, e ilustran la utilización de la tecnología de diver-gencia para controlar el fracturamiento de pozos horizontales en Texas.

Evaluación del potencial del monitoreo microsísmicoMonitorear el crecimiento de una fractura a tra-vés de la detección de las emisiones acústicas es útil para diagnosticar el éxito de un tratamiento pero posee limitaciones. Actualmente, no es posi-ble monitorear el crecimiento de una fractura desde el pozo de tratamiento debido al ambiente de ruido del pozo, por lo que los sensores de moni-toreo se colocan en los pozos cercanos.6 Y, dado que la señal acústica se atenúa a medida que atra-viesa una formación, el pozo de tratamiento y el pozo de monitoreo deben tener una cierta proxi-midad, la cual es una función de las características de la formación y de las limitaciones del equipo. La probabilidad de éxito puede determinarse a través del modelado previo a la operación.

Existen dos consideraciones clave para el diseño y la evaluación del levantamiento. Una es la probabilidad de que un evento sísmico tenga magnitud suficiente para su detección, lo cual se denomina potencial sismogénico. Se relaciona con el ambiente y la fuente de la señal, los cuales son determinados por las propiedades de la for-mación y la fractura, y en las que pueden incidir marginalmente las presiones y las tasas de bom-beo del tratamiento de fracturamiento. La segunda consideración es la adecuación de la geometría o la red de sensores, dados los parámetros elásticos que afectan la propagación de la señal. Esta considera-ción queda definida por las capacidades de detec-ción, las cuales pueden diseñarse y controlarse con mayor certeza que el potencial sismogénico.

Para evaluar el diseño del levantamiento se construye un modelo de velocidad que utiliza el programa de simulación NetMod, un modulo conec-

tor (plug-in) de Ocean para el software Petrel (véase “Sistemas ricos en características y abiertos por diseño,” página 48). El modelo de velocidad del subsuelo puede construirse utilizando las velocidades compresionales y de corte derivadas de registros acústicos de pozos.

El modelo proporciona una predicción cuanti-tativa del desempeño de la red de sensores, inclu-yendo la detectabilidad de los eventos en la zona de fracturas propuesta y el nivel de incertidum-bre asociado con el proceso de inversión para determinar sus posiciones. Con el fin de maximi-zar la capacidad de detección y minimizar la incertidumbre asociada con la localización del evento, se pueden evaluar varias localizaciones de redes. El modelo se utiliza subsiguientemente,

durante la operación de fracturamiento para ayu-dar a interpretar los eventos.

Las señales microsísmicas provenientes del movimiento de las fracturas o las fallas no se irra-dian uniformemente en todas las direcciones. Los componentes compresionales y de corte poseen diferentes dependencias direccionales, y cada señal puede ser intensa en algunas direcciones y casi inexistente en otras. Este tipo de transmi-sión depende del movimiento específico que generó la señal. Si el movimiento y su dirección se conocen, el software de modelado puede incor-porar la configuración específica de la transmi-sión de energía para modelar la respuesta de la red; si no se conocen, se emplea una configura-ción esférica promedio.

> Señal microsísmica y pérdidas de transmisión. La emisión de energía por un microsismo depende de la dirección. Por ejemplo, el deslizamiento microscópico a lo largo de una fractura plana genera una energía de corte horizontal máxima (SH) a lo largo del plano de fractura y en forma perpendicular al mismo (con una polaridad opuesta), mientras que los lóbulos de energía compresional (P) son desplazados en 45° (extremo superior). La energía proveniente de un microsismo decae con la distancia, como se muestra aquí para la onda compresional P. La energía también se atenúa a medida que se propaga porque la Tierra es un medio disipador. En los límites de las capas, una parte de la energía se refleja y otra parte se transmite. Los ángulos de reflexión de la transmisión son diferentes para las ondas P y S debido a sus velocidades diferentes. Para una ubicación de red de receptores y un modelo del subsuelo determinados, el software NetMod pronostica la incertidumbre asociada con la localización del evento (extremo inferior izquierdo) y la capacidad de detección de un evento de magnitud –1.5 (extremo inferior derecho).


El software NetMod incluye las pérdidas de transmisión y el efecto de las capas de la forma-ción sobre la señal (página anterior). Un resul-tado habitual, basado en una red especificada de sensores, es una predicción 3D del evento de magnitud mínima que puede detectarse y de la incertidumbre máxima asociada con la ubicación de la fuente. Estos mapas 3D ayudan a determi-nar la posición óptima de la red de sensores y pueden utilizarse para identificar los mejores pozos candidatos para el monitoreo MSM.

La proximidad de la red de sensores con res-pecto a la fuente microsísmica es uno de los pará-metros determinantes del contenido de frecuencia de la señal recibida. Este efecto surge de dos pro-piedades sismogénicas complementarias. La pri-mera es que los movimientos de frecuencia más

alta se atenúan más rápido que los de frecuencia más baja. Por consiguiente, para una distancia dada entre fuente y receptor, una mayor parte del contenido original de baja frecuencia puede pro-pagarse hasta el receptor. La segunda propiedad es la densidad espectral de la fuente. Los eventos de mayor magnitud generan más contenido de menor frecuencia que los eventos de menor mag-nitud. En conjunto con la primera propiedad, el resultado constituye un límite para la profundi-dad de investigación. Un receptor sensible a las señales de alta frecuencia es efectivo para los eventos cercanos, pero esa ventaja se reduce con la distancia con respecto al evento. El software NetMod indica las limitaciones de frecuencia para una red de receptores antes de la operación de fracturamiento (arriba).

El software de Schlumberger permite incor-porar los datos de producción y la geología de todo un campo a fin de seleccionar los pozos can-didatos para tratamientos de re-estimulación. Muchos pozos del Campo Barnett Shale fueron estimulados por fracturamiento en los últimos siete años y el fracturamiento de pozos nuevos aún continúa. A medida que pasa el tiempo, la porción del yacimiento contactada por la frac-tura se agota y, dado que la permeabilidad es tan baja, el flujo proveniente de otras partes del yaci-miento es insuficiente para sustentar el régimen de producción. En un período de tres a cinco años, la producción de gas declina entre un 20% y un 30% de su valor pico.7 Estos pozos se convierten en can-didatos para las operaciones de refracturamiento diseñadas para contactar las regiones no explota-das del yacimiento desde el pozo existente.

¿Dónde está la fractura en este preciso momento?Durante una operación de fracturamiento, el tiempo transcurrido entre la detección de un evento microsísmico y la determinación de su loca-lización es un período crucial. Una demora de 15 o 20 minutos en el procesamiento, mientras se siguen bombeando fluidos en el fondo del pozo, implica que la información de la ubicación del evento qui-zás resulte irrelevante para la operación en curso. Como parte del servicio StimMAP Live, los ingenie-ros de Schlumberger desarrollaron algoritmos que proveen un mapa de eventos en menos de 30 segun-dos de producida la detección. Este tiempo de retraso corto permite a los ingenieros modificar rápidamente la operación, en respuesta a los patro-nes de crecimiento de la fractura. No bien se detecta un peligro, es posible cambiar las tasas de bombeo, alterar los volúmenes de apuntalante o introducir agentes divergentes en la lechada para modificar la geometría de la fractura, o impedir el fracturamiento en una zona de riesgo geológico, tal como una formación acuífera o una falla conectada a una zona acuífera.

Los métodos convencionales de localización de eventos se basan en el picado del tiempo del primer arribo para cada evento en cada uno de los receptores.8 Esto es difícil de automatizar y aún así obtener resultados confiables; el picado de los tiempos se vuelve aún más complicado cuando múltiples eventos se producen en forma esencialmente simultánea. El hecho de contar con un intérprete experimentado para el picado de los puntos incrementa la precisión pero implica mucho tiempo.

>Mapa de la dependencia con respecto a la frecuencia. La gráfica de densidad espectral (inserto) indica el contenido de frecuencia en la fuente de un evento, para microsismos débiles, intermedios e intensos (Mw = –4, –2 y –0.1, respectivamente). Con frecuencias superiores a un valor denominado frecuencia límite (frecuencia de corte), la densidad espectral se reduce rápidamente. La frecuencia límite correspondiente a los eventos más intensos es menor que la correspondiente a los eventos más débiles. Por otro lado, las señales de frecuencia más alta se atenúan más rápido, por lo que la distancia existente entre la fuente del evento y el detector es un factor crítico. El mapa NetMod muestra la capacidad de un receptor para detectar eventos de una frecuencia límite dada. Los óvalos indican los límites externos de utilidad para los receptores con velocidades de muestreo de 0.25, 0.5 y 1 ms.

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6. Se han efectuado estudios experimentales utilizando los receptores del pozo de tratamiento, pero la configuración utilizada no es comercial. Para ver algunos ejemplos, consulte: Primiero P, Armstrong P, Drew J y Tezuka K: “Massive Hydraulic Injection and Induced AE Monitoring in Yufutsu Oil/Gas Reservoir—AE Measurement in Multiwell Downhole Sensors,” Actas de la Sociedad de Geofísicos de Exploración de la Conferencia de Japón, Okinawa, Japón (2005), vol. 113: 187–190. Stewart L, Cassell BR y Bol GM: “Acoustic-Emission Monitoring During Hydraulic Fracturing,” SPE Formation Evaluation 7, no. 2 (Junio de 1992): 139–144.

7. Frantz Jr JH, Williamson JR, Sawyer WK, Johnston D, Waters G, Moore LP, MacDonald RJ, Pearcy M, Ganpule SV y March KS: “Evaluating Barnett Shale Production Performance Using an Integrated Approach,” artículo SPE 96917, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

8. Aki K y Richards PG: Quantitative Seismology, Vol. 1: Theory and Methods. San Francisco: W.H. Freeman and Company (1980).

22 Oilfield Review

Contrariamente a lo que el sentido común sugeriría, una forma más rápida de determinar la ubicación y el tiempo de un evento consiste en modelar todo el espacio detectado y verificar la probabilidad de que cada localización de ese espacio haya sido el origen de la señal en un momento correspondiente en el tiempo (arriba).9

Este proceso, denominado coalescencia, provee una señal máxima en el punto más probable de ocurrencia del evento, tanto en el tiempo como en el espacio. Por consiguiente, el picado de los primeros arribos no es necesario.

Además de la información de la localización provista por los tiempos de la señal, el software StimMAP Live contempla la información vecto-rial contenida en la onda compresional o en la onda de corte. Este análisis restringe aún más la localización del microsismo. Si bien el proceso asigna el evento al punto de máxima coalescen-cia, también provee implícitamente un volumen de probabilidades en torno a esa localización para indicar la incertidumbre, restringida tanto por el tiempo como por la información vectorial de la onda compresional.

La consola StimMAP Live se encuentra disponi-ble en el localización del pozo o a través de una conexión InterACT segura en cualquier localiza-ción del mundo, y muestra los eventos a los pocos segundos de su detección. El mapa de incertidum-bre también se encuentra disponible en tiempo

real. Esta característica es particularmente útil para los eventos cercanos a un límite zonal o a un riesgo geológico, porque ayuda a evaluar la probabi-lidad de que la fractura penetre en esa zona. Los resultados pueden exhibirse con el modelo NetMod para determinar si existe algún sesgo asociado con la observación en la geometría medida. Además de proveer información para evitar los riesgos geológi-cos, el software muestra un parámetro que se rela-ciona con el mejoramiento de la producción.

Este parámetro se basa en una correlación entre la producción después del tratamiento de fracturamiento hidráulico y el volumen del yaci-miento estimulado.10 La correlación original, que indica un incremento de la producción con el incremento del contacto con el yacimiento, se basó en la identificación de cada fractura dentro del complejo de fracturas detectadas a través del monitoreo MSM. El programa NetMod utiliza una herramienta patentada de diagnóstico, basada en este principio, que evalúa la densidad de los even-tos y provee una medida del volumen de estimula-ción efectiva (ESV) (próxima página, arriba). Se trata de un volumen “empaquetado” alrededor de los microsismos que excluye los valores atípicos dispersos. Este enfoque es más conservador que el procedimiento consistente en colocar una caja alrededor de todos los eventos microsísmicos y distingue con más claridad un incremento del volumen de la formación que se está fracturando.

El software StimMAP Live registra toda la información de los eventos y la puede reproducir en cualquier momento; el operador puede analizar el avance de la operación de fracturamiento ya sea a medida que se desarrolla o más tarde. La inter-pretación se facilita a través del coloreado y el dimensionamiento de los eventos por el tiempo del evento o por algún atributo calculado, tal como la magnitud del evento, la relación señal-ruido o la relación entre la amplitud de las ondas compresio-nales y la amplitud de las ondas de corte.

Determinación de la anisotropía inducida por los esfuerzosEl Campo Centenario, situado en el sector sudoeste de la República Argentina, se encuentra intensamente fallado, lo cual puede hacer que la dirección del esfuerzo horizontal local varíe. Dado que las fracturas hidráulicas tienden a cre-cer en la dirección del esfuerzo máximo local, la incertidumbre asociada con esa dirección podría producir ineficiencias con respecto a la localiza-ción de los pozos futuros y del plan general de desarrollo del campo, el cual procura minimizar la superposición entre las áreas de drenaje de los pozos individuales. Pluspetrol, la compañía ope-radora del campo, utilizó el servicio de monitoreo StimMAP Live durante una operación de fractu-ramiento para confirmar la dirección de los esfuerzos.

> Coalescencia de las señales provenientes de múltiples receptores. Tres receptores, A, B y C, registran el mismo microsismo en tiempos levemente diferentes debido a los diferentes tiempos de viaje entre la localización del evento y cada uno de los receptores (registros del evento, izquierda). Para determinar la localización del evento fuente, el software de coalescencia verifica todos los bloques de la cuadrícula del volumen de detección. En este ejemplo, se verifican dos localizaciones de la cuadrícula, η y η’, en relación con un evento que ocurre en el tiempo t. En base al tiempo de viaje existente entre η y el Receptor A, y teniendo en cuenta la incertidumbre asociada, la señal prevista ocurriría dentro de una cierta ventana de tiempo (barra roja). El tiempo de viaje entre η’ y el Receptor A es más largo, de manera que la ventana es más tardía (barra azul). Los tiempos de arribo previstos en las otras dos estaciones, se determinan en forma similar. La amplitud en esta ventana calculada se suma a lo largo de todos los receptores en un proceso denominado coalescencia. Esto equivale a retrotraer en el tiempo cada registro del evento en una cantidad equivalente al tiempo de viaje modelado entre cada localización y cada receptor (coalescencia), y luego sumar las señales retrotraídas del receptor (rojo para η, azul para η’). De este modo, se asignará un valor de probabilidad a cada localización en cada tiempo. La amplitud de coalescencia máxima representa el lugar y el tiempo más probables para el evento fuente; en este caso, es la localización η en el tiempo t. Utilizando el software, los analistas pueden examinar los cortes del volumen de detección 3D que muestra las probabilidades calculadas (derecha).


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500

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El campo, situado a 15 km [9 millas] al oeste de la ciudad de Neuquén, produce petróleo y gas de diversas formaciones. Una de ellas, la Formación Los Molles, está compuesta por diversas arenis-cas gasíferas intercaladas con lutitas. La forma-ción consta de cuatro secciones: Molles Superior, Molles Intermedio, Molles Basal y Molles Pelítico. Los tres cuerpos arenosos superiores con interca-laciones de lutitas son considerados yacimientos de gas en areniscas compactas de calidad pros-pectiva, con permeabilidades de 0.1 mD e inferio-res. Los pozos se fracturan para incrementar su productividad.

Las fallas de extensión que se desarrollaron inicialmente, durante una fase de rifting de edad Triásico tardío, dividen el campo en nueve blo-ques e inciden en la dirección de los esfuerzos locales presentes en cada bloque.11 Pluspetrol utiliza registros sónicos dipolares, direcciones de ovalización por ruptura de la pared del pozo deri-vadas de las mediciones con calibradores de seis brazos e imágenes de la pared del pozo para esti-mar la dirección de los esfuerzos (derecha, extremo inferior). No obstante, debido a la natu-raleza somera de la profundidad de investigación, estos métodos miden la anisotropía sólo en las inmediaciones del pozo registrado. Una opera-ción de monitoreo StimMAP Live indicó la direc-ción de desarrollo de la fractura a mucho mayor distancia del pozo y además confirmó la orienta-ción de los esfuerzos en la región vecina al pozo registrado.12

Los pozos de tratamiento y observación son verticales dentro de la zona objetivo y, a la pro-fundidad objetivo, están separados por una dis-tancia de aproximadamente 600 m [1,970 pies]. Los microsismos fueron detectados utilizando un generador de imágenes VSI con ocho estaciones separadas por una distancia de 30.5 m [100 pies]. Este dispositivo mide las ondas compresionales y las ondas de corte y transmite la forma de onda completa a la superficie para su análisis inme-diato.13 El pozo de tratamiento fue disparado a través de un intervalo de 10 m [33 pies], cerca de la base de la sección Los Molles Superior. Los dis-paros se efectuaron aproximadamente en la pro-fundidad de la estación de recepción intermedia.

El objetivo del tratamiento era crear una frac-tura de 100 m [333 pies] de semilongitud, con crecimiento vertical limitado, a fin de estimular el intervalo de 10 m [33 pies]. No obstante, en la etapa de diseño, un modelo de simulación mostró que el crecimiento vertical sería considerable porque no existía ninguna barrera límite efec-tiva. La simulación indicó que para lograr una longitud de 112 m [367 pies], la fractura debería tener una altura de 120 m [393 pies].

> Volumen de estimulación efectiva. El análisis de la densidad de la nube de eventos provee una medida del volumen de estimulación efectiva (ESV) de la roca presente en la formación (izquierda). La superficie irregular excluye los eventos externos. Este análisis constituye una herramienta de diagnóstico en tiempo real (arriba). Un incremento del número acumulado de eventos (rojo) con un incremento simultáneo del volumen ESV (azul) indica un crecimiento del volumen de la zona de roca fracturada.

–800

–400

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9. Drew J, Leslie D, Armstrong P y Michaud G: “Automated Microseismic Event Detection and Location by Continuous Spatial Mapping,” artículo SPE 95513, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

Michaud G y Leaney S: “Continuous Microseismic Mapping for Real-Time Event Detection and Location,” Resúmenes Expandidos 27: Sociedad de Geofísicos de Exploración (2008): 1357–1361.

Para utilizar esta técnica para el mapeo de terremotos, consulte: Kao H y Shan S-J: “The Source-Scanning Algorithm: Mapping the Distribution of Seismic Sources in Time and Space,” Geophysical Journal International 157, no. 2 (2004): 589–594.

10. Mayerhofer MJ, Lolon EP, Warpinski NR, Cipolla CL, Walser D y Rightmire CM: “What Is Stimulated Reservoir Volume (SRV)?” artículo SPE 119890, presentado en la Conferencia de Producción de Gas de Lutita de la SPE, Fort Worth, Texas, EUA, 16 al 18 de noviembre de 2008.

11. Para obtener más información sobre las orientaciones de los esfuerzos cerca de las fallas, consulte: Yale DP: “Fault and Stress Magnitude Controls on Variations in the Orientation of In Situ Stress,” en Ameen M (ed): Fracture and In-Situ Stress Characterization of Hydrocarbon Reservoirs. Londres: Geological Society of London, Special Publication 209 (2003): 55–64.

12. Para obtener más información sobre el empleo de herramientas de adquisición de registros sónicos para determinar la anisotropía de los esfuerzos, consulte: Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K, Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B: “New Directions in Sonic Logging,” Oilfield Review 10, no. 1 (Primavera de 1998): 40–55.

13. Blackburn J, Daniels J, Dingwall S, Hampden-Smith G, Leaney S, Le Calvez J, Nutt L, Menkiti H, Sánchez A y Schinelli M: “Levantamientos de sísmica de pozos: Más allá del perfil vertical,” Oilfield Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 20–35.

> Direcciones de los esfuerzos en el Campo Centenario. Una serie de fallas divide la cuenca en bloques con direcciones variables del esfuerzo principal máximo. Se utilizó la operación MSM para confirmar estas interpretaciones de la dirección del esfuerzo en la región vecina al pozo.

km

millas

1

1

0

0

Oilfield ReviewAutumn 09FracMon Fig. 6 MapORAut09-FractMon Fig. 6 Map

–2,250

–2,500

–2,750

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Calibrador de seis brazos Generación de imágenes de la pared del pozo Registro sónico dipolar

24 Oilfield Review

En las seis etapas de la operación, la concen-tración de apuntalante se incrementó de 0 a 6 lbm de apuntalante agregado (laa) (arriba). La tasa de bombeo fue de aproximadamente 5 m3/min [30 bbl/min] con una presión promedio de 27.6 MPa [4,000 lpc]. En el tratamiento se utilizaron 340 m3 [2,130 bbl] de fluido para proporcionar 92,400 kg [203,800 lbm] de apuntalante.

> Eventos microsísmicos durante un tratamiento de fracturamiento. Luego de bombear el colchón inicial de fluido de tratamiento, la concentración de apuntalante (verde) se incrementó en seis pasos, mientras que la tasa de bombeo de la lechada (azul) se mantuvo constante. La presión de tratamiento (rojo) se incrementó casi al final de la operación, indicando el control del crecimiento longitudinal de la fractura. Los microsismos (rojo oscuro) se produjeron a un ritmo bastante consistente hasta el último paso de la concentración, en el que el ritmo aumentó significativamente. El sombreado del fondo corresponde a los colores de las cinco etapas que se muestran en otras figuras de este caso de estudio.


9:00 9:30 10:00 10:30Hora

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>Modelado del fracturamiento en Los Molles. Utilizando el software de diseño y evaluación del fracturamiento FracCADE, los analistas ajustan el perfil de presión y los microsismos a una fractura que es más larga sobre el lado este pero más alta sobre el oeste (izquierda); su asimetría se debe posiblemente a las fallas cercanas. Una gran porción de la fractura recibió una alta concentración de apuntalante (rojo); sin embargo, la concentración recibida por las alas de los extremos fue mucho más baja (azul). Si bien se midieron eventos sísmicos en la lutita inferior, el análisis indica que no representan una fractura directa. La lutita (carta litológica, gris) no pudo contener el crecimiento vertical de la fractura en el lado oeste. La fractura es más ancha en las areniscas que en las lutitas (derecha).

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Ala oesteAla esteArenisca limpia

Arenisca suciaLutita


Durante la operación, se registraron 640 even-tos microsísmicos durante un período de aproxi-madamente 2 horas. Al final de la operación, cuando se estaba bombeando la concentración más alta de apuntalante, el ritmo de los eventos se incrementó en forma sorprendente. La mayor parte de esos eventos tardíos se produjo cerca del pozo. Un análisis de presión neta FracCADE con-

firmó que este comportamiento indicaba el con-trol del crecimiento longitudinal de la fractura, una técnica que provee un buen empaque de apuntalante en la fractura.

Los microsismos definen un plano de fractura con un azimut de N88°E, el cual concuerda con la dirección pronosticada por el registro sónico dipolar a través del intervalo fracturado. Los even-tos indican que la fractura no era simétrica en cuanto a altura o alcance (izquierda). La fractura apuntalada en el ala oeste medía aproximada-mente 334 m de largo por 84 m de alto [1,096 por 276 pies], mientras que el ala este era de menor longitud pero más alta; 238 m de largo por 167 m de alto [781 por 548 pies]. Esta asimetría puede deberse a las fallas cercanas. Los ingenieros de Pluspetrol utilizan la suma de las longitudes de las fracturas medidas en sus modelos de yaci-mientos ECLIPSE para las simulaciones directas.

Las secciones Los Molles Superior e Intermedio fueron estimuladas en ambos casos con dicho tra-tamiento. La fractura creció más allá de la altura anticipada porque existe un bajo contraste de esfuerzos entre la formación y la capa límite supe-rior. No obstante, la formación límite también es gasífera, si bien la calidad del yacimiento es más pobre que la de la zona objetivo. Dado que a Pluspetrol le interesaba obtener una fractura larga, los ingenieros dejaron que creciera aunque penetrara yacimiento de calidad pobre.

El resultado más importante de la evaluación fue la concordancia entre la dirección del esfuerzo principal horizontal máximo, derivada de los registros sónicos de algunos pozos de cada uno de



3,075

3,100

Desviacióndel pozo

0 50grados

0 200ºAPI

Rayosgamma

Prof., m

Anisotropía

Anisotropíapromedio

40 0%

0 40%

Azimut rápido

0 360grados

Mapa de anisotropía azimutal

0 360grados

N88°E

Pozo detratamiento

Pozo demonitoreo

Vista en planta Vista en profundidad

m

pies

0 300

0 1,000

Tiempo

Confirmación de la geometría de las fallas en Fayetteville ShaleLos operadores han extendido las prácticas desarro-lladas primero en Barnett Shale a otras provincias de gas de lutita. La Formación Fayetteville Shale de edad Mississippiano, con producción en la porción central de Arkansas, es uno de esos casos (abajo). Si bien la porosidad de esta formación oscila entre 7% y 12%, la permeabilidad habitual-mente es inferior a 1 mD. Para lograr una produc- ción rentable se requieren tratamientos de fracturamiento hidráulico.

Esta lutita comprende partículas de tamaño de las del lodo—menos de 0.06 mm de diáme-tro—de minerales de arcilla, cuarzo y feldespa-tos de grano fino y material orgánico. El ambiente depositacional correspondió al agua calma de un fondo marino situado por debajo de la base del maremoto. A la zona productiva infrayacen y sub-

> Localización de los eventos y azimut del esfuerzo. Los eventos microsísmicos describen una fractura laminar con una orienta-ción de N88°E (extremo superior izquierdo), lo cual concuerda con la dirección del esfuerzo princi-pal horizontal máximo derivada de la herramienta sónica dipolar (carril de profundidad, extremo inferior). Los receptores abarca-ron la región de crecimiento de la fractura y proveyeron una buena cobertura de los eventos a am-bos lados de la fractura (extremo superior derecho). La mayor par-te de los eventos tardíos se pro-dujo cerca del pozo.

Oilfield ReviewAutumn 09FracMon Fig. 9AORAut09-FractMon Fig. 9A

Cuadrícula regular de pozos

Dirección del esfuerzoprincipal máximo

Drenaje con fracturas orientadas Pozos dispuestos alternadamente

> Ubicación de los pozos. Una cuadrícula estándar (izquierda) tal vez no permita un drenaje eficiente si se toma en cuenta la configuración del drenaje con fracturas (centro). Para extraer provecho de la longitud y la orientación de las fracturas, las cuales se basan en la dirección del esfuerzo principal horizontal máximo (azul), los pozos deberían disponerse alternadamente dentro de un bloque de fracturas (derecha).

> Actividad de perforación en Fayetteville Shale. (Derechos de autor del Servicio Geológico de Arkansas, utilizado con autorización.)

Más baja

Más alta

Densidadde pozos

Oeste Central

Este


los bloques, y el rumbo de la fractura determinado con el monitoreo microsísmico más definitivo, el cual podría utilizarse sólo una vez en cada bloque de falla (arriba). Esta concordancia ayudaría a Pluspetrol a planificar la posición de los pozos futuros para maximizar la efectividad del fractu-ramiento con el fin de mejorar el factor de recupe-

ración. Los pozos pueden disponerse en forma alternada para extraer ventajas de la orientación de la fractura en lugar de ser ubicados según una configuración establecida (abajo). Y es posible optimizar la separación entre los pozos porque la compañía está al tanto de que puede lograrse la longitud deseada para la fractura.

26 Oilfield Review

yacen formaciones más resistentes que actúan como barreras para el crecimiento de las fractu-ras (izquierda). Aunque la resolución de los datos es pobre, la interpretación sísmica indica la presencia de fallas subverticales.

La compañía operadora Aspect Abundant Shale perforó un pozo horizontal a través de una sección fallada de la lutita.14 Las fallas representa-ban riesgos geológicos para el fracturamiento; zonas de pérdida de circulación que permiten la estimulación de rocas no yacimiento o la posibili-dad de abrir el flujo a la Formación Penters (infra-yacente), la cual puede ser acuífera. Aspect utilizó el servicio StimMAP Live para monitorear la ope-ración de fracturamiento con agua oleosa. Este servicio provee retroalimentación en tiempo real sobre el avance de la fractura, la determinación de la geometría de la fractura inducida y otras inferencias relacionadas con la información de escala subsísmica acerca de las fallas.

La estimulación del pozo horizontal fue plani-ficada en nueve etapas desde la punta hasta el talón del mismo. El pozo piloto fue utilizado para monitorear los microsismos. El modelo de veloci-dad anisotrópica fue calibrado utilizando los resultados del monitoreo acústico de los tiros de los disparos en cada etapa y en base a los datos sísmicos 3D de superficie, obtenidos con herra-mientas operadas con cable.

Las primeras seis etapas tuvieron pocos even-tos acústicos (próxima página, izquierda). Existen tres razones posibles: la distancia con respecto al pozo de monitoreo, la pérdida de energía durante la transmisión a través del sistema de fallas y las características variables de las rocas presentes

> Geología y fallas de la Formación Fayetteville Shale. Un registro típico indica una respuesta alta de la curva de rayos gamma en la lutita (extremo superior, Carril 1, naranja a rojo). Las barreras para las fracturas y los cambios litológicos se indican en el Carril 2. La sección sísmica (extremo inferior derecho) muestra cuatro fallas (A, B, C y D) en la región del pozo horizontal; estas fallas se indican como riesgos geológicos en el modelo 3D (extremo inferior izquierdo).

Oilfield ReviewAutumn 09FracMon Fig. 11 LogORAut09-FractMon Fig. 11 Log

b/e–

Factor fotoeléctrico

3,500

4,000

4,500

5,000

3,000

µs/pies0 200

Rayos gamma

ºAPI

HCAL

pulgadas6 16 Prof

undi

dad,

pie

sg/cm32 3

Somera

ohm.m0.2 2,000

Intermedia

ohm.m0.2 2,000

Profunda

ohm.m0.2 2,000

Densidad volumétrica

0 10

140 40

Lentitud de ondas acústicas

Resistividades

Base de las secciones arenosas

Barrera para la fractura


Pozo


Cambios litológicos

Tope de las secciones carbonatadas

ABCD

Trayectoria del pozo

Pico aproximado de la Formación Fayetteville

A

BCD

Oilfield ReviewAutumn 09FracMon Fig. 11 fault mapsORAut09-FractMon Fig. 11 fault maps

ABCD

Trayectoria del pozo

Pico aproximado de la Formación Fayetteville

A

BCD

Oilfield ReviewAutumn 09FracMon Fig. 11 fault mapsORAut09-FractMon Fig. 11 fault maps


en el área. Aspect probó diversas tasas de bom-beo para ver cuáles exhibían el mejor desem-peño, y es probable que estas tasas diferentes hayan contribuido a las diferencias en la geome-tría observada del tratamiento de estimulación. Los eventos registrados indican que las fracturas correspondientes a las cuatro primeras etapas se extendieron hacia abajo. En base a estas medi-ciones en vivo, el operador redujo la tasa de bom-beo a tiempo para evitar el fracturamiento de la zona acuífera situada debajo.

Los eventos microsísmicos indican que las fracturas que se propagaron durante las Etapas 5 y 6 se extendieron desde el pozo hacia arriba. Si bien los datos son escasos, este movimiento ascendente desde la punta hacia el talón del pozo indica la presencia de una zona fracturada que inclina de sudoeste a noreste.

El comportamiento microsísmico observado en la Etapa 6—que activó posiblemente un sistema de fallas—hizo que la compañía operadora cance-

lara la Etapa 7. Esto impidió una pérdida potencial de fluido en el sistema de fallas y además evitó la superposición del volumen estimulado de la roca de la Etapa 6. La decisión no podría haber sido tomada sin la retroalimentación en tiempo real provista por el servicio MSM activo.

Las Etapas 8 y 9, las dos últimas, tuvieron muchos más eventos acústicos que las previas. Estos eventos muestran límites superiores e infe-riores bien definidos para las fracturas; sin embargo, se produjo un cierto grado de superpo-sición entre estas dos etapas. Las fracturas cre-cieron hacia arriba fuera de la zona objetivo y a lo largo de las fallas identificadas en los datos sísmi-cos 3D, pero dado que la zona más alta no presen-taba peligro alguno de intrusión de agua, Aspect optó por continuar la operación. Si bien el trata-miento de fracturamiento en esta zona resultó ser subideal debido a la menor saturación de gas existente en la lutita, las etapas se bombearon hasta terminar el tratamiento.

Estas dos etapas finales crearon fracturas con el mismo azimut bien definido. Por otro lado, los eventos escasos de las etapas anteriores fueron consistentes con el azimut definido en dichas etapas, correspondientes al talón. El azimut con-firma los planos de fallas casi verticales interpre-tados a partir de las secciones sísmicas (arriba). El científico de Aspect ingresó la geometría actua-lizada de las fracturas en el modelo de yacimiento 3D de la compañía durante la operación, propor-cionado una calibración de los resultados con el modelo. La recalibración del modelo permitió extender las ventajas a las operaciones desarro-lladas por Aspect en todo el campo.

14. Burch DN y Le Calvez JH: “Integration of New Technologies to Map Structural Features and Improve Stimulation Treatments in Shale Gas Plays: Coupling Surface Seismic, Microseismic Mapping, and Wireline Logs in the Fayetteville Shale Formation,” presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Ciudad del Cabo, Sudáfrica, 26 al 29 de octubre de 2008.

> Eventos microsísmicos en el pozo de Fayetteville. La mayor parte de los eventos detectados se produjo en las Etapas 8 (verde) y 9 (rojo). El azimut de la fractura queda definido por el grupo de eventos de estas etapas (vista en planta, extremo superior). Los datos escasos, obtenidos de las otras etapas, son consistentes con el azimut derivado de esas etapas. Los eventos producidos en la punta del pozo se extendieron hacia abajo (extremo inferior, lado derecho); sin embargo, la actividad se desplazó hacia arriba a medida que las etapas se desplazaban hacia el talón.


N

Vista en planta

m

pies

0 300

0 1,000

Pozo piloto

Pozo de tratamiento

Número de etapa12345689

Vista en profundidad

> Orientación de las fallas. Los eventos MSM de las Etapas 8 y 9 son subverticales y pueden haber abierto las fallas existentes (dorado) que se observan en la sección sísmica.

N


m

pies

0 300

0 1,000

28 Oilfield Review

> Distribuciones de fracturas complejas. La interpretación de las distribu-ciones de las fracturas en la Formación Barnett Shale puede ser difícil. La interpretación detallada, basada en los microsismos producidos durante una etapa de fracturamiento, indica una distribución de fracturas primarias y secundarias (rojo).


N

Pozo

Vista en planta

> Prueba de divergencia. En la instalación de laboratorio, diseñada para probar las fibras en las lechadas de apuntalante, se utilizó un tubo largo con una ranura ajustable removible (diagrama). Después de cada prueba, se desmontó la ranura y una inspección visual del puente de fibras y apuntalante formado en la misma (foto, izquierda ) confirmó el incremento de presión observado durante la prueba. Las fotos de los frascos del laboratorio muestran que la degradación del tapón comienza al cabo de un día.


Bomba

Sensorde presión

Pistón

Flujo de fluido

65 mm

75 mm

Ancho de la ranura2 to 6 mm

130 mm

142

cm

ID = 21 mm

0 h 24 hTiempotranscurrido:

Ejecución de un proceso de divergencia temporaria Los resultados del fracturamiento en la Formación Barnett Shale no son fáciles de interpretar; es probable que las operaciones de tratamiento reac-tiven las fracturas naturales que forman una red

compleja. Los especialistas en este tema prevén la existencia de una red natural caracterizada por un conjunto principal, aproximadamente para-lelo, conformado por fracturas extensivas y más cortas que intersecta al conjunto primario y a menudo terminan en él (abajo).15 El modelo con-

ceptual simple que indica que la estimulación por fracturamiento hidráulico genera una fractura en forma de moneda que se extiende en ambas direc-ciones desde un pozo, a menudo resulta incorrecto en la Formación Barnett. Si bien pueden locali-zarse algunos rasgos laminares en los resultados MSM, los eventos acústicos muestran una zona extensiva de activación de las fracturas alrededor del pozo.

Esta complejidad dificulta el control de la fractura. Podría producirse la expansión de una red de fracturas lejos de los disparos que están abiertos al tratamiento. Si el crecimiento en esa localización es inaceptable, un operador tratará de desviar el fluido hacia otra parte. Se han utili-zado geles y espumas como agentes divergentes pero dejan residuos que pueden incidir sobre la producibilidad del pozo en el largo plazo.

El servicio de divergencia StimMORE adopta un enfoque diferente. Las fibras introducidas en la lechada penetran en la formación y crean puentes de apuntalante y fibras a través de las aperturas de las fracturas. La fibra posee bajo peso específico que impide que precipite, permi-tiendo su colocación más efectiva en la localiza-ción deseada. La forma de la fibra puede crear puentes en los canales y las fracturas abiertas con un contenido de sólidos mucho menor del que es posible con las sustancias en partículas solas.

Esta barrera temporaria creada durante el bombeo permite que la presión de fondo de pozo se incremente lo suficiente para iniciar una frac-tura en otra parte de la formación. Al cabo de algunos días o semanas, las fibras se disuelven sin producir daños. El material de las fibras es poliéster inerte que cuando se disuelve sólo deja un ácido débil soluble en agua.

Extensivas pruebas de laboratorio proporcio-naron directrices para la utilización de este tra-tamiento con fibras en la Formación Barnett Shale. El equipamiento de laboratorio incluyó un dispositivo de flujo con una ranura ajustable (izquierda). Además del ancho de la ranura, las variables cubiertas por las 400 pruebas fueron la concentración de fibras, el tamaño y la concen-tración del apuntalante y la velocidad del fluido. En las evaluaciones se utilizaron portadores de tres tipos: fluidos viscoelásticos de temperatura baja e intermedia y geles lineales. Los investiga-dores pudieron determinar qué combinaciones de lechada y fibras formaban un puente a través de la ranura (próxima página, arriba).

Los resultados de laboratorio constituyen la base para el software StimMORE Advisor que utili-zan los ingenieros de Schlumberger para diseñar los tratamientos de divergencia. Antes de una ope-ración, un ingeniero especialista en el software


que de Schlumberger, y la implementación del software StimMORE Advisor, consiste en mante-ner una actitud conservadora con respecto al pri-mer tratamiento de divergencia. Si el tratamiento no provee la divergencia adecuada, el ingeniero efectúa iteraciones hasta obtener una concentra-ción efectiva; una forma de hacer esto consiste en incrementar gradualmente el ancho estimado de la fractura. La utilización simultánea del ser-vicio StimMAP Live es crucial para determinar el éxito de la divergencia. Habitualmente, entre 5 y 10 minutos son suficientes para evaluar los resul-tados de la etapa de divergencia. Si los eventos microsísmicos permanecen en la misma porción del yacimiento, y el volumen ESV indica que no se están tratando nuevos volúmenes de roca, se pla-nifica un tratamiento más agresivo para la etapa de divergencia siguiente.

Las pruebas de laboratorio evaluaron además la degradación de las fibras. El polímero original de las fibras se degrada para formar polímeros de cadena más corta, dejando finalmente un ácido débil seguro soluble en agua. Dicha degradación se produce durante algunos días o semanas, dependiendo de la temperatura de formación. Este período puede acortarse si se colocan aditi-vos en el fluido divergente que previenen una reducción del pH durante la degradación (abajo, a la izquierda).

Más tratamientos de estimulación en tiempo realLos extensivos estudios de laboratorio, asociados con el sistema de optimización de la divergencia StimMORE, fueron diseñados para el empleo del sistema en la Formación Barnett Shale. Este depó-sito de plataforma marina de edad Mississippiano yace en forma discordante sobre la Caliza Viola del Grupo Ellenburger.16 La Caliza Marble Falls la suprayace. El espesor de la formación oscila entre 60 y 240 m [200 y 800 pies].

La lutita es su propia roca generadora para el gas en sitio.17 La permeabilidad de la matriz varía de 70 a 500 mD, lo cual implica una capacidad de flujo tan baja que la producción por lo general no es rentable sin tratamientos de estimulación por fracturamiento.18 Aun con los tratamientos, la pro-ducción declina transcurrido un cierto tiempo. Actualmente, muchas compañías están re-esti-mulando sus pozos.

Un pozo entubado y cementado en la For-mación Barnett fue fracturado originalmente en el año 2003.19 El pozo tenía 12 grupos de disparos en el intervalo comprendido entre 2,446 y 3,003 m [8,025 y 9,853 pies] de profundidad medida (MD), con otros dos grupos en el talón a una profundi-

15. Olsen TN, Bratton TR y Thiercelin MJ: “Quantifying Proppant Transport for Complex Fractures in Unconventional Formations,” artículo SPE 119300, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 19 al 21 de enero de 2009.

16. Potapenko DI, Tinkham SK, Lecerf B, Fredd CN, Samuelson ML, Gillard MR, Le Calvez JH y Daniels JL: “Barnett Shale Refracture Stimulations Using a Novel Diversion Technique,” artículo SPE 119636, presentado

en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 19 al 21 de enero de 2009.

17. Para obtener más información sobre las lutitas gasíferas como rocas generadoras, consulte: Boyer C, Kieschnick J, Suárez-Rivera R, Lewis RE y Waters G: “Producción de gas desde su origen,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 36–49.

18. Potapenko et al, referencia 16.19. Potapenko et al, referencia 16.

> Puenteo de la ranura. Todos los parámetros probados afectan el punto de puenteo; aquí, sólo se muestran dos relaciones. Ambas, la concentración de apuntalante (izquierda) y la velocidad del fluido (derecha), inciden en la concentración de fibras necesarias para crear el puente.


Frac

ción

de

volu

men

de

fibra

Puenteo

Falta de puenteo

Fracción de volumen de apuntalante

Puenteo

Falta de puenteo

Velocidad del fluido

6 mm4 mm2 mm

Ancho dela ranura

StimMORE ingresa la información sobre el pozo, la terminación, las estimulaciones por fractura-miento previas y las redes de fracturas naturales. Esta información es utilizada para calcular los volúmenes de tratamiento en base a los resulta-dos a escala de laboratorio. La información sobre la operación de fracturamiento hidráulico en curso, incluidos el tamaño y la concentración del apuntalante, la concentración de fibras y la velo-cidad de colocación, se utilizan luego para calcu-lar los volúmenes de la lechada divergente. El software StimMORE Advisor proporciona los volúmenes correspondientes a los tres portado-res básicos. El ingeniero de diseño puede modifi-car las especificaciones de entrada si existen inquietudes decisivas que requieren que se implementen desviaciones respecto de las reco-mendaciones estándar.

Las fibras se mezclan con la lechada en la superficie, generalmente durante el bombeo, con un régimen menor que el utilizado durante la operación de fracturamiento. Luego se incre-menta el régimen de inyección para que alcance su valor previo hasta que el tratamiento de diver-gencia alcanza su punto de entrega; posterior-mente el régimen se reduce para hacer que se forme un tapón en una fractura, a la distancia deseada con respecto al pozo. Además de deter-minar la tasa de entrega efectiva, el software de diseño se asegura de que las tasas de mezcla y entrega más lentas se mantengan suficiente-mente altas como para evitar la precipitación del apuntalante en el pozo.

Dado que el ancho de la apertura de la frac-tura es desconocido, la experiencia en el área geográfica proporciona el valor inicial. El enfo-

> Degradación de las fibras en presencia de los aditivos A y B. Con el tiempo, el poliéster que conforma las fibras se degrada para formar polímeros de cadena más corta, dejando finalmente un ácido débil seguro soluble en agua.


Mas

a de

mat

eria

l dis

uelto

, %

Tiempo, días Tiempo, días

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 2 4 6 8 10 12 14 16

219°F194°F 176°F

194°F176°F 158°FA B

30 Oilfield Review

dad medida de 2,254 y 2,304 m [7,396 y 7,560 pies]. El monitoreo microsísmico de esa operación ori-ginal con agua oleosa indicó que el talón y las secciones medias laterales inferiores eran las más estimuladas.

A fines del año 2007 la producción del pozo había declinado en un factor de cuatro respecto del valor original. La compañía operadora refracturó este pozo, utilizando el procedimiento StimMORE

para monitorear la operación y desviar el fluido de fracturamiento del área ya estimulada. El pri-mer paso consistió en agregar dos grupos de dispa-ros más, a una profundidad de 2,350 y 2,398 m [7,711 y 7,866 pies], en el hueco existente entre las zonas disparadas previamente.

En la operación se utilizaron 7,571 m3 [2 mi-llones de galones] de agua oleosa y 454,000 kg [1 millón de lbm] de arena, incluyendo apunta-

lantes malla 100, 40/70 y 10/40. El tratamiento comprendió 3 etapas de inyección de apunta-lante en las que se aplicó un total de 11 etapas de agente divergente con fibras.

El pozo de observación utilizado en la opera-ción de monitoreo del tratamiento de fractura-miento original fue utilizado nuevamente. El arreglo de geófonos de ese pozo constaba de ocho estaciones en intervalos de 30.5 m [100 pies].

> Tratamiento de re-estimulación de divergencia en la Formación Barnett Shale. Los eventos microsísmicos fueron registrados en un pozo horizontal durante la terminación original y las tres etapas de re-estimulación. Los eventos correspondientes a la Etapa 1 (dorado, extremo superior izquierdo) se muestran en la vista en planta con los eventos de la terminación original (gris). Los eventos de la Etapa 2 (azul, extremo superior central) estimularon las mismas porciones intermedia e inferior del pozo que la Etapa 1. Después de un tratamiento agresivo de divergencia, la Etapa 3 (rojo, extremo superior derecho) estimuló las secciones nuevas alrededor del pozo (centro a la derecha). La vista en profundidad de los eventos sísmicos de las tres etapas (centro a la izquierda) indica además las formaciones límite, ubicándose la Caliza Marble Falls por encima y la Caliza Viola por debajo. Estas etapas de inyección incluyeron varias etapas de divergencia con fibras, que afectaron el régimen de inyección (azul, extremo inferior) y la presión de tratamiento (rojo). El rápido incremento del volumen ESV (verde) se produjo después del tratamiento agresivo de divergencia a las 5:30 p.m. aproximadamente. Los colores del fondo se corresponden con los colores de los eventos en las tres etapas.


Pres

ión

de tr

atam

ient

o, lp

c

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0

ESV,

pie

s3

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Hora

120

100

80

60

40

20

0

Régi

men

de

inye

cció

n, b

bl/m

in.

0

Even

tos

140

120

100

80

60

40

20

9 a.m. mediodía 3 p.m. 6 p.m. 9 p.m.

Pozo detratamiento

Receptores

Núm

ero

de e

vent

os

6,500 7,000 7,500 8,000 8,500 9,000 9,500 10,000Distancia a lo largo del pozo, pies

0

100

200

300

400 Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Pozo demonitoreo Pozo de

tratamiento

m

pies

0 300

0 1,000

Pozo demonitoreo

Pozo detratamiento

Pozo demonitoreo

Pozo detratamiento

Pozo demonitoreo


Durante la primera etapa de inyección, la activi-dad microsísmica indicó que la estimulación por fracturamiento se había producido en la región media lateral inferior a superior del pozo (página anterior). La Etapa de inyección 2 comenzó con dos etapas conservadoras de divergencia de fibras (FDS), seguida más adelante dentro de esta misma etapa por otras cinco. Las iteraciones del contenido de fibras y el tamaño del tapón se dise-ñaron utilizando el software StimMORE Advisor. El proceso de inyección continuó para estimular la misma zona del yacimiento, como lo indicaron los eventos monitoreados.

La tercera etapa se inició con un tratamiento más agresivo de divergencia de fibras que fue dise-ñado asumiendo un ancho más grande de apertura de la fractura. En esta etapa, la FDS8, se utilizó una lechada con una carga de sólidos mayor que las previas. La presión de tratamiento se incre-mentó en aproximadamente 500 lpc [3.4 MPa], lo cual indicó el cierre de algunos trayectos de frac-turamiento y la apertura de otros nuevos. El moni-toreo StimMAP Live mostró la existencia de actividad en los nuevos segmentos, cercanos tanto al talón como a la punta del pozo. Estas zonas de fracturamiento nuevas siguen el mismo azimut que las fracturas previas de este pozo; es decir, N55°E. Como lo indicó el proceso de monitoreo permanente, ninguno de los tres tratamientos adi-cionales logró desviar la fractura hacia otras áreas.

El volumen ESV indica un incremento del contacto durante la Etapa de inyección 1 pero sólo un crecimiento lento del sistema durante la Etapa 2. El volumen ESV se incrementó rápida-mente cuando se ejecutó la etapa FDS8, a lo que siguió una tasa más alta de incremento del volu-men ESV durante la Etapa 3. La visualización StimMAP Live también puede mostrar el volu-men ESV como una superficie en torno a los even-tos microsísmicos (arriba, a la izquierda).

El tratamiento de re-estimulación resultó exi-toso (arriba, a la derecha). El régimen de produc-ción de gas prácticamente se duplicó y un análisis efectuado por el operador indicó un incremento potencial de las reservas recuperables de 7 MMm3 [250 MMpc].

Estimulación de las direcciones futurasEl monitoreo MSM es una medición relativamente nueva y aún se están desarrollando técnicas de interpretación. La industria está tomando con-ciencia de su potencial y se está esforzando por aplicarla en diversas áreas: • la comprensión de los riesgos geológicos (por

ejemplo, las fallas activas) para la planeación de pozos nuevos

• la comprensión del crecimiento y la complejidad de las fracturas y su incorporación en un con-texto de atributos sísmicos y mapas de esfuerzos

• la incorporación de las mediciones de fracturas inducidas en base al monitoreo MSM en los flu-jos de trabajo ingeniería de yacimientos y producción.

El número creciente de pozos horizontales perforados en yacimientos tales como Barnett Shale tarde o temprano conducirá a su utiliza-ción como pozos de monitoreo. La mayor parte de

los métodos de análisis MSM asumen la existen-cia de un pozo de monitoreo casi vertical, de manera que deberán ser modificados para incluir la geometría.

Los métodos utilizados en la medición MSM también se aplican a otras áreas de la actividad de producción. El monitoreo sísmico pasivo uti-liza receptores acústicos instalados en forma per-manente para detectar eventos microsísmicos durante un tiempo considerable. Los eventos acústicos detectados durante este marco temporal provienen de cambios que tienen lugar en el yaci-miento en relación con cambios producidos en la presión de los fluidos, cambios de temperatura, así como procesos de compactación y subsidencia de la formación relacionados con la producción.

Uno de los objetivos de la industria es poder colocar los receptores en un pozo de tratamiento y eliminar la necesidad de contar con un pozo de monitoreo independiente. Ya se ha experimen-tado cierto grado de éxito en la detección de even-tos inmediatamente después de detenerse el bombeo, captándose los últimos microsismos cau-sados por la presión elevada que aún perdura en la fractura y los poros. No obstante, el ruido de los fluidos que fluyen a través del pozo de tratamiento ha frustrado los esfuerzos para proceder al moni-toreo durante el tratamiento. La calma sinfonía microsísmica es perturbada por los movimientos más ruidosos que tienen lugar en el pozo.

En general, durante la última década, la industria ha progresado considerablemente en materia de técnicas de monitoreo microsísmico. La capacidad para procesar y exhibir los eventos rápidamente ha convertido al método en una herramienta eficaz para dirigir el movimiento de las fracturas en tiempo real. —MAA

> Volumen ESV en la re-estimulación de la Formación Barnett. Los microsismos del tratamiento de estimulación original (puntos pequeños, extremo superior) se muestran junto con los resultados de la re-estimulación. Los eventos de la Etapa 1 (dorado) se muestran con la envolvente ESV rodeándolos. Los eventos de la Etapa 2 (azul) incorporaron algo de volumen estimulado en la misma zona del pozo que la tratada con la Etapa 1. La primera etapa de divergencia, durante la Etapa de inyección 3, desvió el apuntalante hacia las zonas nuevas del pozo. La colocación de apuntalante en esta etapa de divergencia produjo un incremento rápido del volumen ESV, y la tasa de incremento permanente fue mayor que en la etapa previa (extremo inferior).


Pozo demonitoreo

Pozo detratamiento

m

pies

0 300

0 1,000

ESV,

bill

ones

de

pies

3

2.5

2.4

2.3

2.2

2.1

2.0

1.9

1.825,000 30,000 35,000 40,000

Volumen bombeado, bbl

Etapa 2 Etapa 3

Colocación dela etapa FDS8

> Incremento de la producción de gas después del tratamiento de re-estimulación. El régimen de producción de gas declinó hasta alcanzar casi una cuarta parte de su valor inicial antes de re-estimular el pozo; subsiguientemente se incrementó superando los 1,200 Mpc/D [34 millones de m3/d].


Prod

ucci

ón d

e ga

s, M

pc/d

2,500

2,000

1,500

1,000

500

00 200 400 600 800 1,000

Tiempo, días

32 Oilfield Review

La dolomía: Aspectos de un mineral desconcertante

La dolomía es un carbonato metaestable. Se forma en una diversidad de ambientes

claramente diferentes y puede cambiar a medida que se modifican las condiciones.

El modo de formación incide en la morfología de la dolomía y, por consiguiente,

impacta las estrategias de exploración y producción. Los nuevos enfoques en materia

de evaluación de los carbonatos están ayudando a los geocientíficos a descubrir la

dolomía de calidad prospectiva, a pesar de su naturaleza heterogénea y a menudo

enigmática.

Mishari Al-AwadiKuwait Oil CompanyEast Ahmadi, Kuwait

William J. ClarkWilliam Ray MooreDenver, Colorado, EUA

Michael HerronTuanfeng ZhangWeishu ZhaoCambridge, Massachusetts, EUA

Neil HurleyDhahran, Arabia Saudita

Djisan KhoEast Ahmadi, Kuwait

Bernard MontaronDubai, Emiratos Árabes Unidos

Fadhil SadooniUniversidad de QatarDoha, Qatar

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Otoño de 2009: 21, no. 3.Copyright © 2009 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Tony Smithson, Northport, Alabama, EUA.Carbonate Advisor, CMR, EcoScope, ECS, ELAN, Litho-Density y MDT son marcas de Schlumberger.En este artículo la sigla RMN está en español y significa resonancia magnética nuclear. “Me parece que deberías ser más

explícito aquí, en el paso dos.”

Modificado con la autorización de Sidney Harris, copyright ScienceCartoonsPlus.com.


La dolomía es un mineral complejo. Puede preci-pitar directamente de soluciones que contienen iones de magnesio, calcio y carbonato para formar cemento o sedimento no litificado. No obstante, la mayor parte de la dolomía se forma mediante la alteración química de la roca carbonatada o del sedimento precursor; principalmente caliza o lodos calcáreos. Estos carbonatos tienden a ser inestables y están compuestos fundamentalmente por calcita o su polimorfo termodinámicamente más inestable, la aragonita. Si estos materiales precursores se exponen a fluidos ricos en conte-nido de magnesio, es probable que una porción de los iones de calcio sea reemplazada por iones de magnesio para formar un carbonato más estable de calcio y magnesio denominado dolomía.

La dolomía se encuentra en una amplia gama de ambientes, incluyendo filones hidrotermales, lagos, océanos someros, lagunas y cuencas de evaporación. Las teorías en torno a los orígenes de la dolomía continúan desarrollándose. Entre la controversia y la especulación, se han pro-puesto muchos modos de origen a través de los años que han sido descartados prácticamente en su totalidad.1

Un mineral común que forma rocas sedimen-tarias, la dolomía no es simplemente una asocia-ción de magnesio, calcio y carbonato (derecha). Por el contrario, se trata de un mineral metaesta-ble de dudoso linaje con una composición quí-mica y una estructura atómica variables. Durante un lapso determinado de tiempo geológico, puede existir de una forma determinada para pasar luego a un estado más estable cuando su equili-brio se perturba; principalmente a través de los cambios producidos en la presión, la temperatura o la química. Los cristales pueden incluso aumen-tar de tamaño, por lo cual sus primeras generacio-nes tal vez sean transformadas subsiguientemente en formas cada vez más estables.

Este proceso puede reiterarse numerosas veces durante el sepultamiento y la diagénesis, formándose cada una de las nuevas fases mediante la disolución parcial o completa de una dolomía previa. La recristalización puede ser beneficiosa para la formación de yacimientos cuando genera porosidad intercristalina; sin embargo, los incre-mentos producidos en la porosidad pueden ser anulados posteriormente por la precipitación del cemento dolomítico que rellena los poros, o por el desarrollo de cristales dolomíticos que forman grandes cristales entrelazados.

Dado que la morfología de un cuerpo dolomí-tico es controlada por los procesos que la crearon, los geocientíficos usualmente tratan de integrar el

modo de origen en sus estrategias de exploración. No obstante, con el tiempo, la recristalización de la dolomía metaestable puede borrar todos los vestigios del modo de origen más primigenio del mineral, con lo que las generaciones subsiguien-tes quizás sólo reflejen el ambiente de recristali-zación más reciente.2 A través del ocultamiento de su modo de origen, es posible que la recristali-zación de la dolomía entorpezca las campañas de exploración.

Algunas dolomías alojan yacimientos excepcio-nales caracterizados por altos valores de porosidad y permeabilidad. Por consiguiente, las compañías de E&P se esfuerzan por pronosticar dónde su barrena de perforación hallará más posibilidades de encon-trar dolomía de calidad prospectiva; a pesar de sus complejidades químicas y sus modos de origen ocultos. Este artículo describe diversos modos y ambientes en los que se forma la dolomía, además de los procesos que rigen el mejoramiento o la destrucción de su porosidad. Por otro lado, examina los problemas que se plantean a la hora de interp-

retar los datos provenientes de los registros de pozo convencionales y provee una visión de las herramientas y metodologías de avanzada, uti-lizadas para la evaluación de los yacimientos en estas rocas enigmáticas.

Un léxico metaestable Dado que se trata de una ciencia descriptiva, basada en observaciones efectuadas en el campo, la geología depende de un léxico que se ajusta con precisión. Cuando se transfiere de una analo-gía a otra, la terminología geológica tiende a evolucionar. La geología de la dolomía abunda en esos términos.

La dolomía debe su nombre a Déodat Gratet de Dolomieu (1750–1801), un geólogo pintoresco y un tanto controvertido que describió la presencia de exposiciones de rocas calcáreas en los Alpes meri–dionales del noreste de Italia.3 Dolomieu observó que estas rocas parecían calizas pero no entraban en efervescencia como lo hace la caliza cuando se la trata con un ácido débil. De manera que, si bien

1. A pesar de más de 200 años de investigación, el origen de la dolomía sigue siendo un tema considerablemente controvertido; en parte por el conocimiento deficiente de las condiciones químicas, biológicas e hidrológicas críticas, y en parte porque los datos petrográficos y geoquímicos permiten más de una interpretación.

Para obtener más información sobre esta controversia, consulte: Machel HG: “Concepts and Models of Dolomitization: A Critical Reappraisal,” en Braithwaite CJR, Rizzi G y Darke G (eds): The Geometry and Petrogenesis of Dolomite Hydrocarbon Reservoirs. Londres: Geological Society, Special Publication 235 (2004): 7–63.

2. Warren J: “Dolomite: Occurrence, Evolution and Economically Important Associations,” Earth Science Reviews 52, nos. 1–3 (Noviembre de 2000): 1–81.

MattV_ORAUT09_Fig_1_2

CalcitaCaCO3

DolomíaCaMg(CO3)2

AnqueritaCaFe(CO3)2

MgCO3Magnesita

FeCO3Siderita

> Serie de solución sólida. En su estado más puro, la dolomía cae en la línea de la calcita-magnesita en la serie de solución sólida de calcita, magnesita y siderita. Si bien la composición de la dolomía se expresa como [CaMg(CO3)2], la dolomía natural oscila entre aproximadamente Ca1.16 Mg0.84(CO3)2 y aproximadamente Ca0.96 Mg1.04(CO3)2.

3. de Dolomieu DG: “Sur un genre de pierres calcaires très peu effervescente avec les acides et phosphorescentes par la collision,” Journal de Physique 39 (Octubre de 1791): 3–10.

Para obtener una perspectiva actualizada, consulte: Zenger DH, Bourrouilh-Le Jan FG and Carozzi AV: “Dolomieu and the First Description of Dolomite,” en Purser BH, Tucker ME y Zenger DH (eds): Dolomites: A Volume in Honor of Dolomieu. Boston, Massachusetts, EUA: Blackwell Scientific, International Association of Sedimentologists, Special Publication 21 (1994): 21–28.

34 Oilfield Review

el rótulo de dolomía se aplicó primero a la roca, también designa al componente mineral principal y al sistema montañoso en el que fue descripto por primera vez (arriba).

En 1948, para distinguir entre la roca y el mine-ral, se introdujo el término roca dolomítica.4 Este nombre se refiere a la roca formada de la dolomía mineral (más del 75%), junto con otros minerales.5 La dolomicrita se forma cuando la dolomía reem-plaza a los lodos cristalinos muy finos.

Otros investigadores consideraron necesario diferenciar los distintos tipos de dolomía e introdu-jeron nuevos términos para dar cuenta de las variaciones del contenido de magnesio y calcio. La composición ideal de la dolomía consta de partes iguales de Ca y Mg en capas alternadas separadas

por capas de CO3. Cuando el carbonato de calcio [CaCO3] se incrementa en un 10%, o un porcentaje superior, por encima de su composición ideal, el mineral es denominado como dolomía con alto contenido de calcio; alternativamente, también puede denominarse dolomía calcítica o dolomía calcárea. Con una reducción del contenido de carbonato de magnesio [MgCO3], de manera que el CaCO3 oscile entre el 50% y el 90%, la roca puede denominarse caliza dolomítica. La reduc-ción ulterior del MgCO3, hasta alcanzar un porcentaje que oscila entre 5% y 10%, se traduce en caliza magnesiana, aunque algunos consideran obsoleto este término. Con menos del 5% de MgCO3, la roca precursora se denomina simple-mente caliza.

La protodolomía es una precursora metaesta-ble de la dolomía. Si bien se aproxima a la dolo-mía en cuanto a composición química, se dice que su ordenamiento es deficiente o que carece de las redes cristalinas bien desarrolladas que se encuentran en la dolomía estequiométrica orde-nada y madura.6 Como sucede con otros términos contemplados en este análisis, algunos lo elimi-narían del vocabulario asociado con la dolomía, aunque para otros es útil.

El vocablo plural dolomías puede utilizarse para describir colectivamente diferentes tipos de dolomía que varían en textura, composición o génesis.7 Cuando se describe un carbonato que ha estado sometido a un proceso de reemplazo, puede utilizarse el adjetivo dolomitizado.

Las dolomías pueden dividirse en dos familias principales. Las dolomías penecontemporáneas se forman inmediatamente después de la deposita-ción de los precursores de los carbonatos como resultado de las condiciones geoquímicas que pre-valecen en el ambiente de depositación de la roca precursora. La mayor parte de las dolomías pene-contemporáneas son de edad Holoceno y se limi-tan a ciertos ambientes lagunares o lacustres evaporíticos. Las dolomías postdeposicionales se forman después que el sedimento carbonatado ha sido depositado y removido subsiguientemente de la zona de sedimentación activa. Esto puede suce-der a través de la progradación de la superficie sedimentaria, el sepultamiento y la subsidencia, el levantamiento y la emergencia, o las fluctua-ciones eustáticas del nivel del mar. Casi todos los ejemplos de rocas dolomíticas macizas y regional-mente extensivas son postdeposicionales.8

Según cómo se forman, se han planteado dis-tinciones importantes pero confusas entre diver-sos tipos de dolomía. El modo de origen de una dolomía es un concepto importante que puede relacionarse con su orientación general y su extensión areal en el subsuelo. La dolomía pri-maria consta de partículas que se formaron pri-mero como dolomía mediante la precipitación

> Del más pequeño al más grande. El rótulo de dolomía puede aplicarse al mineral (izquierda), a la roca (centro) y al sistema montañoso (derecha).

MattV_ORAUT09_Fig_2

4. Shrock RR: “A Classification of Sedimentary Rocks,” The Journal of Geology 56, no. 2 (Marzo de 1948): 118–129.

5. La popularidad de este término ha sufrido altibajos a través de los años, principalmente porque la designación dolomía posee prioridad histórica para la roca. No obstante, el término roca dolomítica quizás logre aceptación una vez más a medida que los investigadores procuren evitar ambigüedades.

6. Machel, referencia 1. 7. Machel, referencia 1. 8. Machel, referencia 1. 9. Rodgers J: “Terminology of Limestones and Related

Rocks: An Interim Report,” Journal of Sedimentary Petrology 24, no. 4 (Diciembre de 1954): 225–234.

10. Warren, referencia 2.11. Sun SQ: “Dolomite Reservoirs: Porosity Evolution and

Reservoir Characteristics,” AAPG Bulletin 79, no. 2 (Febrero de 1995): 186–204.

12. Lucia FJ: “Origin and Petrophysics of Dolostone Pore Space,” en Braithwaite CJR, Rizzi G y Darke G (eds): The Geometry and Petrogenesis of Dolomite Hydrocarbon Reservoirs. Londres: Geological Society, Special Publication 235 (2004): 141–155.

Halley RB y Schmoker JW: “High-Porosity Cenozoic Carbonate Rocks of South Florida: Progressive Loss of Porosity with Depth,” AAPG Bulletin 67, no. 2 (Febrero de 1983): 191–200.

13. In 1837, Jean-Baptiste Élie de Beaumont utilizó un modelo de intercambio de calcio por magnesio, mol por mol, para dar cuenta de la porosidad vugular de las rocas dolomíticas de los Alpes Tiroleses. Élie de Beaumont J-B: “L’application du calcul à l’hypothèse de la formation par épigenie des anhydrites, des gypses, et des dolomies,” Bulletin de la Société Géologique de France 8 (1837): 174–177.

14. Powers RW: “Arabian Upper Jurassic Carbonate Reservoir Rocks,” en Ham WE (eds): Classification of Carbonate Rocks—A Symposium. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Memoir 1 (1962): 122–192.

Esta relación entre la dolomitización y la porosidad también es analizada por Lucia, referencia 12.

15. Murray RC y Pray LC: “Dolomitization and Limestone Diagenesis—An Introduction,” en Pray LC y Murray RC (eds): Dolomitization and Limestone Diagenesis: A Symposium. Tulsa: Society of Economic Paleontologists and Mineralogists, SEPM Special Publication 13 (1965): 1–2.

16. Murray and Pray, referencia 15.17. Weyl PK: “Porosity Through Dolomitization:

Conservation-of-Mass Requirements,” Journal of Sedimentary Research 30, no. 1 (Marzo de 1960): 85–90.


directa del agua de mar u otra solución acuosa. Este proceso genera sedimentos dolomíticos no litificados. No obstante, los investigadores poste-riores asignaron la denominación de primaria a la dolomía, en base a su posición en la estructura de la roca.9 Primaria, en este caso, se refiere a la dolomía que precipitó directamente por encima, en o dentro del sedimento, formándose además al mismo tiempo que los sedimentos. Por consi-guiente, al término geoquímico primaria se le adjudica un contexto estratigráfico.

No todos los precipitados caen dentro de la cla-sificación de primaria. Un tipo diferente de preci-pitado posee implicancias más negativas en el campo petrolero. Esta dolomía precipita de solu-ciones acuosas en forma de cemento que rellena poros.

Las dolomías secundarias se forman a través del reemplazo de CaCO3 por CaMg(CO3)2. Actualmente, la expresión “de reemplazo” (replacive) o alguna variación de la misma, parece estar eclipsando al término secundaria.

Por consiguiente, la precipitación es responsa-ble tanto de la dolomía primaria como del cemento que rellena los poros. Por otro lado, la dolomitiza-ción forma dolomía secundaria o de reemplazo. Lamentablemente, el último término se utiliza con frecuencia para describir procesos claramente diferentes. Muchos utilizan este término en forma general para describir el proceso en el que los iones de magnesio reemplazan a los iones de cal-cio o ambientes en los que la precipitación con-duce a la formación de sedimentos no litificados o cementos que rellenan los poros. Algunos especia-listas consideran que ese uso otorga demasiada amplitud. Para esos especialistas, el término dolo-mitización no debería aplicarse a la cementación de la dolomía o a casos en los que el fluido hidro-termal conduce a la recristalización de las dolo-mías preexistentes y lo reservan exclusivamente para la reacción de reemplazo.

Esta breve visión del léxico asociado con la dolomía provee la crónica de los intentos realiza-dos por los geocientíficos para llegar a entender la naturaleza de un mineral desconcertante. A pesar de la complejidad inherente a la dolomía, las compañías de E&P poseen historias exitosas en lo que a la explotación de estas formaciones se refiere.

La mineralización y la calidad de los yacimientos Las campañas de exploración, que apuntaron específicamente a los yacimientos de dolomía como objetivos, se amortizaron a través de nume-rosos campos de petróleo y gas en todo el mundo. Se estima que hasta un 50% de los yacimientos

carbonatados de todo el mundo se encuentran en dolomías, y en América del Norte esa estimación llega al 80%.10 Los yacimientos de dolomía también alojan volúmenes significativos de hidrocarburos en Rusia, el noroeste y el sur de Europa, el norte y el oeste de África, Medio Oriente y el Lejano Oriente (arriba).

La formación de la dolomía posee un efecto pronunciado sobre la calidad de los yacimientos, aunque no todas las dolomías conforman buenos yacimientos. En algunos yacimientos, es perjudi-cial para la producción. La permeabilidad, la solubilidad y la estructura depositacional origi-nal de una roca o de un sedimento carbonatado, así como la química, la temperatura y el volumen de los fluidos dolomitizadores, inciden en su tota-lidad en la calidad de los yacimientos de dolomía. Frente a estas variables, la dolomitización puede mejorar, preservar o destruir la porosidad.11

Existen al menos dos líneas de pensamiento en cuanto a la porosidad de la dolomía: para algu-nos geólogos, la porosidad de la roca dolomítica es heredada de la caliza precursora.12 Otros adhieren a la afirmación generalizada según la cual la con-versión química de la caliza en roca dolomítica se traduce en un incremento de la porosidad del 12% porque el volumen molar de la dolomía es más pequeño que el de la calcita.13

Los estudios modernos, llevados a cabo en dife-rentes partes del mundo, muestran cambios inte-resantes en la porosidad y la permeabilidad con el incremento del volumen de dolomía. Por ejemplo, una evaluación de los carbonatos jurásicos Arab-D del Campo Ghawar, situado en Arabia Saudita, indicó una reducción constante de la porosidad y la permeabilidad al aumentar el volumen de dolo-mía de 10% a 80%.14 Sin embargo, al ser reempla-zado un 80% a un 90% de la roca por dolomía, se

incrementaron tanto la porosidad intercristalina como la permeabilidad, y más allá del 90%, la poro-sidad y la permeabilidad se redujeron nuevamente al incorporarse más dolomía a la roca. La obten-ción de resultados similares de los carbonatos missi-ssippianos de Saskatchewan, en Canadá, indicó que en los carbonatos que contenían entre un 80% y un 90% de dolomía se desarrollaba un máximo grado de porosidad.15 Estos ejemplos destacan pro-cesos importantes que tienen lugar a medida que se forma la dolomía; procesos que pueden afectar la calidad del yacimiento.

Se cree que la mayor parte de las dolomías se formó a través del reemplazo de los sedimentos calcíticos o aragoníticos preexistentes. La dolo-mitización se produce con más facilidad en los barros cálcicos que en las areniscas carbonatadas más gruesas porque los lodos poseen un mayor número de sitios de nucleación en los que pueden formarse cristales dolomíticos.16 Durante las pri-meras etapas de la dolomitización en los carbo-natos dominados por la presencia de lodo, la porosidad se reduce levemente conforme los cris-tales de dolomía avanzan sobre el espacio ocupado previamente por el lodo. A medida que se sepulta la dolomía, la compactación mecánica causada por el peso de los estratos de sobrecarga en constante aumento, reduce aún más la porosidad.

No obstante, conforme continúa el proceso de dolomitización, los cristales de dolomía comien-zan a desarrollar una estructura de soporte. Para el momento en que un carbonato alcanza un volu-men aparente de dolomía del 80%, ya ha adqui-rido una estructura con predominio de granos en la que los cristales de dolomía esencialmente soportan los estratos de sobrecarga, inhibiendo sustancialmente la compactación.17 Ésta es una de las razones por las que la dolomía antigua o

> Distribución de las cuencas (puntos azules) que alojan la producción proveniente de los yacimientos de dolomía. La mayor parte de estas cuencas ocupan una posición a lo largo de una extensa faja situada entre 60° de latitud norte y sur del ecuador. (Tomado de Sun, referencia 11.)

MattV_ORAUT09_Fig_3

60°N

30°N

30°S

60°S

0°

36 Oilfield Review

sepultada profundamente a menudo es mucho más porosa que la caliza asociada (arriba). Existen más probabilidades de que los valores más altos de porosidad y permeabilidad se preserven en la roca dolomítica que en la caliza, porque la estructura de soporte de los cristales de dolomía proporciona mayor resistencia a la compresión; por ende, la caliza es más susceptible a la compactación.

Con una dolomitización superior al 90%, la pérdida de porosidad puede atribuirse a la adi-ción de carbonato y magnesio mediante un pro-ceso denominado sobredolomitización. Luego de una fase inicial de reemplazo en la que la calcita es reemplazada por la dolomía, puede tener lugar una fase de relleno de poros, por la cual la dolo-mía precipita para formar sobrecrecimientos cristalinos o cemento que ocluye los poros. De este modo, la sobredolomitización hace que las rocas dolomíticas modernas posean menos poro-sidad que las calizas asociadas.18

La formación de cristales de dolomía también interviene en la calidad del yacimiento. La dolo-mía frecuentemente forma cristales más grandes

que la calcita que reemplaza. El tamaño agran-dado de los cristales se asocia con los incrementos producidos en el tamaño de las gargantas de poros y la uniformidad de los poros, lo cual incrementa la permeabilidad en las rocas dolomíticas.19

Dado que la calidad de un yacimiento dolomí-tico se caracteriza por su textura, esta interrela-ción de la forma de los cristales y el tamaño, la orientación y el empaque de granos dentro de una roca también puede afectar la calidad del yacimiento. Los esquemas de clasificación textu-ral ayudan a los geólogos a inferir los procesos que controlaron la nucleación y el crecimiento de los cristales.20 Un esquema de clasificación de dolomías ampliamente aceptado se basa en las relaciones de borde de los cristales y divide las texturas en dos tipos: planares y no planares. Los cristales planares se dividen a su vez en euhedra-les y subhedrales (abajo).

La dolomía planar se forma tanto en ambientes diagenéticos someros como en ambientes diagené-ticos de sepultamiento. La textura se desarrolla cuando los cristales experimentan un crecimiento facetado con las interfaces planares, caracterís-tico de los cristales de dolomía formados durante los primeros estadios de la diagénesis y, bajo cier-tas condiciones, a temperaturas elevadas en el subsuelo. En relación con la dolomía planar exis-ten dos poblaciones en cuanto a la relación entre la porosidad y la permeabilidad. • Dolomía planar-e (euhedral): Esta textura, a

menudo aludida como “sucrósica,” forma impor-tantes yacimientos en todo el mundo. La permeabilidad varía considerablemente con la porosidad. En la dolomía planar-e se encuen-tran tamaños uniformes de gargantas de poros y sistemas de poros bien interconectados, como se observa en los datos de presión capilar y en

> Texturas de las dolomías. La dolomía puede dividirse en una textura planar y una textura no planar (extremo superior). La textura planar se subdivide a su vez en euhedral y subhedral. La dolomía euhedral (planar-e) se caracteriza por la presencia de caras cristalinas bien desarrolladas con bordes netos, en las que el área existente entre los cristales es porosa o está rellena con otro mineral. Los granos de dolomía subhedral (planar-s) siguen siendo planares pero menos claros que los granos planares-e y muestran bordes comprometidos entre los cristales. La dolomía no planar está compuesta por granos anhedrales que carecen de caras cristalinas bien desarrolladas. Estos granos anhedrales se encuentran estrechamente empacados con bordes cristalinos curvos, lobulados, dentados o de otro modo irregulares (Adaptado de Sibley y Gregg, referencia 20.) Algunos ejemplos reales de estas texturas son captados en micrografías de secciones delgadas pulidas, obtenidas a través de un microscopio petrográfico bajo luz polarizada. La dolomía euhedral (extremo inferior izquierdo) de un yacimiento de edad Cretácico de Medio Oriente exhibe caras bien desarrolladas, asociadas con la porosidad intercristalina. La dolomía subhedral (extremo inferior central) fue obtenida de un yacimiento Triásico del norte de la Plataforma de Arabia. La dolomía anhedral de un yacimiento Jurásico de la Cuenca de Arabia (extremo inferior derecho) muestra una carencia de caras cristalinas y cristales entrelazados que destruyen la porosidad. (Fotografías, cortesía de Fadhil Sadooni.)

MattV_ORAUT09_Fig6_2

Textura planar

Incremento de la temperatura

Textura no planar

Euhedral Subhedral Anhedral

> Pérdida progresiva de la porosidad con la pro-fundidad. Como cabe esperar, los intervalos de caliza y dolomía de la Cuenca South Florida en ambos casos muestran reducciones de la porosi-dad a medida que aumenta la profundidad. Las calizas tienden a ser más porosas a profundida-des más someras. No obstante, por debajo de 1,700 m (5,600 pies), la tasa de declinación de la porosidad efectivamente se retarda para las dolomías (azul) ya que se vuelven menos suscep-tibles a la diagénesis y a la recristalización que las calizas más reactivas (verde). (Tomado de Allan y Wiggins, referencia 19.)

MattV_ORAUT09_Fig5_2

0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

0 10

Prof

undi

dad,

pie

s

Prof

undi

dad,

m

20 30 40 50 60Porosidad, %

75% a 100% de dolomía

75% a 100%de caliza


el análisis de moldes de poros efectuado con el microscopio de barrido electrónico (SEM).

• Dolomía planar-s (subhedral): La permeabili-dad es más baja que en la dolomía planar-e y no se incrementa tan rápido con el incremento de la porosidad. En esta dolomía no se observan tama-ños de gargantas de poros uniformes y sistemas de poros bien conectados, debido probablemente a la persistencia de la cementación durante la diagénesis.

La dolomía no planar existe en el subsuelo a temperaturas de más de 50ºC [122ºF]. Esta dolo-mía no muestra ninguna correlación significativa entre la permeabilidad y la porosidad (abajo). La permeabilidad en la dolomía no planar se atribuye a menudo a rasgos de porosidad secundaria, tales

como las fracturas o las cavidades (vacuolas) interconectadas, más que a la porosidad inter-granular observada entre los cristales.21

Los investigadores continúan develando los misterios de la mineralización de la dolomía. El descubrimiento de que la dolomía es metaestable constituyó una revelación que ayudó a los geo-científicos a explicar las variaciones de las pro-porciones químicas y el orden estructural que se observan a medida que el mineral se desarrolla. La dolomitización no constituye un solo evento sino una secuencia de respuestas causadas por la modificación de las condiciones geológicas.

Modos de formación de la dolomíaSe han identificado muchos ambientes de dolo-mitización. Algunos producen geometrías de yacimientos únicas que inciden directamente so-bre la estrategia de exploración.

En lugar de describir todos los tipos de forma-ción de dolomía, el análisis siguiente se centra principalmente en los modos que hacen posibles dolomías de espesor suficiente para constituirse en objetivos exploratorios. Esto implica, además, que el análisis cubra fundamentalmente a la dolomía secundaria o de reemplazo. En algunos casos, se debe deducir la distinción entre las con-diciones modernas y las condiciones antiguas, porque los ambientes actuales no necesaria-mente reflejan las condiciones en las cuales se

formaron las dolomías antiguas. Primero se anali-zan tres modelos y ambientes hidrológicos bien establecidos, junto con algunas de sus variables, y la sección concluye con los casos hidrotermales y bacterianos.

Modelo de reflujo de salmueras—Probable-mente, el concepto más popular de la formación de dolomía se encuentra expresado en el modelo de reflujo de salmueras y en variantes similares. En este ejemplo, el agua salada existente en una laguna restringida se evapora para formar una sal-muera hipersalina que se hunde en el fondo de la laguna y se filtra a través de los sedimentos cal-cáreos infrayacentes a medida que fuga, o vuelve al mar por reflujo (arriba). Conforme se filtra a través de los poros de la roca infrayacente, el mag-nesio de la salmuera reemplaza parte del calcio contenido dentro de los componentes aragonita y calcita de la caliza, convirtiéndolo en dolomía.

Este escenario fue propuesto en el año 1960 para explicar las extensivas dolomías lagunares y arrecifales asociadas con las evaporitas de plata-forma de la Cuenca Pérmica situada en el oeste de Texas, EUA.22 Desde entonces, se ha recono-cido el fenómeno de dolomitización por reflujo en núcleos de otras áreas, en las que la intensidad de la dolomitización se reduce con la distancia respecto del contacto evaporita-carbonato. En la actualidad, los ambientes hipersalinos—en los que la salinidad del agua aumenta superando a la

> Porosidad versus permeabilidad. El análisis cuantitativo de los diferentes tipos texturales indica que la permeabilidad de las dolomías no está relacionada directamente con la porosidad total o el tamaño de los cristales sino con la co-nectividad de las gargantas de poros. Existe una fuerte relación entre el incremento de la porosi-dad y de la permeabilidad en las dolomías plana-res-e (extremo superior, verde), y una fuerte relación aparente en las dolomías planares-s (azul). El coeficiente de correlación (r) entre la porosidad y la permeabilidad en las dolomías no planares (extremo inferior, amarillo) es bajo, puesto que la permeabilidad en este tipo de do-lomía es una función de los rasgos secundarios tales como las cavidades y fracturas conecta-das. Los puntos correspondientes a un valor de permeabilidad de 0.5 mD representan medicio-nes que cayeron por debajo del límite de deter-minación inferior del permeámetro y no forman parte de una tendencia estadística. (Tomado de Woody et al, referencia 21.)

MattV_ORAUT09_Fig_7

Porosidad total, % en volumen

105

104

103

102

101

r = 0.99

r = 0.99100

10–1

Perm

eabi

lidad

, mD

105

104

103

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101

100

10–1

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad total, % en volumen0 5 10 15 20 25 30

Perm

eabi

lidad

, mD

r = 0.15

Dolomía planar-eDolomía planar-s

Dolomía no planar

> Reflujo de salmueras en un ambiente evaporítico. Un reborde (umbral, filón capa, manto) presente en dirección hacia el mar restringe la circulación de las aguas. Parte del agua de mar se evapora, haciendo que se incremente la densidad del agua. Las salmueras densas se sumergen por debajo de los sedimentos, refluyen a través del fondo de la cuenca o de la laguna y dolomitizan cualquier sedimento carbonatado que atraviesan. (Adaptado de Allan y Wiggins, referencia 19.)

MattV_ORAUT09_Fig_8

Evaporación

Incremento de la densidad del aguaAgua marina

evaporada densa

Flujo libreMar abierto

Reborde(umbral, filóncapa, manto)

vapo

Reflujo por filtración

18. Lucia, referencia 12.19. Allan JR y Wiggins WD: Dolomite Reservoirs:

Geochemical Techniques for Evaluating Origin and Distribution. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Continuing Education Course Note Series 36 (1993).

20. Sibley DF y Gregg JM: “Classification of Dolomite Rock Textures,” Journal of Sedimentary Research 57, no. 6 (Noviembre de 1987): 967–975.

21. Woody RE, Gregg JM y Koederitz LF: “Effect of Texture on Petrophysical Properties of Dolomite: Evidence from the Cambrian-Ordovician of Southeastern Missouri,” AAPG Bulletin 80, no. 1 (Enero de 1996): 119–132.

22. Adams JE y Rhodes ML: “Dolomitization by Seepage Refluxion,” AAPG Bulletin 44, no. 12 (Diciembre de 1960): 1912–1920.

38 Oilfield Review

del agua salada normal—se extienden en una faja situada entre aproximadamente 30º de lati-tud norte y sur. En la Cuenca Pérmica, las lagu-nas se desarrollaron por detrás de los arrecifes de barrera en una amplia plataforma inundada por las aguas someras de los mares Pérmicos. Los arrecifes impidieron el intercambio superficial de agua entre la laguna y el mar. La circulación restringida, combinada con la pérdida de agua por evaporación, redujo los niveles de agua de la laguna, incrementó la salinidad de las salmueras y favoreció la precipitación de las evaporitas. Al incrementarse la densidad de la salmuera con-centrada, ésta se hundió a través de la columna de agua y migró hacia las depresiones más bajas existentes en el fondo carbonatado de la laguna.

Desplazando el agua connata presente en la roca infrayacente, la salmuera hipersalina densa se filtró hacia abajo, a lo largo de trayectos de migración verticales, siguiendo los planos de estratificación sólo si se agotaban los trayectos verticales. En las rocas con permeabilidades variables, las salmueras de filtración migraron principalmente a través de las zonas porosas, pasando por alto las lentes de caliza más densas. Por consiguiente, las dolomías de grano grueso y porosas de edad Pérmico se limitan a capas com-puestas previamente por calizas gruesas y poro-sas. Por el contrario, las dolomías densas de grano fino ocupan posiciones en plataformas abiertas, donde normalmente se formarían cali-zas litográficas a base de lodo, extremadamente finas. Se observó que las texturas dolomíticas eran causadas por la permeabilidad primaria y la cristalinidad, más que por la dolomitización.

En este modelo, la migración errática de la salmuera hipersalina gobernó la dolomitización de amplias extensiones de roca carbonatada en la Cuenca Pérmica. Dentro de los carbonatos, los trayectos de reflujo de salmueras se desplazaron en dirección hacia el mar conforme retrocedie-ron las plataformas. Las lagunas, origen de las salmueras, también siguieron depósitos arrecifa-les formados por pulsos de avance progresivos. Al ser selladas por las evaporitas en avance, las zonas de fuga establecidas para las salmueras serían reemplazadas por salidas similares situa-das a más distancia en dirección hacia el mar. Con cada pulso de avance, las calizas arrecifales no invadidas previamente quedaron expuestas a las salmueras dolomitizadoras. La velocidad de la regresión fue geológica y tan lenta que la mayoría de las calizas se dolomitizaron antes de cortarse el suministro de salmuera.

La mayor parte de la dolomía moderna se aso-cia con soluciones hipersalinas.23 Se han docu-mentado condiciones modernas de reflujo de salmueras, en menor escala, en ambientes tales como las Islas de San Andrés, en el área marina de Colombia, las Islas Canarias, España y la Isla Caribeña de Bonaire, en las Antillas Holandesas.24

Una variación aún más conocida del reflujo de salmueras lagunares, a escala localizada, se observa quizás en el modelo de sabkha. En este escenario de clima árido, las marejadas o las mareas altas impulsan el agua de mar en dirección a la costa, sobre los sedimentos perimareales de una lla-nura de tipo sabkha. A medida que el agua super-ficial se introduce en el sedimento, parte de las aguas intersticiales se pierden por la evaporación

capilar, dejando una salmuera hipersalina. Aquí, la presión hidrodinámica genera el bombeo hidro-lógico para desplazar el Mg a través del sistema. A medida que se vuelve más concentrada, la sal-muera precipita aragonita y anhidrita o yeso; minerales que a veces forman un sello echado arriba en los yacimientos dolomíticos. La precipi-tación de estos minerales remueve el calcio de la solución pero deja inalterado el contenido de magnesio, incrementando así la relación Mg-Ca y favoreciendo la precipitación de dolomía o la dolomitización.25 La salmuera densa continúa fil-trándose hacia abajo dentro de los sedimentos calcáreos infrayacentes, y refluye nuevamente hacia su fuente (izquierda). La dolomía de tipo sabkha se asocia comúnmente con sedimentos y rasgos supramareales, tales como los estromatoli-tos algáceos, las anhidritas nodulares y los depósi-tos interestratificados generados por el viento.

Un excelente ejemplo del modelo de sabkha es el de las dolomías de la Formación Red River de edad Ordovícico, ubicadas en la Cuenca Williston de EUA y Canadá. Las sabkhas moder-nas están siendo sometidas a un estudio exten-sivo en Trucial Coast, Emiratos Árabes Unidos (UAE). Allí, la dolomitización tiene lugar sólo en la zona de recarga por tormentas y el volumen de dolomía se correlaciona con la frecuencia de la recarga.26

No obstante, los investigadores pusieron en tela de juicio el hecho de si el fenómeno de reflujo puede operar a escala regional, como se propuso originalmente. Las hidrologías de las dolomías modernas formadas por el reflujo de las salmue-ras nunca se aproximan a la escala de los proce-sos que produjeron la dolomitización de los carbonatos de plataforma, adyacentes a las eva-poritas antiguas. En los ambientes modernos, se han encontrado dolomías formadas por reflujo debajo de cortezas evaporíticas; sin embargo, las zonas de precipitación de evaporitas son a la vez localizadas y de pequeña escala.27 Las analogías modernas con los depósitos dolomíticos antiguos a menudo resultan difíciles de encontrar. Como sucede con otros modos, esta construcción con-ceptual popular debe ser aplicada caso por caso y de manera criteriosa.

Modelo de mezcla de aguas marinas y meteó-ricas—La posición estratigráfica, las asociacio-nes fósiles relacionadas y la falta de evaporita asociada indican que algunas dolomías no se for-man en un ambiente supramareal marino restrin-gido. Por el contrario, se encuentran en áreas en las que las aguas salinas ricas en Mg se mezclan

> Ambiente de reflujo tipo sabkha. Este esquema de sedimentos perimareales, en una estructura de tipo sabkha de la península de Qatar, muestra otra variante del tema del reflujo. El agua de mar es impulsada hacia tierra firme durante las marejadas, se concentra a través de la evaporación, y luego se filtra en el sedimento infrayacente para refluir hacia su fuente. (Adaptado de Warren, referencia 2.)

MattV_ORAUT09_Fig_9

Supramareal

Nivel de agua

Intermareal

SubmarealMarea alta

Marea baja

Evaporación

Reflujo por filtración

Crecida debida a una tempestad


con agua meteórica dulce. Las formaciones dolo-míticas modernas y antiguas de todo el mundo sustentan variantes con respecto a este tema.

Una de esas variantes se basa en las facies dolomíticas generalizadas asociadas con platafor-mas epicontinentales someras o con altos estruc-turales, en los que—a diferencia de los modelos previos—no se observan evidencias de evapora-ción de salmueras salinas.28 El origen de estas dolomías se explica a través del modelo de dorag, en el que la dolomitización se produce en la zona de agua salobre que se forma cuando el agua sub-terránea dulce se mezcla con el agua de mar.29 En esta zona, el agua de mar suministra los iones de Mg2+, y la disolución del CaCO3 se produce cuando se mezclan las dos aguas. Los cálculos indican que la mezcla de las aguas subterráneas meteóricas con un 5% a un 30% de agua de mar puede produ-cir un fenómeno de subsaturación con respecto a la calcita, mientras que la dolomía se sobresa-tura. Dentro de este rango, la calcita puede ser reemplazada por la dolomía. En general, el pro-ceso de dolomitización se expresa mediante la siguiente ecuación química:

2CaCO3 + Mg2+ => CaMg(CO3)2 + Ca2+.Este modelo se basa en los afloramientos carbo-

natados Mifflin de la Formación Platteville, en la Serie Champlain de Wisconsin, EUA, del Ordovícico Medio. Aquí, los carbonatos parecen homogéneos a través de una vasta área, y el espesor de la uni-dad y la estructura general sugieren un extenso ambiente marino abierto y somero. Los fósiles del ambiente marino abierto, además de la falta de grietas de desecación, mantos algáceos y evapori-tas, impiden la depositación supramareal y la dolo-mitización en un ambiente lagunar físicamente restringido.

La dolomitización del Miembro Mifflin fue el resultado de un proceso diagenético relativa-mente temprano que siguió a la exposición subaé-rea de la caliza levantada y el subsiguiente establecimiento de lentes de agua dulce. La dolo-mitización se produjo en la zona de agua salobre donde se mezclaron el agua salada con el agua

dulce, estableciéndose un límite entre la roca dolomítica y la caliza a lo largo del margen infe-rior de las lentes de agua subterránea.30

En un modo levemente diferente, la dolomía puede ser creada a través de la circulación de aguas subterráneas salinas en las profundidades de una plataforma carbonatada. En el sur de Florida, EUA, el agua de mar fría y densa circula a través del margen de plataforma de los estrechos profundos de La Florida. La circulación impulsada geotermalmente hace que el agua de mar, rica en contenido de Mg, penetre en el interior de la plata-forma carbonatada de La Florida, donde se mezcla con agua meteórica dulce antes de ser descargada a través de un extensivo sistema acuífero.

La interacción de las aguas dulces y salinas con el flujo de calor geotérmico se conoce como convección de Kohout.31 En este escenario, las aguas intersticiales resultantes se subsaturan con respecto a la calcita y la aragonita, pero siguen estando saturadas con respecto a la dolomía, la cual se precipita en los acuíferos permeables.

Otro ambiente de mezcla de agua dulce y salina se encuentra situado a lo largo de las llanuras cos-teras del sudeste de Australia. Desde el momento actual, y extendiéndose a través de todo el Período Cuaternario, se han formado dolomías microcrista-linas y otros minerales carbonatados en los lagos efímeros y someros de la región de Coorong. Estos lagos se desarrollan a lo largo de una faja de 100 km [62 mi], en un corredor de interduna localizado inmediatamente tierra adentro con respecto a la línea de costa actual, detrás de una barrera de arena calcárea. Los lagos se consideran aflora-mientos de la capa freática, y el agua libre, resul-tante de las precipitaciones y la recarga de los acuíferos regionales o locales, se encuentra en su superficie sólo durante el invierno y la primavera.32

Las dolomías modernas sólo se encuentran en lagos sometidos a una fase de desecación anual. Esos lagos se forman principalmente en zonas que reciben menos de 500 mm [19.7 pulgadas] de precipitaciones por año, y habitualmente se lle-nan hasta una profundidad de agua que oscila

entre 0.5 y 1 m [1.6 y 3.3 pies]. Si están llenos, poseen un fondo de lodo carbonatado que contiene algas y otros tipos de materia orgánica. Cuando los niveles del lago caen, las aguas se vuelven cada vez más salinas, exponiendo finalmente el fondo de lodo a la luz solar y a la consecuente disecación. Las salmueras resultantes se forman durante la fase de secado y son refluidas fuera del sistema hacia las aguas subterráneas que fluyen en direc-ción al mar. Las dolomías finas y otros carbonatos permanecen detrás, mientras que los minerales salinos y los minerales evaporíticos de sulfato son eliminados del sistema. Se cree que esta dolomía precipita de un de gel de carbonato en suspen-sión, no a través del reemplazo de un carbonato preexistente.

Las dolomías de este sistema se acumulan por encima de las aguas subterráneas continentales someras que fluyen en dirección hacia el mar. Durante su migración hacia la costa, las aguas subterráneas atraviesan grandes volúmenes de sedimentos acuíferos predominantemente carbo-natados. La fuente del Mg es poco conocida pero se cree que el Mg proviene de una provincia vol-cánica local de edad Cuaternario o bien que es secuestrado por el flujo de agua subterránea pro-veniente de otras fuentes.

Modelo de diagénesis por sepultamiento—La dolomía puede formarse en ambientes en los que la química del fluido intersticial es dominada por los procesos diagenéticos del subsuelo, o donde las interacciones entre el agua y la roca han modificado las aguas intersticiales originales. Dichos ambientes son eliminados del proceso activo de sedimentación superficial por el fenó-meno de sepultamiento intermedio a profundo y se caracterizan por sus condiciones química-mente reductoras.

Las dolomías de sepultamiento se forman en el subsuelo después de la litificación de los sedi-mentos calcáreos. Estas dolomías pueden precipi-tar directamente como cemento o bien formarse como reemplazos en los intervalos permeables invadidos por las aguas de cuenca e hidrotermales,

23. Land LS: “The Origin of Massive Dolomite,” Journal of Geological Education 33, no. 2 (1985): 112–125.

24. Kocurko MJ: “Dolomitization by Spray-Zone Brine-Seepage, San Andrés, Colombia,” Journal of Sedimentary Research 49, no. 1 (Marzo de 1979): 209–213.

Müller G y Teitz G: “Dolomite Replacing “Cement A” in Biocalcarenites from Fuerteventura, Canary Islands, Spain,” en Bricker OP (eds): Carbonate Cements. Baltimore, Maryland, EUA: Johns Hopkins Press, 1971.

Deffeyes KS, Lucia FJ y Weyl PK: “Dolomitization of Recent and Plio-Pleistocene Sediments by Marine Evaporite Water on Bonaire, Netherlands Antilles,” en Pray LC y Murray RC (eds): Dolomitization and

Limestone Diagenesis: A Symposium. Tulsa: Society of Economic Paleontologists and Mineralogists, SEPM Special Publication 13 (1965): 71–88.

25. Warren, referencia 2.26. Land, referencia 23.27. Warren, referencia 2. 28. Las plataformas epicontinentales son continentes

inundados, creados a través del proceso de inundación ocasionado por antiguas vías marítimas.

29. Se dice que el término “dorag” es una traducción aproximada del idioma persa, que significa “sangre mixta o híbrida.”

Badiozamani K: “The Dorag Dolomitization Model—Application to the Middle Ordovician of Wisconsin,”

Journal of Sedimentary Research 43, no. 4 (Diciembre de 1973): 965–984.

30. Para obtener más información sobre este tipo de dolomía, consulte: Folk RL and Siedlecka A: “The “Schizohaline” Environment: Its Sedimentary and Diagenetic Fabrics as Exemplified by Late Paleozoic Rocks of Bear Island, Svalbard,” Sedimentary Geology 11, no. 1 (Mayo de 1974): 1–15.

31. Kohout FA: “Ground-Water Flow and the Geothermal Regime of the Floridian Plateau,” Actas de la Asociación de Sociedades Geológicas de la Costa del Golfo 17 (1967): 339–354.

32. von der Borch CC y Lock D: “Geological Significance of Coorong Dolomites,” Sedimentology 26, no. 6 (Diciembre de 1979): 813–824.

40 Oilfield Review

cálidas o frías, enriquecidas con magnesio. Dado que el reemplazo de la dolomía formada por sepul-tamiento se produce después de la litificación de una roca hospedadora carbonatada, esta dolomía puede atravesar las facies depositacionales así como también los límites de formaciones.33 Además de la posición estructural, los isótopos de oxígeno y estroncio [Sr] resultan útiles para la determina-ción del origen de las dolomías. Estas dolomías tienden a exhibir valores negativos de isótopos de oxígeno δ18O , lo que indica la precipitación a partir de fluidos con temperaturas levemente más eleva-das que las de las dolomías de plataforma previas. La recristalización de las dolomías formadas pre-viamente por los fluidos de cuenca puede restable-cer las características de los cristales, produciendo cristales con valores de δ18O bajos, relaciones 87Sr/86Sr modificadas e inclusiones de fluidos sali-nos de alta temperatura.34

En estos ambientes subterráneos, la dolomiti-zación de la caliza es facilitada por el incremento de las temperaturas a medida que aumenta la profundidad de sepultamiento. A su vez, las tem-peraturas más elevadas hacen posible la dolomi-tización a través de soluciones con relaciones Mg-Ca más bajas que las salmueras hipersalinas mencionadas previamente. Para que se formen dolomías de sepultamiento son suficientes tempe-raturas que oscilan entre 60º y 70ºC [140º y 158ºF] y estas condiciones usualmente pueden satisfa-cerse a unos pocos kilómetros de la superficie. Con un incremento suficiente de la temperatura, muchas aguas subterráneas pueden convertirse en soluciones dolomitizadoras, incluyendo las salmueras evaporíticas residuales, el agua de mar y las aguas resultantes de la compactación de las lutitas. En este último caso, el agua intersticial es expulsada de los sedimentos finos durante el sepultamiento y la compactación. Los minerales de arcilla liberan Mg+2, que puede pasar a través de los carbonatos produciendo su dolomitización.

No obstante, la dolomitización que tiene lugar en el subsuelo profundo no es extensiva porque los fluidos intersticiales y los iones se pierden progresivamente con la persistencia de la com-pactación. El caso de la compactación de la lutita es otro tema discutible. Algunos especialistas sostienen que la precipitación de la clorita en las lutitas puede constituir una fosa local para el Mg. Como sucede con otros modelos, para que éste sea viable son necesarios grandes volúmenes de fluidos portadores de Mg.

Modelo hidrotermal—Un modelo bastante popular, el de la dolomitización hidrotermal (HTD), surge de una idea más antigua que se ha reencarnado en forma refinada. La dolomitización HTD comúnmente genera dolomías macizas que

se localizan alrededor de fallas (derecha). La dolo-mía hidrotermal es formada por las aguas de cuenca profundas a medida que se desplazan hacia arriba, a través de conductos relativamente permeables tales como las fallas y los planos de corrimiento, o incluso zonas situadas debajo de sellos impermeables. A medida que las aguas cir-culan hacia abajo, en celdas de convección de cuenca, aumentan su temperatura de acuerdo con el gradiente geotérmico local. Al templarse adquie-ren más flotabilidad, se desplazan en forma ascen-dente y fluyen hacia afuera a lo largo de fallas y planos de estratificación.

La flotabilidad y la viscosidad afectan la velo-cidad de ascenso y la geometría del fluido ascen-dente. Cuando las fuerzas de flotabilidad son más intensas, el fluido ascendente forma una pluma convectiva concentrada predominantemente verti-cal. Dentro de esta pluma convectiva, puede espe-rarse que las temperaturas, las tasas de flujo y el potencial químico se reduzcan desde el centro hacia sus márgenes. En el caso de los sistemas relativamente fríos, en los cuales predomina la vis-cosidad, los fluidos se elevan lentamente y la geo-metría de la pluma convectiva queda determinada por la relación entre la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal.35

Las aguas profundas se vuelven hidroterma-les—lo cual significa que superan en al menos 5ºC [9ºF] la temperatura de formación ambiente—a medida que son transmitidas a las porciones más frías y más someras de la cuenca. Las presiones de los fluidos hidrotermales también tienden a ser más elevadas que las presiones ambiente de los fluidos.

Por lo tanto, los fluidos hidrotermales son los fluidos que ascienden a los estratos más fríos antes de que su calor tenga tiempo para disiparse de manera apreciable en la formación. Estos fluidos fluyen rápidamente hacia arriba por conductos permeables, en lugar de migrar lentamente a tra-vés de los estratos de baja permeabilidad. Las fallas activas constituyen los mejores conductos porque no han sido mineralizadas. Algunas fallas pueden incluso fracturar los sellos de los acuífe-ros más profundos, drenando los fluidos geopre-sionados que fluyen en forma ascendente y a alta velocidad a través de las fallas.36

La industria minera hace mucho tiempo reco-noció un proceso similar—la alteración hidroter-mal relacionada con las fallas—como un aspecto importante de la diagénesis de los carbonatos. Sin embargo, hasta hace poco, este proceso en general se pasaba por alto en la evaluación de los yacimientos carbonatados. En consecuencia, cier-tos rasgos producidos probablemente por la pre-sencia de fallas y el flujo de fluido hidrotermal

fueron interpretados como formados en las zonas de mezcla de aguas meteóricas, en entornos de sepultamiento profundo y en otros ambientes.37

Un ejemplo excelente de una dolomía antigua relacionada con fallas es el de las calizas ordoví-cicas de las formaciones Trenton–Black River de Michigan, en EUA, y la zona sudoeste de Ontario, en Canadá.38 Allí, la dolomía define áreas de falla-miento y fracturamiento dentro de la caliza adyacente.

Modelo de mediación microbiana—La dolo-mía actual de baja temperatura se forma con mucha frecuencia en ambientes marinos restrin-gidos o en ambientes costeros hipersalinos; sin embargo, estos ambientes modernos producen sólo una fracción pequeña de la dolomía total observada en el registro de la roca. Si bien la dolo-mía es abundante en las rocas de la era Paleozoica (250 a 540 Ma), se vuelve cada vez más escasa en las rocas o los sedimentos más modernos, particu-larmente en los ambientes recientes (Holoceno). Por el contrario, se cree que las dolomías macizas antiguas se formaron en una amplia diversidad de ambientes, descriptos previamente. Esta dispari-dad conduce a algunos investigadores a cuestionar si las condiciones actuales reflejan efectivamente aquellas condiciones que permitieron la forma-ción de las dolomías macizas antiguas.

Para comprender la escasez de dolomía en el registro de roca reciente, los investigadores inten-taron descubrir primero cómo se forma la dolomía. Hasta hace poco, sus esfuerzos se centraron en sin-tetizar el mineral en sus laboratorios. Considerando que el agua de mar contenía los ingredientes nece-sarios para la formación de la dolomía, los geoquí-micos utilizaron las concentraciones de salmuera y las condiciones de presión-temperatura que se creía que existían naturalmente durante la forma-ción de la dolomía.39 La incapacidad para producir dolomía en el laboratorio constituye el meollo del problema que ha perturbado a los geocientíficos durante años (véase “El problema de la dolomía,” página 1). Si bien los iones de magnesio, calcio y carbonato son comunes en el agua de mar,

> La dolomitización hidrotermal. Los fluidos provenientes de las profundidades de una cuenca pueden desplazarse por los planos de fallas rápidamente y en forma ascendente para dolomitizar los carbonatos a profundidades más someras.

MattV_ORAUT09_Fig_10

Dolomía

Caliza

Los f

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aparentemente han cambiado las condiciones necesarias para disponerlos en las capas alterna-das, ordenadas en forma neta, que formaron la dolomía estequiométrica. Una vez que los geo-científicos comprendan cómo se forma la dolo-mía en un ambiente controlado, tal vez estén más cerca de saber cómo se forma naturalmente y porqué abundó tanto en un momento y, sin embargo, es tan poco común en nuestros días.

El problema de la dolomía se vincula con una serie de procesos relacionados entre sí que involu-cran la termodinámica, la cinética química, la hidrología, la textura de la roca hospedadora y la mineralogía. Los descubrimientos de la década de 1990 revelaron que en la ecuación debe incluirse además otro proceso: la acción microbiana (dere-cha). Los microbios se convirtieron en el centro de atención en los barros ricos en sulfato de las lagu-nas aisladas someras, al descubrirse que la dolo-mía rica en contenido de calcio precipita en condiciones hipersalinas anóxicas.

Las bacterias sulfato reductoras de Lagoa Vermelha, en Brasil, desempeñan un rol impor-tante en la formación de la dolomía primaria en las lagunas de la costa, al este de Río de Janeiro.40 Allí, los ciclos hidrológicos lagunares varían con la alternancia de las estaciones húmedas y secas. En la estación húmeda, las precipitaciones y el agua subterránea continental elevan los niveles de agua; en la estación seca, el agua de mar recarga la laguna, que se vuelve cada vez más salina a medida que la evaporación se intensifica. Este sistema dinámico ayuda a suministrar los iones necesa-rios para la precipitación de la dolomía y la acti-vidad microbiana anaeróbica. La precipitación de la dolomía requiere iones de Mg2+, Ca2+ y CO2

3–, mientras que un suministro continuo de iones de SO4

2– provee el oxígeno requerido para sustentar la actividad metabólica de las bacterias sulfato reductoras. El momento más favorable para la precipitación de la dolomía es la estación seca, en la que la fuente principal de recarga del agua sub-terránea es el agua de mar que provee los iones necesarios tanto para la precipitación de la dolo-mía como para la reducción de los sulfatos.

En ciertos modelos geoquímicos, se considera que el sulfato inhibe la producción de dolomía. Los experimentos han demostrado que en un sis-tema puramente inorgánico sin el beneficio de la acción bacteriana, el sulfato en realidad no inhibe la precipitación de la dolomía. No obstante, éste es el caso opuesto al de Lagoa Vermelha, donde el sulfato es necesario para mantener la actividad microbiana requerida para producir dolomía. El sistema hidrológico provee los iones de sulfato a la zona de reducción activa de sulfatos donde los

sedimentos se enriquecen en contenido de dolo-mía que, una vez nucleada, continúa desarrollán-dose con el sepultamiento. La cepa correcta de bacterias también es clave para la precipitación de la dolomía, como lo demuestra el hecho de que la dolomía no precipita en la mayor parte de los otros sedimentos marinos anóxicos, ricos en car-bono orgánico.

Los experimentos de laboratorio lograron simular la química de las aguas lagunares hiper-salinas anóxicas de la estación seca. Se utilizaron las bacterias tomadas del barro lagunar para inocular un medio de cultivo y se incubaron durante un año en un refrigerador a 4ºC [39ºF]. Transcurrido el período de incubación, se recu-peró un precipitado de dolomía. El análisis con microscopio de barrido electrónico (SEM) y por difracción de rayos X (XRD) demostró que se había precipitado una dolomía ferrosa con un grado bastante elevado de orden catiónico.

Los exámenes de laboratorio subsiguientes en los que se utilizaron dos cultivos de bacterias aeróbicas, Halomonas meridiana y Virgibacillus marismortui, precipitaron dolomía en sólo 30 días a 25ºC y 35ºC [77ºF y 95ºF], respectivamente.41 Estos experimentos demostraron además que el tiempo requerido para la iniciación y precipitación de la dolomía se reducía al incrementarse la tem-peratura, mientras que la cantidad de cristales

aumentaba al incrementarse el tiempo de incuba-ción. Aquí, la actividad metabólica bacteriana implica la producción de amoníaco [NH3], que crea un microambiente alcalino alrededor de las células de las bacterias. Las bacterias también producen CO2, que se disuelve y transforma en HCO–

3 o bien en CO–2

3 con un valor de pH más elevado. En pre-sencia de Ca2+ y Mg2+, el medio de cultivo se super-satura respecto de la dolomía. Estos cambios fisicoquímicos inciden en el ambiente geoquímico

33. Allan and Wiggins, referencia 19. 34. Warren, referencia 2.35. Warren, referencia 2.36. Allan and Wiggins, referencia 19.37. Allan and Wiggins, referencia 19.38. Hurley NF y Budros R: “Albion-Scipio and Stoney Point

Fields, U.S.A., Michigan Basin,” en Beaumont EA y Foster NH (eds): Stratigraphic Traps I. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, AAPG Treatise of Petroleum Geology, Atlas of Oil and Gas Fields (1990): 1–37).

39. Land LS: “Failure to Precipitate Dolomite at 25°C from Dilute Solution Despite 1000-Fold Oversaturation After 32 Years,” Aquatic Geochemistry 4, nos. 3–4 (Septiembre de 1998): 361–368.

40. Vasconcelos C y McKenzie JA: “Microbial Mediation of Modern Dolomite Precipitation and Diagenesis Under Anoxic Conditions (Lagoa Vermelha, Río de Janeiro, Brasil),” Journal of Sedimentary Research 67, no. 3 (Mayo de 1997): 378–390.

41. Sánchez-Román M, Vasconcelos C, Schmid T, Dittrich M, McKenzie JA, Zenobi R y Rivadeneyra MA: “Aerobic Microbial Dolomite at the Nanometer Scale: Implications for the Geologic Record,” Geology 36, no. 11 (Noviembre de 2008): 879–882.

> Fotomicrografía de células microbianas baciliformes que habitan en la superficie de una muestra de basalto, tomada con un microscopio de barrido electrónico. Estos microbios precipitaron dolomía después de tres meses en agua subterránea anaeróbica. Las diferencias producidas en la incrustación de los cristales pueden deberse al tiempo de residencia de los microbios en la superficie del basalto o simplemente reflejar diferencias en la actividad metabólica. Cada célula posee una longitud de aproximadamente 1 μm. (Tomado de Roberts et al, referencia 43.)


0.5 µm

42 Oilfield Review

y favorecen la precipitación de la dolomía. Otros experimentos relacionados están ayudando a los investigadores a desarrollar paleotermómetros de isótopos de oxígeno para evaluar las condiciones de formación de la dolomía antigua.42

Estos análisis demostraron que los procesos de mediación microbiana de la producción de dolo-mía pueden lograrse bajo condiciones anóxicas de baja temperatura, y en un tiempo relativamente corto. Por consiguiente, cuando la dolomía se aso-cia con sedimentos ricos en carbono orgánico, deberían investigarse las influencias biológicas.

En el año 2004, se reportó un tipo diferente de biomineralización cuando se descubrió que los metanogenes, en lugar de los organismos sulfato reductores, gobernaban la nucleación y la preci-pitación de la dolomía. En lugar de examinar una laguna hipersalina, los investigadores del agua subterránea efectuaron una evaluación a largo plazo de un acuífero de agua dulce contaminado con petróleo en Minnesota, EUA. Allí, descubrie-ron la presencia de dolomía en las células de los microbios metanogénicos que colonizaban una capa basáltica del subsuelo en un ambiente alta-mente reductor.43

En este ambiente, la formación de dolomía es vista como parte de un proceso de dos pasos en el que los microorganismos primero meteorizan el basalto e incidentalmente liberan Mg, Ca y Fe. El consumo microbiano de CO2 conduce luego a la nucleación de cristales de dolomía en las paredes de sus células.

Las observaciones de campo indicaron la pre-cipitación de la dolomía de baja temperatura como consecuencia de la acción microbiana des-pués de tres meses. Los experimentos subsi-guientes fueron llevados a cabo en un ambiente de laboratorio controlado en el que se incubaron bacterias metanogénicas en una cámara anaeró-bica a 25ºC durante ocho meses. Una vez más, los cristales de dolomía se nuclearon en las células de los microbios que colonizaban las superficies basálticas. Este estudio expande el abanico de ambientes en los que se observa que la precipita-ción de dolomía tiene lugar a baja temperatura, lo cual abre la posibilidad de que nuevos modelos expliquen el origen y la historia diagenética de las dolomías antiguas.

La revisión precedente sobre la formación de la dolomía provee sólo una orientación general y no cubre todo el espectro de ambientes que la sustentan. Muchos investigadores propugnan variaciones y combinaciones de diferentes modos. Por otro lado, una revisión de la literatura exis-tente sobre la dolomía revelaría que la eficiencia de cada modelo es equiparable sencillamente a la del último artículo técnico y que todos los

modelos han sido completamente analizados, cri-ticados y, en ciertos casos, reprobados.

Cada yacimiento de dolomía se forma bajo cir-cunstancias únicas y algunos pueden estar com-puestos por múltiples generaciones de dolomías formadas por diferentes sistemas y mecanismos de flujo. Por consiguiente, todos los yacimientos de dolomía deberían ser investigados y caracteriza-dos caso por caso.

Evaluación de yacimientosLa evaluación de los yacimientos de dolomía nunca es directa. Los sistemas de poros heterogé-neos existentes en las rocas dolomíticas pueden frustrar fácilmente los esfuerzos de evaluación petrofísica y hasta la cuantificación de la dolomía puede resultar difícil. Los carbonatos precursores de la dolomía, depositados principalmente como resultado de la actividad biológica y compuestos por fragmentos fósiles y granos de rocas variados, tienden a formar rocas con texturas muy comple-jas y una amplia diversidad de formas y tamaños de poros. Estas rocas pueden ser alteradas posterior-mente por múltiples procesos físicos, biológicos y químicos, cada uno de los cuales opera en diferen-tes escalas. Una vez convertida, la dolomía puede someterse más tarde a múltiples etapas de disolu-ción, precipitación y recristalización.

La evaluación de los yacimientos de dolomía debe dar cuenta de la heterogeneidad de la litolo-gía, los poros, granos y texturas de las rocas. El proceso de análisis de la petrofísica y la producti-vidad Carbonate Advisor fue desarrollado para ayudar a los geocientíficos a evaluar estos yaci-mientos complejos. El sistema Carbonate Advisor relaciona los datos obtenidos de registros con la

producibilidad, utilizando registros sensibles a la textura y técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo para caracterizar la geometría de los poros.44 La metodología de interpretación implica una secuencia integrada para determinar la litología, la porosidad, el tipo de poro, la per-meabilidad, la permeabilidad relativa y la satura-ción (arriba).

La litología y la porosidad se obtienen mediante la combinación de mediciones de diversas herra-mientas, cada una de las cuales posee sensibili-dad con respecto a diferentes factores, incluidos la matriz de la roca, las propiedades de los fluidos y la porosidad. Los datos de espectroscopía de captura de neutrones y del factor fotoeléctrico (PEF) se utilizan para cuantificar la mineralogía de las rocas. Las mediciones de densidad volumé-trica y porosidad neutrónica son sensibles tanto a la litología como a los fluidos contenidos en sus espacios de poros. La porosidad derivada por resonancia magnética nuclear (RMN) y el volu-men de fluido ligado son sensibles al tipo de fluido y a la geometría del espacio de poros, pero menos sensibles a la matriz de roca. La per-meabilidad relativa, que se relaciona con el flujo efectivo de petróleo o gas y agua, afecta las medi-ciones de resistividad somera más que las medi-ciones de resistividad profunda. Todas estas mediciones se integran con otras para conformar una solución simultánea.

La porosidad, en particular, constituye un ele-mento fundamental de cualquier evaluación de yacimientos. No obstante, el cálculo de los valo-res de porosidad en los carbonatos que incluyen a la calcita y la dolomía, puede constituir un pro-ceso un tanto complicado. Las mediciones de

> Flujo de trabajo del sistema Carbonate Advisor. El primer paso incorpora los resultados de las herramientas que proveen información sobre la litología y la porosidad: espectroscopía, densidad, neutrón termal, neutrón epitermal, factor fotoeléctrico, RMN y rayos gamma. Los datos son examinados por los petrofísicos y sirven como datos de entrada para el paso siguiente, el cual consiste en la evaluación del sistema de poros y la permeabilidad utilizando la distribución de T2 de los datos RMN o los registros de imágenes. Luego se obtienen la permeabilidad relativa y la saturación en base a las mediciones de resistividad derivadas del registro de inducción de arreglo y de herramientas de lateroperfil de arreglo. Además, se pueden agregar al análisis datos de núcleos, tales como densidad de granos, porosidad y permeabilidad.

Resistividad delateroperfilResistividad

derivada de losregistros

de inducción

EspectroscopíaDensidad

Neutrón termalNeutrón epitermalFactor fotoeléctrico

RMNRayos gamma

Distribución deT2 por RMNRegistro deimágenes

Densidad de granosPorosidad

Permeabilidad


Total porosity, vol %

105

104

103

102

101

r=0.99

r=0.99100

10-1

Perm

eabi

lity,

md

105

104

103

102

101

100

10-1

0 5 10 15 20 25 30

Perm

eabi

lity,

md

r=0.99

A

Planar-s dolomitePlanar-e dolomite

B

Nonplanar dolomite

Litologíay porosidad

Datos denúcleos

Sistemas de porosy permeabilidad

Permeabilidadrelativa y saturación


> Geometrías de los poros. La porosidad total (extremo superior) puede dividirse en diferentes tipos de poros en base a los datos RMN y los datos de registros de imágenes. Los microporos, con diámetros de gargantas de menos de 0.5 μm, usualmente contienen gran parte de agua irreducible y pocos hidrocarburos. Los mesoporos, con diámetros de gargantas que oscilan entre 0.5 y 5 μm, pueden contener cantidades significativas de pe-tróleo o gas en los poros situados por encima del nivel de agua libre (FWL). Los macroporos, con gargantas que miden más de 5 μm de diámetro, son responsables de los prolíficos regímenes de producción existentes en mu-chos yacimientos carbonatados pero a menudo constituyen trayectos para la irrupción prematura de agua, dejando atrás volúmenes considerables de petróleo y gas en los mesoporos situados por encima del nivel FWL. Los tres tipos diferentes de poros pueden dividirse a su vez en ocho clases de sistemas de poros (extremo inferior).


Porosidad total

Micro-porosidad

Todos los poros < 50-100 µm poseen el mismo T2

100% demesoporosidad

100% demicroporosidad

100% demesoporosidad

Ciega a los poros máspequeños que los botones de la herramienta

Respuesta en base aregistros de imágenes Porosidad vugular Porosidad

no vugular

Respuesta RMN

φ para ladistribución

< valor límitecorto deT2

φ para ladistribución

> valor límitelargo de T2

Meso-porosidad

Macro-porosidad

~ 5 µm~ 0.5 µm

Macroporoso

Micro-macro

Macro-micro

Macro-meso

Micro-poroso

Micro-meso

Meso-micro

Meso-poroso

42. Vasconcelos C, McKenzie JA, Warthmann R y Bernasconi SM: “Calibration of the δ18O Paleothermometer for Dolomite Precipitated in Microbial Cultures and Natural Environments,” Geology 33, no. 4 (Abril de 2005): 317–320.

43. Roberts JA, Bennett PC, González LA, Macpherson GL y Milliken KL: “Microbial Precipitation of Dolomite in Methanogenic Groundwater,” Geology 32, no. 4 (Abril de 2004): 277–280.

44. Ramamoorthy R, Boyd A, Neville TJ, Seleznev N, Sun H, Flaum C y Ma J: “A New Workflow for Petrophysical and Textural Evaluation of Carbonate Reservoirs,” Actas del 49o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Edimburgo, Escocia, 25 al 28 de mayo de 2008, artículo B.

45. El registro PEF se obtiene como parte de la medición de la densidad. La medición PEF carece de unidad pero como es proporcional a la sección transversal fotoeléctrica por electrón, a veces se expresa en barnios/electrón.

porosidad neutrónica deben corregirse por la matriz de la roca. Si la matriz contiene sólo dolo-mía o sólo calcita, la transformación de la porosi-dad es relativamente simple. Pero si la roca contiene una combinación de ambos minerales, es necesario determinar las proporciones correc-tas de cada uno para calcular con precisión los valores de porosidad.

La complejidad de la matriz también afecta el cómputo de la porosidad derivada del registro de densidad, porque la ecuación utilizada para con-vertir la porosidad en base a las mediciones de la densidad volumétrica requiere la densidad de la matriz como dato de entrada. Si la roca es una combinación de dolomía y calcita, los cálculos de la porosidad serán incorrectos a menos que se obtenga un valor preciso de la densidad de la matriz. Por consiguiente, el hecho de subestimar o ignorar la presencia de dolomía puede tradu-cirse en valores bajos de porosidad computada que enmascaran la presencia de zonas potencial-mente productivas.

En ciertos casos, la calcita y la dolomía pue-den ser distinguidas fácilmente utilizando los datos PEF de una herramienta de Lito Densidad (Litho-Density).45 El valor de la matriz según los datos PEF para la arenisca pura es 1.81; para la dolomía, 3.14 y para la caliza, 5.08. A partir de la medición del PEF, el porcentaje de dolomía puede calcularse directamente si la matriz contiene sólo dos minerales; lamentablemente, las rocas a menudo contienen una mezcla de minerales. A esta complejidad se suma el hecho de que aún las concentraciones pequeñas de minerales relativa-mente comunes, tales como la siderita (con un PEF de 14.7), la pirita (con su PEF de 16.97) o la anhidrita (con un PEF de 5.03), distorsionan los valores de PEF medidos y desvían el valor hacia la calcita. En este caso, existen demasiadas incógni-tas para determinar el tipo de matriz y su porosi-dad a partir de registros estándar.

Un problema adicional que plantea el uso del factor PEF para la determinación de la litología es el efecto de la barita, que comúnmente se agrega como espesante a los sistemas de lodo de perforación. La barita, con su PEF de 266.82, per-turba otras mediciones del factor PEF en estos sistemas de lodo.

La herramienta de espectroscopía de captura elemental ECS puede ayudar a salvar algunas de las deficiencias del proceso de interpretación. La espectroscopía de captura de neutrones mide las proporciones elementales de los minerales que se encuentran en la formación. Los avances recien-tes registrados en materia de espectroscopía de captura elemental condujeron a un mejoramiento de las mediciones de los porcentajes de magnesio

para ayudar a los petrofísicos a cuantificar el volu-men de dolomía y de otros minerales contenidos en las rocas yacimiento. Las mediciones ECS pro-veen además los porcentajes de calcio y azufre que son cruciales para la determinación de la lito-logía carbonatada. Por oro lado, los datos de espectroscopía ECS proporcionan los porcentajes relativos de elementos tales como el hierro, el silicio, el bario, el hidrógeno y el cloro. En conse-cuencia, los datos ECS reducen la incertidumbre asociada con las mediciones de porosidad obteni-das de registros estándar.

La geometría de los poros adquiere especial protagonismo a la hora de evaluar la calidad del yacimiento y las propiedades del flujo de fluidos. Para el sistema Carbonate Advisor, los poros se dividen en diferentes tipos según el tamaño de las gargantas. La división se basa en las distribu-ciones de los tiempos de relajación transversal (T2) del registro de RMN aumentadas por las imá-genes de la pared del pozo. Si bien el método de RMN es sensible a la distribución del tamaño de

los cuerpos de poros, el sistema Carbonate Advisor calibra los resultados para que aparezcan como una distribución del tamaño de las gargan-tas de poros. A las distribuciones de T2 se aplican dos valores límites que relacionan el tiempo de relajación con la distribución del tamaño de los poros (arriba).

44 Oilfield Review

> Evaluación de un yacimiento carbonatado complejo. En el Carril 1, se observa una fuerte correlación entre la medición del peso seco relativo de Mg obtenido con la herramienta ECS (curva verde) y las mediciones de la densidad de granos obtenidas mediante el análisis de núcleos (puntos rojos). Para el cómputo de la porosidad y la saturación de agua, se utilizan los datos de resistividad derivados del registro de inducción de arreglo (Carril 2) y los datos de los registros convencionales de densidad (curva rosa), neutrón (curva azul) y sónico (curva verde) del Carril 3. El Carril 4 muestra la litología, la porosidad y los volúmenes de fluidos resultantes, computados con el sistema Carbonate Advisor. En el Carril 5 se observa un buen ajuste entre los datos de núcleos (rojo) y la densidad computada de granos (curva azul) y la porosidad computada (curva negra). La medición de la distribución de T2 con la herramienta de resonancia magnética combinable CMR (Carril 6) se utiliza para la división de la porosidad, la clasificación del sistema de poros y los cómputos de la permeabilidad. Si el resultado de la división de la porosidad (Carril 7) se compara con la litología computada (Carril 4), el contenido de dolomía muestra una correlación estrecha con la mesoporosidad (sombreado verde) y la macroporosidad (sombreado rojo). Esta formación exhibe una correspondencia general entre los incrementos del contenido de dolomía y el tamaño de poros. La porosidad se relaciona además con la permeabilidad (Carril 8). Los valores de permeabilidad elevados, en general, corresponden a zonas de macroporosidad (sombreado rojo). La permeabilidad computada puede ser comparada con los datos de núcleos y los datos obtenidos con el probador modular de la dinámica de la formación MDT (Carril 9). El sistema Carbonate Advisor estimó que la permeabilidad (curva negra) se ajusta a la permeabilidad derivada de los núcleos (cuadrados rojos) y es confirmada por la lectura de movilidad del probador MDT (puntos azules).


ohm.m0.2 2000

Resistividad 20 pulgadas

ohm.m0.2 2000


ohm.m0.2 2000


ohm.m0.2 2000


ohm.m0.2 2000


µs/pies109 29

∆T T compresional

%0.45 - 0.15

Porosidad-neutrón

%0.5 0

Porosidad derivada de los núcleos

mD0.1 10,000

Permeabilidad del núcleo

mD/cP0.1 10,000

Movilidad MDT

mDmD 0.1 10,0000.1 10,000

Carbonate AdvisorPermeabilidad estimada

%0.5 0

Porosidad computada

g/cm32.5 3.5

Densidad de granos derivadade los núcleos

g/cm32.5 3.5

Densidad de granos computada

0.015

–0.015

0.5 pies3/pies3 0

0.5 pies3/pies3 0

Distribución de T2

Microporosidad

Carbonate AdvisorPorosidad total

Carbonate AdvisorPermeabilidad

%100 0

Volúmenes ELAN

g/cm31.95 2.95

Densidad

Densidad de granos de dolomía

lbf/lbf

Peso seco relativo, Mg

Densidad de granos de núcleos Prof.,pies

X,050

X,100

X,150

X,200

X,250

2.7 3

g/cm3

g/cm3

g/cm3

2.7 3

0 0.25

Densidad de granos de caliza

2.7 3

Agua desplazada

Hidrocarburo desplazado

Dolomía

Calcita

Caolinita

Clorita

Hilita

Pirita

Macroporosidad

Mesoporosidad

Macroporosidad

Mesoporosidad

Micro-macro

Micro-meso

Meso-micro

Microporosidad

Macro-micro

Macro-meso

Anhidrita

Petróleo

Agua


El valor límite corto define la fracción de microporosidad y el valor límite largo la fracción de macroporosidad, mientras que la fracción de mesoporosidad cae entre ambas fracciones. La componente macroporosidad también es deter-minada a partir de las imágenes de la pared del pozo mediante la conversión de la imagen de resistividad en una imagen de porosidad y la extracción de la fracción de poros grandes pre-sentes. En base a las tres divisiones de la porosi-dad, se identifican ocho clases petrofísicas de sistemas de poros. La permeabilidad de la matriz también se estima utilizando transformaciones optimizadas para cada clase de poro. Las estima-ciones de la permeabilidad pueden ser validadas o calibradas utilizando los datos obtenidos con las herramientas de pruebas de formación o las mediciones de núcleos.

Las soluciones simultáneas de saturación y permeabilidad relativa se obtienen a través del modelado directo. El modelo completo da cuenta de las variaciones radiales producidas en la resis-tividad por la distribución de los fluidos de perfo-ración que invadieron la formación, lo cual incide

en la respuesta de la herramienta de resistividad. Para el análisis, pueden utilizarse tanto las medi-ciones provistas por herramientas de inducción de arreglo como por herramientas de lateroperfil de arreglo. Con sus múltiples profundidades de investigación, las herramientas de resistividad pueden caracterizar con precisión el frente de invasión, el cual se invierte para determinar las curvas de permeabilidad relativa por imbibición. El frente de saturación y el frente de salinidad se resuelven simultáneamente para determinar el flujo fraccional, la permeabilidad relativa versus la saturación y la resistividad verdadera de la formación.

El sistema Carbonate Advisor fue puesto a prueba recientemente en un yacimiento del norte de Kuwait. La evaluación de los yacimientos de esta área puede verse complicada por los fluidos de perforación espesados con barita, utilizados para incrementar la seguridad de las operaciones de perforación en campos conocidos por las altas concentraciones de ácido sulfhídrico y las altas presiones de yacimiento.46 Los geocientíficos de la compañía operadora Kuwait Oil Company (KOC)

observaron que, en este campo, las zonas de poro-sidad y permeabilidad mejoradas se asociaban con el fenómeno de dolomitización. Por lo tanto, la cuantificación del contenido de dolomía era importante para la clasificación de la calidad del yacimiento.

No obstante, la estimación del contenido de dolomía a partir de las mediciones convenciona-les puede verse entorpecida por una diversidad de factores, tales como los efectos del lodo con barita, la complejidad de las litologías y la sensi-bilidad de las mediciones derivadas de registros con respecto a la dolomía, además de las diferen-cias existentes en la resolución vertical y la pro-fundidad de investigación de cada herramienta. Con el fin de superar estos desafíos en materia de evaluación de formaciones, se utilizó una herra-mienta ECS para obtener los porcentajes relativos elementales para el cómputo de la mineralogía. El magnesio medido con esta herramienta fue un elemento clave para la cuantificación de la dolo-mía en este yacimiento complejo. También se corrió la herramienta de resonancia magnética combinable CMR para obtener información sobre la geometría de los poros. El sistema Carbonate Advisor proporcionó resultados de evaluación de formaciones que concuerdan estrechamente con los datos de núcleos (página anterior).

El análisis de núcleos confirmó la relación existente entre el contenido de dolomía y la cali-dad prospectiva en este campo del norte de Kuwait. La gráfica de interrelación 3D muestra una tendencia general de incremento del conte-nido de dolomía con los incrementos producidos en la porosidad y la permeabilidad (izquierda).

Expansión del alcanceA pesar de los esfuerzos para determinar los mar-cos ambientales, los modos de origen y las condi-ciones que inciden en la calidad de las dolomías, la exploración y producción de estas formaciones están atiborradas de incertidumbres. Los refina-mientos de los enfoques claramente diferentes están ayudando a las compañías de E&P a reducir algunas de estas incógnitas.

> Efecto de la dolomitización sobre la calidad del yacimiento. Los datos pro-venientes del análisis de núcleos de un campo situado en Kuwait se utilizaron para representar gráficamente el volumen de dolomía, la porosidad y la per-meabilidad derivadas de los núcleos. Estos datos indicaron fuertes correla-ciones entre el incremento de los volúmenes de dolomía y los incrementos producidos en la porosidad y la permeabilidad. La dispersión, en esta gráfica de interrelación 3D, refleja la naturaleza heterogénea del sistema de poros dentro de la roca dolomítica.


Poro

sida

d de

rivad

a de

los

núcl

eos,

%

Permeabilidad deriva

da

de los núcleos, mD

Volumen de dolomía

Porosidad derivada de los núcleos, %

Permeabilidad derivada

de los núcleos, mD Volumen de dolomía

0.300 0.270

0.240 0.210

0.180 0.150

0.120 0.090

0.060 0.030 0.000

1,000 100 10

1

0.1 0.01

0.01

0.1

1

10

100

1,000

0.300

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.270

0.240

0.210

0.180

0.150

0.120

0.090

0.060

0.030

0.000 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

46. Kho D, Al-Awadi M y Acharya M: “Application of Magnesium Yield Measurement from Elemental Capture Spectroscopy Tool in Formation Evaluation of Northern Kuwait Fields,” presentado en el 50o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, The Woodlands, Texas, 21 al 24 de junio de 2009.

46 Oilfield Review

Como se analizó previamente, las evaluaciones petrofísicas de los yacimientos de dolomía requie-ren un detalle de la mineralogía y las propiedades de la matriz para corregir los cálculos de la densi-dad y de la porosidad neutrónica. Estos datos de entrada dependen, en parte, de la capacidad para diferenciar la calcita de la dolomía. El primer paso para la obtención de estos datos de entrada consiste en la selección de las herramientas de adquisición de registros utilizadas para investi-gar el yacimiento; las herramientas estándar de espectroscopía de captura no son sensibles a las proporciones de Mg y Ca presentes en una for-mación. Si bien las mediciones del factor fotoeléctrico pueden utilizarse con este fin, su naturaleza somera las hace sensibles a las condi-

> Rellenado de huecos. Imágenes de un intervalo fracturado y estratificado, obtenidas con una sola pasada (izquierda) de un generador de imágenes de la pared del pozo de tipo patín. Se removieron los datos provenientes de un patín para destacar el área medida normalmente por cada patín (línea verde de puntos, izquierda). Los huecos existentes entre los patines fueron rellenados en la imagen de cobertura total utilizando la técnica de modelado geoestadís-tico que se basa en patrones MPS (centro). Los parches conductivos oscuros se indican mediante curvas de contornos verdes (derecha). Estas curvas de contorno identifican trayectos complejos del flujo de fluido 3D en carbona-tos heterogéneos.


X00

Prof.,pies

X02

X04

X06

X08

ciones de pozo, los lodos con barita y la invasión de los fluidos de perforación.

No obstante, las mediciones ECS obtenidas con el servicio LWD multifunción EcoScope, son sensibles a la proporción de Mg presente en una formación. Esta capacidad es clave para la deter-minación del contenido de calcita y dolomía existente en una formación carbonatada. Este dis-positivo LWD permite obtener una amplia gama de mediciones. Diseñada en torno a un generador de neutrones pulsados, la herramienta EcoScope mide la resistividad, la porosidad neutrónica, los rayos gamma azimutales, la densidad, la densi-dad-neutrón-rayos gamma y el parámetro sigma de la formación, además de la espectroscopía de captura elemental.

Otro enfoque, basado en las imágenes de la pared del pozo y en barridos por tomografía com-putada (TC), está ayudando a las compañías de E&P a predecir mejor las fracturas y las tenden-cias de alta permeabilidad presentes en forma-ciones altamente heterogéneas. Con la ayuda de sofisticados algoritmos de simulación condicio-nal, este enfoque permite analizar las imágenes de la pared del pozo para determinar dónde se encuentran los poros y los parches conductivos en relación con la matriz de la roca.47 Los huecos existentes en la imagen de la pared del pozo—un rasgo inherente de la cobertura con patín pro-vista por las herramientas de generación de imá-genes—se rellenan utilizando un proceso de simulación condicional estadística multipunto (MPS) para crear una imagen de cobertura total del pozo (izquierda). La simulación condicional multipunto incorpora barridos por TC del núcleo real, de escala micrónica, con el fin de crear muestras de roca digitales que sirven para entre-nar el programa MPS.48 Este enfoque basado en patrones, contempla todos los datos obtenidos con el dispositivo de tipo patín; además, traslada los patrones de la medición obtenida con el patín a los huecos de las imágenes, creando un pseudo-núcleo 3D.49 La nueva imagen de cobertura total puede dividirse luego en diferentes facies petrofí-sicas que se utilizan para estimar la porosidad y la permeabilidad.

Por ejemplo, puede utilizarse para evaluar la presencia de cavidades (vacuolas)—poros irregu-lares y grandes visibles a simple vista—existentes comúnmente en las rocas carbonatadas. Las zonas de porosidad y permeabilidad mejoradas se sitúan en las proximidades de las cavidades, como lo confirman las secciones delgadas, las imágenes SEM y las mediciones de minipermeabilidad. En

47. Para obtener más información sobre la evaluación de núcleos utilizando la técnica de tomografía computada con rayos X, consulte: Kayser A, Knackstedt M y Ziauddin M: “Una observación más detallada de la geometría de los poros,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de 2006): 4–15.

48. Zhang T, Hurley NF y Zhao W: “Numerical Modeling of Heterogeneous Carbonates and Multi-Scale Dynamics,” artículo JJJ, presentado en el 50o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, The Woodlands, Texas, 21 al 24 de junio de 2009.

49. Hurley NF y Zhang T: “Method to Generate Fullbore Images Using Borehole Images and Multi-Point Statistics,” artículo SPE 120671, presentado en la Exhibición y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 15 al 18 de marzo de 2009.


> Simulación de flujo. Estos resultados fueron producidos después de inyectar 0.72 volúmenes porosos de agua mediante un pseudo-núcleo numérico en una dolomía humedecida con petróleo. La saturación volumétrica del petróleo remanente es del 58%; el corte de agua es del 77%. El agua es inyectada a través del pseudo-núcleo desde afuera hacia dentro. Los colores representan las saturaciones de petróleo. La heterogeneidad se manifiesta en la irrupción no uniforme de agua (B) mostrada en ciertas partes del pseudo-núcleo de flujo, mientras que en otras áreas el frente de inundación (F) apenas se ha desplazado hacia el interior de la roca.

MattV_ORAUT09_Fig_17Reduce image 75% after placeing

Mike- place 20-40-60-80-100% along the top.

F

0.17 Saturación de petróleo 0.86

B

Diám

etro, 2

2 cm [8.5 pulgadas]

Diámetro, 10 cm [4 pulgadas]

0.3

m [1

pie

]

las proximidades de las cavidades grandes, se observan comúnmente aglomeraciones de cavi-dades pequeñas. En los registros de imágenes de la pared del pozo, las cavidades pequeñas que escapan a la resolución de los patines de genera-ción de imágenes aparecen como regiones oscu-ras de alta conductividad, más que como poros discretos.

Las imágenes de cobertura total permiten trazar curvas de contorno cerradas alrededor de las regiones resistivas o no resistivas de la ima-gen. Dichas regiones proveen mediciones impor-tantes de la heterogeneidad del yacimiento y son, en general, mucho más grandes que los tapones de núcleos o los modelos digitales generados a partir de los barridos por TC de las rocas. Por consiguiente, las imágenes de la pared del pozo son cruciales para la identificación de las hetero-geneidades del modelo de flujo, cuya escala oscila entre algunos centímetros y algunos metros. A través de la definición de regiones de alta o baja resistividad, la técnica de generación de imáge-nes puede ayudar a determinar si las cavidades forman una red conectada y, por consiguiente, permeable.

Las curvas de presión capilar y permeabilidad relativa pueden ser asignadas a diferentes facies petrofísicas; esto, sobre la base del análisis de núcleos especiales realizado en el laboratorio y de las pruebas de presión capilar por inyección de mercurio efectuadas sobre muestras de núcleos de rocas yacimiento. Las simulaciones numéricas que utilizan estos resultados constituyen la clave para la cuantificación del impacto de la heterogeneidad de la roca carbonatada sobre el flujo de fluido durante los procesos de producción primaria, inyección de agua o inyección de gas. Dichas simu-laciones se llevan a cabo sobre los pseudo-núcleos numéricos construidos previamente para estimar parámetros efectivos importantes tales como el corte de agua, el factor de recuperación de petró-leo y la eficiencia de la recuperación a escala del pseudo-núcleo o de registros de pozos (arriba, a la derecha).

Los barridos por TC y las observaciones a nivel de microescala pueden ayudar a los geo-científicos a pronosticar las características de los atributos a nivel de macroescala. El tamaño, la forma y la altura del pseudo-núcleo numérico

quedan limitados solamente por la capacidad de memoria computacional disponible. Esto permite que los investigadores ejecuten experimentos numéricos rápidos sobre muestras grandes que no podrían reproducirse en un laboratorio, dado cualquier plazo de tiempo o monto de dinero.

Si bien las técnicas de evaluación de forma-ciones permiten diferenciar fácilmente las are-niscas de los carbonatos, la capacidad para

identificar y cuantificar la dolomía en las rocas yacimiento plantea un claro desafío. Aunque las mediciones basadas en el laboratorio quizás no aborden las controversias existentes en torno a la formación de la dolomía, pueden caracterizar el pozo con precisión a fin de proporcionar conoci-mientos valiosos que ayudarán a las compañías de E&P a desarrollar estos yacimientos notoria-mente heterogéneos. —MV

48 Oilfield Review

Sistemas ricos en características y abiertos por diseño

La provisión de sistemas estables en el momento previsto exige la adhesión estricta

a un plan de desarrollo. Los equipos a cargo del desarrollo de software determinan

un número finito de rasgos para sus productos en base a los requerimientos de los

clientes; inevitablemente, algunas mejoras no se incluyen. La apertura del desarrollo

de software a programadores externos introduce otras posibilidades para la creación

de características adicionales que no inciden en el tiempo de producción ni en la

calidad del producto primario.

Richard BennettBenjamin CornelisseRobert MerkleShell International Explorationand Production B.V.Rijswijk, Países Bajos

Jan Egil FivelstadPaul HovdenakBlueback Reservoir ASStavanger, Noruega

Trygve RandenStavanger, Noruega

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Otoño de 2009: 21, no. 3.Copyright © 2009 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Najib Abusalbi, Marcus Ganz, Susan Lundgren, Andrew Muddimer, Jeff Rubenstein y Eric Schoen, Houston; y a David McCormick, Cambridge, Massachusetts, EUA.Ocean y Petrel son marcas de Schlumberger.BRIDGE EM es una marca de Blueback Reservoir. .NET, Visual C# y Windows son marcas de Microsoft Inc. Rock3D y Rock3D Synthetics son marcas de Shell.

En un mundo ideal, un software debería contener solamente las características que requiere un usuario, consumir únicamente los recursos nece-sarios para la tarea en cuestión y poseer una interfaz enfocada ergonómicamente en esas ca-racterísticas. En la realidad, esto sólo ocurre rara-mente y las características se desarrollan para satisfacer las necesidades de un público diverso. En consecuencia, los programas pueden ser en extremo complejos para ciertas personas y care-cer de componentes clave para otras; sin embargo, existe una solución cuya popularidad está aumen-tando tanto para quienes desarrollan software como para los usuarios.

Los responsables del desarrollo pueden crear una interfaz de programación de aplicaciones (API) que provea acceso al estado y las funciones de un software o de un sistema operativo.1 Y pue-den optar por crear una interfaz API para descubrir elementos específicos o todo el software con el fin de habilitar a los usuarios ó a otros desarrolla-dores para que extiendan sus capacidades con nuevas características. Esto beneficia a los desarro-lladores de software independientes por muchas razones; pueden agregar las características que elijan y hacerlo conforme a su propio cronograma, trabajando en forma independiente del desarro-llador original.2

Tradicionalmente, para el agregado de nuevas capacidades a un software, se ha requerido la modificación del código fuente de ese programa.3

El cambio del código fuente plantea dos obstácu-los principales. En primer lugar, el desarrollador

de software original pierde la capacidad para con-trolar los cambios efectuados en el software prima-rio. En segundo término, la propiedad intelectual (IP) registrada, asociada con el software primario, se encuentra disponible para todos aquéllos que tengan acceso al código fuente. Cuando trabajan con una interfaz API, los responsables del desarro-llo de software crean nuevas capacidades utili-zando un lenguaje de programación de alto nivel.4 Los algoritmos creados por un desarrollador inde-pendiente interactúan con los datos y los utilitarios del programa primario a través de la interfaz API.

Un software creado inicialmente por un desa-rrollador y extendido posteriormente por un pro-gramador independiente puede compararse con el conjunto de funciones de una calculadora. Un de-sarrollador crea un programa simple que abarca los procedimientos de suma, resta, multiplicación y división. Estas funciones matemáticas se com-plementan con las funciones trigonométricas seno, coseno y tangente, agregadas posteriormente por un programador independiente. Si el desarrolla-dor original proporciona acceso a los elementos necesarios del software de la calculadora a través de una interfaz API abierta, las nuevas funciones pueden ser conectadas en la calculadora simple sin modificar el código fuente.5

Una de las ventajas de poder efectuar agre-gados al software sin cambiar su configuración original es que las características extra, tales como las funciones trigonométricas del ejemplo, no son esenciales y por lo tanto pueden ser acti-vadas y desactivadas. Los usuarios que requieren

1. Para obtener más información, consulte: Application Programming Interface, Free On-Line Dictionary of Computing (Interfaz de Programación de Aplicaciones, Diccionario de Computación Gratuito en línea) http://foldoc.org/Application+Program+Interface (Se accedió el 22 de septiembre de 2009).

2. Un desarrollador original es el propietario del software. Un desarrollador independiente, en este caso, agrega nuevas características al software o utiliza los componentes del software para crear otro programa. Habitualmente, se suscribe un acuerdo de licencia entre el propietario del software y el desarrollador independiente; sin embargo, puede tratarse de una licencia libre según los términos escritos del acuerdo.

3. Los desarrolladores de software redactan algunas líneas de texto que se conocen como código fuente. Estas instrucciones, una vez convertidas en un código de máquina, son cumplidas por la unidad de procesamiento de una computadora.

4. Un lenguaje de programación de alto nivel posee un nivel de abstracción superior al de un lenguaje ensamblador, el cual es en sí una representación simbólica del lenguaje de máquina de una CPU específica. Habitualmente, los lenguajes de nivel más elevado comprenden expresiones de la lengua hablada, usualmente en inglés, tales como for, loop o return (para, enlace o retorno).

5. El término conector (plug-in) es un vocablo de computación común que describe un software pequeño creado para proporcionar funcionalidad adicional a un software más grande. Este término simboliza el agregado de módulos a un programa central. Por lo general, estos módulos no pueden operar sin el software central instalado.


una calculadora simple pueden hacer uso de una interfaz refinada con menos comandos y menos conceptos que comprender. En el caso de necesi-tarlas, se puede acceder a las características adi-cionales de diversas maneras; entre otras, desde la barra de menú.

El concepto de software desarrollado de manera dual va aún más allá. Por ejemplo, una aplicación con una base de usuarios grande tal como un navegador de la Red (Web) puede com-binarse con una extensibilidad API para crear un ecosistema de software compuesto por el desarro-llador original y una comunidad de desarrolladores independientes que trabajan para extender el software central. Los componentes del ecosistema proveen más valor funcional combinados que por separado, proporcionado un beneficio mutuo para el desarrollador original, los desarrolladores independientes y los usuarios.

En la industria del petróleo y el gas, muchos paquetes de software complejos abordan los desa-fíos multifacéticos de la recuperación de hidro-carburos. Por ejemplo el software Petrel, que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos, contiene herramientas para muchos elementos de los flujos de trabajo de geología y geofísica (G&G). Con cada nueva versión, el equipo de desarrollo agrega características para satisfacer las demandas téc-nicas de la industria y asegurar la eficiencia, la confiabilidad y la facilidad de uso del software. Los gerentes de proyectos se encuentran ante una decisión difícil a la hora de determinar cuáles de los numerosos rasgos propuestos serán desarro-llados y cuáles no.

Para proveer a los usuarios más capacidades en términos de flujos de trabajo de G&G, Schlumberger acaba de crear una interfaz API para abrir el soft-ware Petrel a proveedores de software externos. Esto permite que desarrolladores de software de la compañía de servicios petroleros se concen-tren en la funcionalidad primaria mientras que los desarrolladores independientes proveen los componentes adicionales en forma de programas conectores (plug-ins; programas que expanden las características de los programas principales y les agregan capacidades multimedia). Los nuevos mó-dulos varían en cuanto a su complejidad. Un algo-ritmo simple de ahorro de tiempo que automatice un proceso manual de manipulación de datos, puede crearse en minutos por cualquiera que posea capacidades de programación básicas. No obs-tante, un programa conector que provee capaci-dades más sofisticadas, tales como el modelado electromagnético, requiere un mayor grado de compromiso de parte de un equipo de programado-res y especialistas en campos petroleros.

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La apertura del software beneficia tanto a los desa-rrolladores independientes como a Schlumberger porque desconecta el proceso de desarrollo de los programas conectores del esquema de entregas de Petrel. Por consiguiente, se pueden crear nuevas características y utilizarlas cuando se encuentren disponibles, quedando siempre la IP en poder de sus propietarios. La libertad para expandir este software es suministrada mediante el marco de desarrollo de aplicaciones Ocean.

La arquitectura de trabajo Ocean que se basa en herramientas de programación estándares industriales tales como el esquema de trabajo.NET de Microsoft y el lenguaje Visual C#, provee una interfaz de programación con las operacio-nes internas del software Petrel. Los programa-dores independientes pueden crear sus propios algoritmos para que interactúen con los compo-nentes existentes—tales como el modelado de propiedades o el cálculo volumétrico—y luego

> Ejemplo de flujo de trabajo de G&G basado en vuelcos de pantalla. El proceso se inicia con la importación y la interpretación de la información que incluye datos sísmicos (extremo superior izquierdo) y datos electromagnéticos (extremo inferior izquierdo). Luego, se puede efectuar la inversión sísmica de los datos antes de construir el modelo de yacimiento. Algunos pasos del flujo de trabajo afectan otros pasos; por ejemplo, los datos sísmicos sintéticos (centro) son generados para confirmar la precisión de las propiedades del modelo de yacimiento. Si existe una falta de correspondencia significativa, se puede actualizar el modelo y reiterar el proceso de verificación. Es importante identificar este tipo de problemas en las primeras etapas del flujo de trabajo. La simulación de yacimientos (derecha) es un proceso oneroso y lento; este paso, y muchos otros previos al mismo, deben reiterarse si se cometieron errores en la construcción del modelo de yacimiento. Con la información sobre los pozos planificados (extremo inferior derecho) disponible durante la fase de perforación, ahora es posible reaccionar a los datos LWD en tiempo real (Geonavegación en tiempo real, extremo superior). La comunicación entre los especialistas que trabajan en diferentes dominios sobre un modelo de datos compartido, constituye una forma efectiva de evitar, identificar y corregir errores. Un modelo centralizado de datos y un paquete unificado de software que puedan manejar todos los pasos del flujo de trabajo, ayudan a los especialistas de dominios a resolver dichos problemas. Un sistema compartido conocido, además, mejora la eficiencia del usuario a la hora de resolver cualquier problema.

Procesamiento de datossísmicos antes del apilamiento

Interpretación de datossísmicos después del apilamiento

Inversión sísmica

Geonavegación en tiempo real

Física de las rocas ymodelado sísmico sintético

Modelado de yacimientos

Simulaciónde yacimientos

Planeación de pozos

Interpretación de datoselectromagnéticos

mostrar los resultados de la interacción dentro del entorno del software.

Este artículo describe el concepto de software abierto y cómo está siendo utilizado para mejorar las capacidades de los programas complejos. El primer estudio de caso demuestra el empleo de la arquitectura de trabajo Ocean por parte de un cliente, para desarrollar nuevas capacidades en materia de física de las rocas. El segundo estudio se centra en su utilización por un proveedor de software independiente para crear un módulo de modelado electromagnético. Además, se analiza la adopción de la arquitectura de trabajo Ocean por la comunidad académica.

Opciones de software G&GUn flujo de trabajo típico de geología y geofísica consiste en recolectar datos de diversas fuentes, procesarlos y luego combinar los resultados para su interpretación. Este flujo de trabajo no es uni-direccional o unidimensional; si esto se descubre tardíamente en una de las ramificaciones del flujo de trabajo, es posible necesitar que se vuel-van a examinar procesos pasados o que se modifiquen datos de entrada (arriba).

Desde el principio hasta el fin, la ejecución del trabajo de un proyecto de G&G puede implicar varios meses. Muchos geólogos, geofísicos, ingenie-ros y grupos de interés trabajan en un proyecto para planificar uno o más pozos. El proceso depende mucho del software para el manejo de las operacio-nes intensivas, tales como la ejecución de inversio-


nes a partir de lecturas de pozos para obtener las propiedades de las rocas o el picado de horizontes a través de apilamientos sísmicos. Debido a la natu-raleza compleja de cada operación, una compañía de E&P puede escoger varios paquetes de software para satisfacer todos los requerimientos de los flu-jos de trabajo. Por otro lado, algunas compañías desarrollan sus propios programas o algoritmos para afrontar específicamente los desafíos relacio-nados con las condiciones existentes en un área geográfica en particular.

El empleo de varios sistemas de software dife-rentes para ejecutar un proyecto incrementa el riesgo de migración de datos y/o errores relacio-nados, tales como los que pueden producirse cuando se guardan los resultados de un programa y se importan en el siguiente. Entrenar a los cien-tíficos para que utilicen varios programas diferen-tes tampoco es ideal. Una solución simple consiste en contar con un paquete de programas que maneje todos los elementos del flujo de trabajo de G&G. No obstante, es poco probable que un solo paquete de programas pueda satisfacer las nece-sidades de todos los usuarios; las compañías de E&P tienen sus propios requerimientos específi-cos, basados en sus portafolios de activos.

Una forma de hacer que el empleo de varias aplicaciones sea menos complicado consiste en crear enlaces en tiempo real entre los programas individuales. En este enfoque simbólico, los datos

intermedios se comparten entre los programas, lo cual facilita la identificación de problemas aso-ciados con la migración de datos. Este método reduce, además, el tiempo perdido durante las rutinas de importación y exportación ya que es manejado automáticamente por las aplicaciones. Una extensión de este concepto permite que cada programa controle algunas características en el siguiente. Esto resulta particularmente útil para los algoritmos que no poseen una interfaz gráfica del usuario (GUI). En este caso, un paquete de programas actúa como anfitrión, y su interfaz GUI puede ser utilizada para controlar un algoritmo sin interfaz, lo cual es más fácil para algunos usuarios que la escritura de comandos basados en texto.6 Por otro lado, dichos algoritmos pue-den ser creados más rápidamente sin tener que desarrollar y depurar una interfaz GUI.

Un problema potencial con el enfoque simbió-tico es que el funcionamiento correcto de los enlaces de los programas puede depender de sus versiones finales. La mayoría de los programas cambian cuando se libera una nueva versión; en consecuencia, los enlaces entre las aplicaciones pueden desaparecer por completo o, en el mejor de los casos, volverse problemáticos. Si bien algu-nos programas enlazados son desarrollados por una sola compañía, en el desarrollo de muchos paquetes interviene más de una compañía. Es difícil armonizar los trayectos de desarrollo de

6. Las interfaces basadas en textos requieren que los usuarios memoricen el nombre de cada función o pierdan tiempo buscándolo. Un solo comando incorrectamente digitado puede hacer que un algoritmo entero deje de funcionar o retorne un resultado impreciso. Las interfaces GUI bien desarrolladas eliminan o restringen los errores de sintaxis cometidos por los usuarios; sin embargo, la mayoría de las interfaces GUI carecen de las funciones que impiden que los usuarios cometan errores basados en lógica.

los proyectos de software. Si una actualización planificada se pospone o se modifica, es probable que se vean afectadas las interacciones entre todas las aplicaciones conectadas.

Una respuesta a este inconveniente consiste en crear un lenguaje de interfaz que no cambie con mucha frecuencia y que permita la comuni-cación con un software. Las interfaces de progra-mación de aplicaciones proveen acceso a la funcionalidad de los paquetes de software y ade-más son buenos lenguajes de comunicación. En esencia, pueden equipararse a un traductor: un lenguaje de entrada declarado públicamente es convertido en un lenguaje privado que luego se utiliza en un software. Los elementos públicos de una interfaz API conforman la interfaz de comu-nicación que cambia con poca frecuencia, mien-tras que los elementos privados de una interfaz API pueden modificarse con la frecuencia que sea necesaria. Los elementos privados se modifi-can con frecuencia y se crean elementos nuevos para agregar funcionalidad y mejorar la estabili-dad del software (arriba).

> Funciones de una interfaz API. Un programador independiente que crea un código (izquierda) necesita utilizar una función de un software objeto (derecha) pero no tiene permiso. El propietario del programa objeto crea una interfaz API (centro) que provee acceso al código privado. La interfaz API intercambia datos, estados de eventos del software y la funcionalidad del programa sin comprometer el programa objeto. En este ejemplo, el software objeto es actualizado, pasando de la Versión 1 a la Versión 2. El programa independiente desconoce los cambios y permanece sin modificaciones. Sin la interfaz API, esta conexión se anularía. Con la diligencia debida, el responsable del desarrollo del software objeto actualiza la interfaz API para respetar el cambio de nombre de la función, de Addition a AddTwoIntegers, y la división de la variable de datos X e Y en X, Y y Answer. No obstante, estas funciones y variables de datos son enmascaradas para comportarse de la misma forma que en la Versión 1 y, por consiguiente, son compatibles con el programa independiente. En la medida que el programa independiente y el software objeto sigan adecuándose al lenguaje API, ningún cambio efectuado en estos programas cancelaría el enlace existente entre los mismos. Ésta es una característica importante porque los programas son actualizados a menudo sin que exista sincronización entre las compañías que los desarrollan.

• Función Add (Suma) (enteros X e Y) • Crear la variable entera Answer • Answer = Addition (X e Y) • Retornar Answer Ve

rsió

n 1

Código del software objetoCódigo APICódigo del programador independiente

Código privado modificadoCódigo público no modificado; código privado modificado parareflejar el cambio producido en el código del software objetoCódigo no modificado

• Crear las variables enteras A, B y C• Asignar a A el valor 2 y a B el valor 3• Denominar el código API: C = Add (Suma) (A y B)

• Función Addition (enteros i1 e i2) • Crear la variable entera i3 • i3 = i1 + i2 • Retornar i3

Vers

ión

2• Función Add (Suma) (enteros X e Y) • Crear la variable entera Answer • AddTwoIntegers (X, Y y Answer) • Retornar Answer

• Crear las variables enteras A, B y C• Asignar a A el valor 2 y a B el valor 3• Denominar el código API: C = Add (Suma) (A y B)

• Función AddTwoIntegers (enteros i1, i2 e i3) • i3 = i1 + i2

Efecto de traducción

Objetivo: sumar dos números entre sí y retornar la respuesta

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Para los flujos de trabajo que requieren la ope-ración conjunta de varios programas que inter-cambian datos y controlan características, una interfaz API sirve para mantener una relación estable entre todos los programas. Las pautas de desarrollo para el diseño de interfaces GUI, los tipos de datos y los estados de los eventos son provistos con las estructuras de trabajo y pueden ayudar a crear y mantener las relaciones entre los programas conectores.

Si bien una interfaz API desempeña un rol importante en la provisión de un entorno de desa-rrollo que mantiene enlaces estables entre las actualizaciones del software, no llega a constituir una solución perfecta. No sólo los programas de software cambian con el tiempo sino también las tecnologías de programación y los equipos de com-putación. Por ejemplo, la técnica multithreading se ha convertido en una tecnología de programa-ción viable para el software de las estaciones de trabajo porque las CPU centrales ahora contienen varios núcleos.7 Estos cambios pueden requerir una nueva interfaz API, cancelando cualquier enlace con el software existente.

Para proteger los intereses de los desarrollado-res independientes, los propietarios del software pueden restringir cualquier actualización signifi-cativa a tiempos de desarrollo más largos; por ejemplo, efectuando estos cambios a lo largo de un período de dos o cinco años.

Verificación de modelos de yacimientos utilizando datos sísmicos sintéticosEl proceso de construcción de modelos de yaci-mientos puede ser extenso. Los datos, provenien-tes de fuentes múltiples, son ingresados para

conformar un modelo electrónico mediante la interpretación de especialistas y de una serie de transformaciones algorítmicas. Los parámetros de los modelos y sus incertidumbres pueden ser sub-jetivos, y debido al rango de incertidumbres exis-tentes, es probable que muchas realizaciones de los modelos geológicos no se correspondan estre-chamente con los datos de entrada originales.

Para garantizar la calidad de sus modelos geo-lógicos, Shell implementó un nuevo flujo de tra-bajo de verificación de modelos. Los responsables del desarrollo de modelos generan datos sísmicos sintéticos a partir de modelos geológicos utili-zando un proceso de modelado directo. Los datos sintéticos pueden compararse luego con los datos sísmicos originales para verificar su correspon-dencia e identificar los errores de ajuste relacio-nados con la geometría del yacimiento, su espesor y la distribución de sus propiedades.

Shell utiliza el software Petrel como su plata-forma primaria para el modelado de yacimientos geológicos y ha incorporado este nuevo flujo de trabajo como un módulo de su propio flujo de tra-bajo de modelado. Este enfoque ha permitido que los responsables del desarrollo de software de la compañía aprovechen las herramientas de mode-lado existentes y se concentren en proporcionar nueva funcionalidad en materia de física de las rocas. Utilizando las capacidades existentes, Shell logró reducir el tiempo de desarrollo nece-sario para crear una aplicación independiente. Se crearon dos nuevos programas conectores: los módulos Rock3D y Rock3D Synthetics.

La interfaz de usuario operó como criterio de diseño importante para los conectores Rock3D; la adecuación al comportamiento de la interfaz

existente ayuda a reducir el tiempo de entrena-miento y además mejora la eficiencia del usuario. La arquitectura de trabajo Ocean proporcionó una serie de herramientas de diseño y directrices para ayudar a los diseñadores de Shell a construir una interfaz con la misma apariencia y la misma respuesta que el software Petrel. Vale mencionar que los responsables de los modelos geológicos estaban entrenados en el uso de Petrel.

La generación de datos sísmicos sintéticos es un proceso de dos pasos que utiliza el nuevo flujo de trabajo. En el primer paso, el responsable del desarrollo de modelos ingresa las propiedades de las rocas y de los fluidos en el módulo Rock3D; propiedades derivadas del modelo de yacimiento existente. Luego se generan las propiedades e impedancias acústicas utilizando las relaciones entre las propiedades del modelo y las propieda-des acústicas, tales como la velocidad y la densidad volumétrica. En el segundo paso, el responsable del desarrollo de modelos utiliza el módulo Rock3D Synthetics para generar un cubo sísmico sintético a partir de estas propiedades acústicas (arriba).

La ejecución de este flujo de trabajo en forma directa, dentro del ambiente de modelado de Petrel, posee numerosas ventajas. El geólogo y el geofísico de yacimiento analizan el conjunto de propiedades de rocas a aplicar. Esto facilita una mayor comprensión entre las disciplinas de las ciencias de la tierra, en lo que respecta a cómo se construyó el modelo y las incertidumbres asocia-das con los datos sísmicos utilizados para restrin-girlo. El hecho de trabajar dentro del mismo ambiente de modelado también facilita el análi-sis entre el responsable de la construcción del modelo de yacimiento, el petrofísico y el intér-

> Proceso de enlace cerrado. Se utiliza el volumen sísmico de datos adquiridos (izquierda) para crear el ambiente de trabajo del modelo de yacimiento (centro). Se genera un volumen sísmico sintético (derecha) a partir del modelo de yacimiento, el cual luego se compara con la versión de datos adquiridos para calibrar las hipótesis formuladas acerca de las propiedades del modelo, y el proceso se reitera.


prete sísmico para identificar dónde los cambios en la interpretación ingresada pueden mejorar la calidad del modelo. Por último, un proceso histó-rico de auditoría de cada paso del modelado creado con el software Petrel provee detalles de las decisiones de interpretación y modelado toma-das en cada etapa del proyecto.

Habitualmente, los intérpretes efectúan una evaluación de calidad restringida sísmicamente en las primeras etapas del proceso de construc-ción del modelo de yacimiento. Esto asegura que los modelos construidos en base a las mediciones obtenidas a escala de registros de pozos de alta resolución sean consistentes con la respuesta sís-mica de menor resolución, antes de pasar al modelado más detallado dentro del flujo de tra-bajo de G&G. La evaluación de la calidad también provee información para las decisiones relacio-nadas con el nivel de inversión sísmica necesario para cualquier proyecto de modelado, optimi-zando la aplicación de la tecnología de inversión sísmica de Shell.

El nuevo flujo de trabajo de verificación demos-tró un error de ajuste entre los datos sísmicos sin-téticos y los datos procesados, en varios modelos (arriba). Mediante la resolución de estos proble-mas de modelado de gran escala, en las etapas

más tempranas del proceso que las que son posi-bles utilizando los enfoques tradicionales, Shell ahorró una cantidad significativa de tiempo potencial en términos de ejecución del proyecto.

Modelado electromagnéticoLos desarrolladores independientes pueden utili-zar la arquitectura de trabajo Ocean para propor-cionar productos de software y aprovechar la extensa base de usuarios del software Petrel. Blueback Reservoir, una consultora dedicada al modelado de yacimientos, formó un equipo de desarrollo de software para capitalizar este mer-cado en el año 2007. El primer proyecto del equipo fue ejecutado en colaboración con Electromagnetic GeoServices, una compañía que provee servicios

de datos electromagnéticos. El nuevo producto de software agrega capacidades de modelado electromagnético (EM) al software Petrel y este conector se encuentra disponible en el mercado con el nombre BRIDGE EM Data Integrator. Las nuevas capacidades demuestran el poder de com-binar una aplicación específica de la tecnología dentro de un paquete de modelado de uso gene-ralizado, aplicado por un desarrollador externo.

Cuando se puso en marcha el proyecto, el equipo de Blueback Reservoir carecía de experien-cia en modelado EM; en consecuencia, todo el conocimiento de dominio fue provisto por la com-pañía de servicios. Si bien el entorno de trabajo proporcionó las capacidades para crear el nuevo módulo sin la colaboración de Schlumberger, el equipo a cargo del desarrollo del software utilizó el sitio Web de soporte del entorno Ocean durante todo el proyecto, para las inquietudes técnicas.8

Uno de los desafíos más importantes del pro-yecto era la necesidad de contar con un tipo de datos enteramente nuevos para representar los datos electromagnéticos. Los dos requerimientos principales eran la visualización de los datos en todos los medios gráficos soportados, tales como las zonas de graficación 2D y 3D de Petrel, y el manejo de los datos entre las funciones conecta-das, tales como el modelado de las propiedades en bloques 3D y la creación de sondas de cortes ortográficos y sondas volumétricas.9

Los datos electromagnéticos proveen las pro-piedades de resistividad existentes a través de las áreas de levantamientos mediante la detección de las ondas que se propagaron a través del sub-suelo.10 Existen dos métodos básicos para los levantamientos EM: el método magnetotelúrico, que utiliza las ondas EM naturales causadas por la interacción del viento solar y la magnetosfera terrestre, y una técnica más moderna, el método de fuente electromagnética controlada (CSEM) que incorpora una fuente artificial de ondas EM.

> Casos de estudio. El modulo Rock3D Synthetics proporcionó los volúmenes sísmicos sintéticos para ambos casos de estudio. En cada caso, los geofísicos exhiben los datos sísmicos adquiridos junto a los datos sintéticos mediante el modelado de las propiedades en cortes verticales. Las regiones resaltadas (círculos blancos) muestran una falta de correspondencia; en ambos casos, las propiedades del modelo de yacimiento fueron recalibradas y el proceso se reiteró hasta que se ajustaron.

Estudio de caso A Estudio de caso B

Adquirido Sintético Adquirido Sintético

7. La tecnología multithreading consiste en permitir que se emitan en el mismo ciclo instrucciones que pertenecen a distintos hilos de ejecución y representa un cambio significativo con respecto a las aplicaciones que implican un solo hilo de ejecución.

8. El producto BRIDGE EM es independiente del programa conector EM que acompaña los servicios EM de WesternGeco.

9. El término canvas (lienzo o zona de dibujo), en computación gráfica, describe una región que puede ser “pintada” con el contenido electrónico, tal como registros de pozos 2D, diagramas, gráficas u objetos 3D. Un bloque 3D es una representación del yacimiento dividida en un bloque irregular de celdas 3D. Cada celda puede contener múltiples propiedades de yacimientos, tales como porosidad, permeabilidad y resistividad.

Este bloque discreto está diseñado para simplificar los algoritmos computacionales y trabajar con las capacidades computacionales disponibles. Un corte ortográfico es un plano 2D vinculado a un eje; por ejemplo, los cortes verticales son paralelos al eje z. Un volumen extiende un plano en tres dimensiones visualizadas como cortes apilados o una nube de vóxeles; píxeles 3D. El corte y las sondas volumétricas son texturizados con los valores de las propiedades que representan la intersección de las sondas con la estructura del yacimiento.

10. Brady J, Campbell T, Fenwick A, Ganz M, Sandberg SK, Buonora MPP, Rodrigues LF, Campbell C, Combee L, Ferster A, Umbach KE, Labruzzo T, Zerilli A, Nichols EA, Patmore S y Stilling J: “Sondeos electromagnéticos para la exploración de petróleo y gas,” Oilfield Review 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 4–19.

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Utilizando el nuevo conector BRIDGE EM, los res-ponsables del desarrollo de modelos pueden com-binar eficazmente los datos de inversión CSEM con los levantamientos sísmicos y gravimétricos a fin de mejorar la calibración del modelo (arriba).

La ejecución de un proyecto CSEM utilizando el nuevo conector implica numerosos pasos esen-ciales. En primer lugar, un geocientífico realiza un estudio de factibilidad para evaluar la proba-

bilidad de que un levantamiento CSEM provea señales de datos de calidad suficiente para ser interpretadas. Las consideraciones para el estu-dio incluyen la presencia de sal, la variación topográfica considerable del fondo marino y las estructuras intensamente falladas, todo lo cual interfiere con la señal CSEM. La investigación se lleva a cabo en el ambiente de modelado Petrel. El geocientífico crea un modelo de resistividad basado en el conocimiento existente de las estruc-turas del subsuelo y los tipos de rocas, el cual se obtiene a partir de los levantamientos sísmicos y geológicos y de los registros de pozos. Luego, el modelo es evaluado por un equipo de especialis-tas para determinar si se procede con un levanta-miento CSEM.

La fase siguiente consiste en planificar la ope-ración de campo. Los receptores CSEM se colocan directamente en el lecho marino. El módulo BRIDGE EM en el ambiente Petrel, permite que el responsable de la planeación de un levanta-miento identifique las buenas ubicaciones para los receptores: convergencia en las áreas de inte-rés geológico, evitación de estructuras del subsuelo que atenúan la señal CSEM e identificación de las localizaciones del lecho marino que no se adecuan para el despliegue de receptores. El responsable de la planeación del levantamiento también utiliza el conector para representar gráficamente el curso óptimo para la embarcación fuente que remolcará un transmisor CSEM en el área del levantamiento siguiendo una configuración específica.

Una vez ejecutado un levantamiento, los datos son sometidos a un proceso de control de calidad (QC) y se interpretan los atributos CSEM, tales como la magnitud eléctrica y la fase. Es en esta etapa que los datos se integran con el modelo de yacimiento. Los procesos de control de calidad e interpretación corresponden a las capacidades del conector BRIDGE EM, diseñadas para simpli-ficar al máximo los procesos que requieren mucho tiempo. Los resultados CSEM se calibran habitualmente con la información existente, tal como los datos sísmicos y los datos de registros de pozos dentro del flujo de trabajo de Petrel.

A partir de los datos 3D CSEM invertidos, es posible crear un cubo volumétrico de datos de resistividad. Utilizando las herramientas de mode-lado de Petrel, un geocientífico puede identificar

compartimentos de resistividad 3D. Cuando estos compartimentos se comparan con los datos sísmi-cos, los resultados pueden proporcionar la infor-mación que requieren las compañías de petróleo y gas para pasar a la etapa de planeación de pozos (próxima página).

El equipo inicial que trabajó en el modulo BRIDGE EM Data Integrator estuvo compuesto por dos desarrolladores que crearon un proto-tipo. Luego se incorporaron dos desarrolladores más para llevar a cabo el proceso de comerciali-zación, el cual incluyó la comprobación del software, la creación de documentos, el entrena-miento y el soporte de los usuarios. El desarrollo del prototipo requirió cuatro meses; esto refleja el lapso de tiempo necesario para crear e inte-grar correctamente un nuevo tipo de datos complejos. Blueback Reservoir sigue proveyendo nuevas herramientas utilizando la arquitectura de trabajo Ocean.

El rol del sector académico en Investigación y Desarrollo (R&D)Muchas industrias comparten la opinión de que las instituciones académicas pueden desempeñar un rol cada vez más importante en sus programas de Investigación y Desarrollo. En especial durante los períodos de recesión económica, las faculta-des de investigación habitualmente experimentan más libertad que el sector industrial para la ejecu-ción de estudios e investigaciones fundamentales de áreas creativas, nuevas y abstractas. La inves-tigación académica posee diversos puntos de acceso para la participación de las compañías. El hecho de utilizar las habilidades de un estudiante universitario constituye un punto de acceso eco-nómico y la participación de un profesor, un investigador posdoctoral y un asistente de inves-tigación, quien constituye un punto de acceso de nivel mucho más alto. Esta flexibilidad permite que los auspiciantes identifiquen el nivel de investigación que requieren, y reducir el nivel de inversión necesario para un proyecto. Este flujo de trabajo también podría resultar beneficioso para las compañías que exploran la investigación de tipo blue-sky—investigación muy teórica que implica grandes ideas, a muy largo plazo—cuya justificación fuera del ámbito académico se está volviendo mucho más difícil.

> Utilidad de los datos EM. Si se calibran con los datos de levantamientos sísmicos (extremo su-perior derecho) y las mediciones de resistividad de pozos (extremo superior izquierdo), es posible utilizar los datos EM adquiridos en la superficie para generar un modelo de zonas de resistividad sobre una extensa área de levantamiento. Cuan-do se lleva a cabo la inversión de los datos EM, se crea un volumen de resistividad. Puede visua-lizarse utilizando diversas herramientas de mo-delado. Estas formaciones resistivas (el objeto 3D púrpura, y los colores rojo, naranja y amarillo superpuestos sobre la sección sísmica, extremo inferior) pueden corresponder a zonas salinas, basálticas o con hidrocarburos.


> Flujo de trabajo BRIDGE EM basado en vuelcos de pantallas. Este módulo provee herramientas de planeación y control de calidad (QC), específicas de las operaciones CSEM en el ambiente del software Petrel. Las mediciones de resistividad de superficie son normalizadas y utilizadas para identificar las localizaciones que proveen buena señal para los receptores CSEM (extremo inferior izquierdo). Luego, se utilizan las localizaciones seleccionadas para los receptores con el fin de representar gráficamente los trayectos de remolque para los levantamientos CSEM (extremo superior izquierdo). Después de un levantamiento, la aplicación provee formatos de datos para la importación de datos EM, tales como intensidad de campo y fase, posibilitando la ejecución de un control de calidad a través de una interfaz de usuario que ha sido optimizada para mejorar la eficiencia del proceso (extremo superior derecho). El conector BRIDGE EM provee un nuevo tipo de datos EM para el modelo de datos Petrel, haciendo posible que el usuario visualice el levantamiento CSEM junto con los registros de pozos y los datos sísmicos (extremo inferior derecho).

Calibración

Control de calidad e interpretaciónPlaneación de levantamientos CSEM

Receptores

Existen otras formas en que esta conexión entre las firmas y el ámbito académico beneficia a ambos colaboradores. Las universidades se vuelven más concientes de las necesidades de los empleadores y, en consecuencia, pueden optar por ajustar sus programas académicos. Por otro lado, los estudiantes involucrados en los proyec-tos de investigación de las compañías son candi-datos firmes para contratación futura.

A veces, a las compañías e instituciones aca-démicas les resulta difícil concertar acuerdos aceptables de intercambio de información. Para el desarrollo conjunto del software de E&P, se deben implementar salvaguardas que protejan la IP del auspiciante, proveyendo simultáneamente a las universidades el acceso a la información que necesitan para desarrollar nuevas ideas. El marco de trabajo del sistema Ocean que se basa en tec-nología API, hace posible que las universidades desarrollen software de G&G como programas conectores que pueden interactuar con otros co-nectores provistos por la compañía auspiciante. Con este modelo, las compañías pueden proteger su IP con el ambiente de trabajo y extender sus flujos de trabajo de G&G mediante inversiones en programas universitarios de investigación. A tra-vés del empleo de las herramientas relacionadas con arquitecturas de trabajo y la funcionalidad provista por los programas conectores existentes y el software Petrel, las universidades pueden seguir construyendo sobre estos elementos. Este bloque de construcción permite ahorrar una can-tidad significativa de tiempo de desarrollo, en comparación con el hecho de tener que volver a escribir toda esta funcionalidad nuevamente cada vez que se requiere.

En agosto de 2009, Schlumberger lanzó una iniciativa para fortalecer las relaciones entre la industria y el sector académico. El Programa Ocean for Academia que cuenta con el apoyo de las compañías de petróleo y gas, involucra a las universidades en la sección de los temas de Investigación y Desarrollo. Estas categorías abar-can las ciencias y tecnologías de la información, las ciencias de la tierra y las ciencias cognitivas. El programa ayuda a la industria a establecer un proceso de colaboración con las universidades para el desarrollo de programas conectores espe-cíficos de Petrel, destinados a mejorar los flujos de trabajo de G&G.

El futuroLas arquitecturas de trabajo abiertas, basadas en la tecnología API, están creando una cultura de desarrollo que es mutuamente beneficiosa para los propietarios originales del software, los prove-edores de software independientes, y los usuarios de las tecnologías producidas. Por ejemplo, las arquitecturas de trabajo pueden ser utilizadas por las compañías con el fin de desarrollar una funcio-nalidad de software que puede ser exclusiva para sus necesidades específicas. Si esas necesidades

no son exclusivas, el desarrollador puede optar por lanzar dicha funcionalidad al mercado, entrando así en competencia con otros desarrolladores. En este tipo de ambiente, la competencia puede impulsar la innovación, mejorar la calidad y reducir el costo. Desde su introducción, la arquitectura de trabajo Ocean ha sido utilizada para desarrollar más de 100 nuevos módulos. Estos módulos han sido creados por Schlumberger, compañías de petróleo y gas, instituciones académicas y prove-edores de software independientes. —MJM

Mishari Al-Awadi obtuvo una licenciatura en geologíade la Universidad de Kuwait en 1999 y luego ingresó en Kuwait Oil Company (KOC). Inicialmente, sedesempeñó como geólogo involucrado en proyectosrelacionados con operaciones de perforación, especial-mente de pozos exploratorios profundos, de alta pre-sión y alta temperatura. Posteriormente se incorporóen la unidad de petrofísica, dentro del Grupo deExploración de KOC, donde pasó ocho años prove-yendo soporte petrofísico para el equipo a cargo de losactivos de exploración, formulando planes de pruebasy terminación de pozos y asistiendo en la evaluaciónde áreas prospectivas y en la selección de localizacio-nes de pozos. Recientemente, se incorporó en el Grupo de Desarrollo de Gas como Jefe de la Unidad de Evaluación de Formaciones, a cargo de todos losaspectos operacionales, financieros y administrativosrelacionados con la evaluación de formaciones, elmodelado estático y dinámico, y la implementación del desarrollo de campos. Mishari es autor de numero-sos artículos científicos y pósters presentados en diversos foros y conferencias internacionales.

Dennis Baxter trabaja como especialista senior eningeniería de producción, en comisión de servicio enHarouge Oil Operations (Petro-Canadá) Trípoli, Libia.Ingresó en Petro-Canadá en 1982, trabajando en ope-raciones de producción e ingeniería de instalacionesen el oeste de Canadá. Sus funciones subsiguientescomprendieron actividades de ingeniería de produc-ción en el este de Canadá y como adscripto en NorskHydro en Bergen, Noruega. Dennis posee una licencia-tura en ingeniería petrolera de la Universidad deWyoming en Laramie, EUA.

Larry Behrmann se desempeña como consultor paraSchlumberger. Antes de jubilarse en el año 2009, fuegerente de Investigación de Operaciones de Disparos y Asesor Científico del Centro de Desarrollo deYacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas,EUA, donde tuvo a su cargo todas las actividades de disparos para R&D relacionadas con los sistemas dealto rendimiento. Su trabajo más reciente comprendela física de los disparos bajo condiciones locales.Comenzó su carrera en 1961 como miembro del cuerpotécnico de Bell Telephone Laboratories en Allentown,Pensilvania, EUA. Desde 1963 hasta 1965, formó partedel plantel de Sandia Corporation en Livermore,California, EUA. En 1965 ingresó en PhysicsInternational Company en San Leandro, California,donde se desempeñó como director de la División deArmamentos y gerente del Departamento de Dinámicade las Vibraciones. Autor de numerosos artículos, Larryobtuvo una licenciatura de la Universidad de Californiaen Berkeley y una maestría de la Universidad de Lehighen Bethlehem, Pensilvania.

Richard Bennett actualmente trabaja como jefe téc-nico global para el software Petrel*, el cual abarcadesde la interpretación sísmica hasta la simulacióndinámica de yacimientos en Shell InternationalExploration and Production B.V. y reside en Rijswijk,Países Bajos. Durante su carrera de 23 años en Shell,también desempeñó diversos roles relacionados con la geociencia en la producción, tales como el soportede software, el desarrollo y despliegue de software demodelado, y el manejo de datos, incluyendo la defini-ción de prácticas de trabajo de modelado del subsueloy la ejecución y revisión de proyectos de modelado del subsuelo en el Reino Unido, Brunei y Houston.Recientemente, dirigió el desarrollo y despliegue delos módulos Ocean* para el software Petrel para lacomunidad del segmento de Geociencia Enfocado enla Producción de Shell. Richard posee una licenciaturay un doctorado en geología de la Universidad de Bristol en Inglaterra.

Colin Braithwaite obtuvo un diploma en geología conmención honorífica de primera clase de King’s College,Universidad de Londres, y allí mismo completó su doc-torado en sedimentología de los carbonatos.Subsiguientemente, ingresó en Queen’s College en la Universidad de St. Andrews (ahora Universidad deDundee), antes de trasladarse a la Universidad deGlasgow, donde se desempeña como InvestigadorAsociado Honorario. Sus actividades de investigaciónse centraron en las rocas carbonatadas, incluidas lasdolomías y las fosforitas. Su experiencia con los sedi-mentos recientes del Océano Índico; el Mar Rojo;Florida, EUA; y las Bahamas, se sumó a sus estudios de las sucesiones cuaternarias de las islas Seychelles,la Isla de Mauricio, Kenia y Florida, y a los pozos pro-fundos de la Gran Barrera de Coral de Australia y elatolón de Mururoa en la Polinesia francesa, y a losestudios de las sucesiones antiguas. Además investigólas dolomías en proyectos relacionados con el petróleoen sucesiones de edad Ordovícico, Devónico,Carbonífero, Pérmico y Cretácico de todo el mundo.En el año 2004, Colin se desempeñó como editor prin-cipal de una Publicación Especial de la SociedadGeológica de Londres titulada La Geometría y laPetrogénesis de los Yacimientos de Hidrocarburos deDolomía. Ha redactado más de 70 artículos revisadospor pares, los cuales figuran en publicaciones interna-cionales; es autor de un libro sobre las rocas y los sedi-mentos carbonatados y coautor de un texto sobre loscarbonatos de edad Cuaternario.

Donald N. Burch se desempeña como geofísico seniora cargo del manejo de todo el trabajo relacionado conlas geociencias para Aspect Abundant Shale LP y detodos los productos del trabajo geofísico en soporte delas campañas de exploración y desarrollo de la compa-

ñía y reside en Denver. A comienzos de su carrera,como consultor de The Discovery Group Inc., se con-centró principalmente en el análisis petrofísico cuanti-tativo en cuencas de toda América del Norte. EnDigital Formation Inc. en Denver, estuvo involucradoen temas de petrofísica de alto nivel relacionados conprocesos de arbitraje según el sistema de Equity y enel análisis de datos para simulaciones de yacimientos.En el año 2000, ingresó en AXIS Geophysics para desa-rrollar capacidades de integración de datos sísmicosadquiridos con cable y datos sísmicos adquiridos ensuperficie para esa compañía. Después de la fusión deAXIS con GX Technology en el año 2003, se incorporóen el grupo Land Seismic Research, donde estuvo acargo de las actividades de investigación auto-dirigidasrelacionadas con problemas de generación de imáge-nes asociadas con la zona cercana a la superficie. Donpublicó numerosos artículos y proveyó entrenamientopara las disciplinas relacionadas con las geociencias a lo largo de su carrera de 15 años. Obtuvo una licen-ciatura en geología de la Universidad de Colorado en Boulder, EUA, y es geólogo profesional registradoen Wyoming.

William J. Clark actualmente se desempeña comogeólogo principal en el segmento de Datos y Consultoríade Schlumberger en Denver, donde trabaja en modelosgeológicos integrados como datos de entrada para losprocesos de simulación y otros estudios geológicos.Comenzó su carrera en 1974 como geólogo especia -lista en exploración del carbón en Rochester andPittsburgh Coal Co. en Indiana, Pensilvania. En 1980,ingresó en Marathon Oil Co. en Littleton, Colorado.Once años después, fue trasladado a Marathon UK Ltden Aberdeen, donde se desempeñó como geólogosenior trabajando como geólogo de desarrollo para el Campo South Brae del Mar del Norte. La siguientemisión que realizó para Marathon consistió en laexploración de nuevos emprendimientos en África yEuropa. Antes de ingresar en Schlumberger en 1997,trabajó como geólogo senior en Petresim IntegratedTechnologies, en Houston, en proyectos llevados a cabo en México, Colombia, Venezuela y Egipto. Obtuvouna licenciatura de la Universidad de Pensilvania enIndiana; una maestría de la Universidad de Carolinadel Sur en Columbia, EUA; y un doctorado de laUniversidad de Colorado en Boulder, todos en geología.

Benjamin Cornelisse trabaja como geólogo de pro -ducción en Shell International Exploration andProduction B.V. en Rijswijk. Como miembro del EquipoIntegrado de Modelado de Yacimientos, se especializaen la incorporación de la tecnología y los flujos de tra-bajo de Shell en el software Petrel. Benjamín es espe-cialista en la interpretación cuantitativa del softwarePetrel y obtuvo una maestría en geología de laUniversidad de Utrecht en los Países Bajos.

Colaboradores

56 Oilfield Review

John Daniels trabaja en el segmento de Servicios deProducción de Pozos de Schlumberger como ingenierotécnico y campeón de productos, concentrándose enla interpretación y optimización de los tratamientosde fracturamiento en tiempo real. Previamente, sedesempeñó como ingeniero DESC* de la compañíapara Devon Energy, involucrándose en la optimizaciónde las operaciones de terminación de pozos horizonta-les en la Formación Barnett Shale. Ingresó enSchlumberger como ingeniero de campo especialistaen tratamientos de estimulación en Arabia Saudita enel año 2001, después de obtener una licenciatura eningeniería y ciencia de los materiales de laUniversidad de Washington en EUA. Posteriormentefue trasladado a Oklahoma, EUA, donde trabajó entratamientos de fracturamiento hidráulico de pozosde gas en el continente medio. John redactó numero-sos artículos técnicos sobre estimulación de pozos yrealizó numerosas presentaciones ante la industriasobre terminaciones en formaciones de gas de lutita ysobre la importancia de la práctica de mentoring.

Victor Ariel Exler se desempeña como ingeniero delsegmento de Estimulación con fines de Producción deSchlumberger para el Proyecto de Mejoramiento yOptimización de la Producción de PEMEX, ActivoIntegral Poza Rica-Altamira (AIPRA) en México.Comenzó su carrera en Schlumberger en el año 1997como ingeniero de campo en el sur de Argentina.Luego de ocupar diversas posiciones relacionadas con la ingeniería en la Argentina, se desempeñó como ingeniero técnico de Schlumberger proveyendosoporte para las actividades de estimulación deTecpetrol, Total Austral y Apache. Antes de ocupar su posición actual en junio de 2009, trabajó como campeón del producto PowerSTIM* en el segmento deDatos y Consultoría de Schlumberger en Buenos Aires.Víctor posee un diploma de técnico eléctrico-mecánicoy una licenciatura en ingeniería electrónica de laUniversidad Nacional de Tucumán en San Miguel deTucumán, Argentina. Además está por obtener unamaestría en ingeniería de yacimientos de laUniversidad Nacional de Buenos Aires.

Luciano Favoretti se desempeña como líder de equipoe ingeniero especialista en operaciones de reparaciónde pozos para el Distrito Sur de Pluspetrol enNeuquén, Argentina, desde el año 2006. Allí, supervisael diseño y la coordinación de las actividades de termi-nación, reparación y estimulación de pozos. Comenzósu carrera como ingeniero de servicios en Quito,Ecuador en 2001, convirtiéndose en coordinador deoperaciones en 2004. Antes de ocupar su posiciónactual, se desempeñó como ingeniero técnico de dis-trito para San Antonio PRIDE en Mendoza, Argentina.Luciano posee diplomas en ingeniería civil e ingenie-ría de la construcción de la Universidad Nacional de

La Plata en Argentina, y está por obtener un posgradoen administración de empresas en la Escuela de Nego -cios IAE de la Universidad Austral en Buenos Aires.

Jan Egil Fivelstad es gerente y miembro del directo-rio ejecutivo de Blueback Reservoir AS en Stavanger.Su principal responsabilidad radica en incrementar elnegocio de las ventas de productos de software y deconsultoría de modelado de yacimientos de la compa-ñía. Comenzó su carrera en la industria como inge-niero especialista en operaciones con cable deWestern Atlas en 1995. Luego fue gerente de la oficinade Technoguide en Stavanger. Se incorporó en el grupode Schlumberger Information Solutions como gerentede desarrollo de negocios para el software Petrel enEscandinavia, convirtiéndose subsiguientemente enasesor de tecnología para los productos de software ygerente del grupo de Asesores de Tecnología para elárea del Mar del Norte. En el año 2005, se convirtió enel fundador y primer empleado de Blueback AS. JanEgil posee una maestría en geociencia del petróleo delInstituto Noruego de Tecnología en Trondheim.

Matt Gillard es campeón de productos del segmentode Servicios de Producción de Pozos de Schlumberger(WPS) y reside en Sugar Land, Texas. Ingresó enSchlumberger como ingeniero de campo en 1998.Desde el año 2000 hasta el año 2002, se desempeñócomo ingeniero DESC involucrado en el ProyectoAlianza de Sibneft en Rusia. Después de trabajar comoingeniero técnico y de mercadeo del segmento WPS enel Mar del Norte, ocupó diversas posiciones en diferen-tes áreas de Rusia: ingeniero técnico de distrito paralas operaciones de fracturamiento de YUKOS, gerentede desarrollo de negocios y gerente de operaciones delsegmento WPS. Antes de ocupar su posición actual enel año 2008, fue gerente de negocios del segmento deServicios al Pozo del sur de Rusia. Matt obtuvo unalicenciatura (con mención honorífica) en ingenieríacivil marina de la Universidad de Plymouth enInglaterra, y un diploma de Manejo Integrado deYacimientos del Institut Français du Pétrole en París, y del Imperial College en Londres.

Brenden Grove se desempeña como ingeniero princi-pal y gerente del segmento de Tecnología de Disparosen el Centro de Tecnología de Terminaciones deYacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas,donde supervisa las actividades relacionadas con latecnología de disparos. Comenzó su carrera en 1991como ingeniero de Investigación y Desarrollo enOrlando Technology Inc. en Shalimar, Florida. Allí tra-bajó en las pruebas de desarrollo y el diseño numéricoy la evaluación de los componentes convencionales ysistemas de armas, incluyendo las cargas huecas (pre-moldeadas). Cinco años después, se incorporó en elgrupo de Sistemas de Pistolas de Disparos deSchlumberger en Rosharon. Como ingeniero de desa-

rrollo de productos, trabajó en las cargas huecasPowerFlow* y PowerJet*. Posteriormente, como inge-niero de investigación, trabajó en el sistema de pisto-las PowerSpiral*, las cargas MultiFlow* y en sistemasde disparos con niveles de detritos bajos y nulos. Susactividades de investigación subsiguientes se centra-ron en las interacciones entre el sistema de disparos yel yacimiento, con énfasis en la minimización del dañomecánico del pozo. Autor de numerosos artículos ytitular de muchas patentes, Brenden obtuvo una licen-ciatura de la Universidad de Florida en Gainesville, yuna maestría de la Universidad de Houston, ambas eningeniería mecánica.

Juliane Heiland trabaja como ingeniero geomecánicoprincipal y líder del equipo de geomecánica en el seg-mento de Servicios de Datos y Consultoría (DCS) deSchlumberger en Luanda, Angola. Allí se encuentrainvolucrada en el desarrollo del negocio de geomecá-nica en África Occidental y Sudáfrica, y en el recluta-miento, entrenamiento y formación de un equipo deingenieros geomecánicos locales. En el año 2001, luego de su investigación posdoctoral enGeoForschungsZentrum Potsdam en Alemania, ingresóen el Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra, como investigador científicosenior, involucrada en la predicción de la producciónde arena y la geomecánica de carbonatos. En el año2004, se convirtió en ingeniero de investigación senioren el Centro de Tecnología de Terminaciones deYacimientos de Schlumberger en Rosharon, estu-diando los aspectos geomecánicos de la penetraciónde las cargas huecas y el daño producido por los dispa-ros. Antes de ocupar su posición actual en el año 2008,se desempeñó como ingeniero geomecánico senior enDCS en Houston. Juliane obtuvo un diploma en inge-niería geológica de la Universidad Técnica de Munichen Alemania, y un doctorado en geología aplicada de laUniversidad Charles en Praga, República Checa.

Michael Herron se desempeña como asesor científicoen el Centro de Investigaciones Doll de Schlumbergeren Cambridge, Massachusetts, EUA, y como investiga-dor científico visitante senior en el ObservatorioTerrestre Lamont-Doherty de la Universidad deColumbia en Nueva York, EUA. Trabaja en la integra-ción de los datos de registros geoquímicos en lacorriente principal de los procesos de descripción deyacimientos y en aplicaciones de métodos geoquímicosy estadísticos para problemas de interpretación deyacimientos. Antes de ingresar en Schlumberger en1982, estudió la estratigrafía química de núcleos dehielo polar como parte de su trabajo en la UniversidadEstatal de Nueva York en Búfalo, donde obtuvo un doc-torado en ciencias geológicas. Mike posee además unalicenciatura en química de la Universidad deCalifornia en San Diego.


Lian Ji Hong se desempeña como SuperintendenteSuplente de Operaciones de Perforación a cargo de lasactividades de perforación y terminación de pozos delGrupo de Operadores CACT en Shenzhen, Guangdong,China. Desde 1998 hasta 2002, trabajó para ChinaOilfield Services Ltd como capataz de perforaciónjunior, organizando las operaciones de perforación loca-les en Zhangjiang, Guangdong. Posee una licenciaturaen ingeniería petrolera de la Universidad del Petróleode Jianghan en la Ciudad de Jingzhou, Hubei, China.

Paul Hovdenak actualmente es gerente de ventas ymercadeo y presidente del directorio de BluebackReservoir AS en Stavanger. Su responsabilidad princi-pal consiste en incrementar las ventas de softwareconforme al plan estratégico de la compañía. Comenzósu carrera como gerente de soporte técnico paraSmedvig Technologies Ltd (ahora Roxar) en 1990.Siete años después, se convirtió en gerente general dePetrel Software Ltd. Trabajó como campeón del pro-ducto Petrel para Technoguide desde 2002 hasta 2003.Después de ingresar en Schlumberger en el año 2003como campeón del producto Petrel, mantuvo su rolhasta ingresar en Blueback como uno de sus miembrosfundadores en el año 2007. Paul obtuvo una maestríaen geociencia de petróleo en el Instituto Noruego deTecnología en Trondheim.

Neil Hurley trabaja como asesor científico en el Centro de Investigación de Carbonatos Dhahran deSchlumberger en Arabia Saudita. Sus intereses enmateria de investigación abarcan la generación de imá-genes de la pared del pozo y la caracterización de yaci-mientos carbonatados. Trabajó para Conoco Inc. yMarathon Oil Company desde 1978 hasta 1996. Profesoremérito, se jubiló en la Escuela de Minas de Coloradoen el año 2006. Neil obtuvo sus licenciaturas en geolo-gía e ingeniería petrolera de la Universidad del Sur deCalifornia, su maestría en geología de la Universidad de Wisconsin, y su doctorado en geología de laUniversidad de Michigan.

Djisan Kho se desempeña como petrofísico de yaci-mientos senior de Schlumberger, trabajando comoconsultor técnico de evaluación de formaciones para el Grupo de Desarrollo de Gas de Kuwait Oil Company.En 1993, después de obtener una licenciatura (conmención honorífica) en ingeniería mecánica delInstituto de Tecnología de Bandung en Indonesia,ingresó en Schlumberger en el Centro deEntrenamiento de Indonesia en Medan. El añosiguiente, trabajó como ingeniero de campo especia-lista en operaciones con cable en Nagaoka, Japón, conactividades en Yakarta y Abu Dhabi, Emiratos ÁrabesUnidos. Después de un entrenamiento especializadoen análisis de registros, fue traslado a Teherán en Irán, como petrofísico y subgerente de mercadeo.Antes de ocupar su posición actual en el año 2007,estuvo al frente de un proyecto de procesamiento de registros de Schlumberger-Saudi Aramco en Al-Khobar, Arabia Saudita.

Chee Kin Khong es actualmente campeón de dominiode Schlumberger. Ayuda a los clientes a ajustar solu-ciones técnicas adecuadas para los servicios de yaci-mientos, producción y disparos de Schlumberger

Wireline en el norte de Asia. Ingresó en Schlumbergeren 1990 y posee una licenciatura en ingeniería eléc-trica de la Universidad de Tecnología de Kuala Lumpury una maestría en ingeniería petrolera de laUniversidad de Stanford en California.

Joël Le Calvez es geólogo principal de Schlumbergercon base en Dallas. Desde allí dirige el equipo de pro-cesamiento e interpretación de datos microsísmicosdesde el año 2008. Trabaja en el desarrollo y la comer-cialización del negocio microsísmico a la vez quedirige un equipo de geofísicos y geólogos que desarro-llan el negocio en la Formación Barnett Shale,Fayetteville y Woodford y en otros plays no convencio-nales tales como las lutitas Marcellus y Haynesville.Sus responsabilidades principales incluyen el procesa-miento e interpretación de datos para aplicacionesgeológicas, geofísicas y geomecánicas, y presentacio-nes para clientes. Además, trabaja con centros de pro-ductos en la definición de programas y la verificaciónde software, y con centros de investigación en la defi-nición y verificación de algoritmos. Joël ingresó enSchlumberger en el año 2001 después de obtener sudoctorado en geología de la Universidad de Texas enAustin. Desde entonces ha trabajado en estudios geo-lógicos y sísmicos en todo el sudoeste de EUA y en lasáreas marinas de Angola. Posee un diploma en estu-dios subterráneos en tectonofísica y materia conden-sada de la Universidad Pierre y Marie Curie en París;una maestría en geología y geofísica de la Universidadde Nice-Sophia Antipolis; y una licenciatura en mate-mática y física de la Universidad de Nice.

Bruno Lecerf se desempeña como gerente de inge -niería de productos en el Centro de Tecnología deSchlumberger en Novosibirsk en la Federación Rusa, y trabaja en nuevas tecnologías de tratamientos deestimulación por fracturamiento hidráulico. Entre sus proyectos recientes se encuentran la tecnología de divergencia StimMORE* y el ácido MaxCO3*. Bruno ingresó en Schlumberger en el año 2002 y con-tribuyó en el desarrollo de aplicaciones de softwarepara tratamientos de acidificación de la matriz en elDepartamento de Aplicaciones de Ingeniería deSchlumberger. Obtuvo una maestría en ingeniería química de la Universidad de Houston y otra maestríaen química de la École Supérieure Chimie PhysiqueElectronique de Lyon en Francia.

Andy Martin actualmente es campeón de dominio de Schlumberger para el segmento de Operaciones de Disparos Globales con base en Cambridge, Ingla -terra. Está a cargo de la maximización del valor delportafolio comercial de operaciones de disparos deSchlumberger. Después de ingresar en SchlumbergerWireline & Testing como ingeniero de campo en 1979,ocupó diversas posiciones de campo en Medio Oriente.En 1990, fue traslado a Montrouge en Francia, comoingeniero de planta en la oficina central de Wireline & Testing, antes de convertirse en tutor del segmentode Servicios de Producción en el Centro de Entrena -miento Británico de Livingston en Escocia. Su variadaexperiencia laboral incluye sus responsabilidadescomo editor para la publicación Oilfield Review ycomo ingeniero de planta en el grupo de mercadeo

del Centro de Tecnología de Terminaciones deYacimientos de Schlumberger en Rosharon. Antes deocupar su posición actual en 2007, se desempeñó comocampeón de dominio del segmento de operaciones dedisparos para la región del Mar del Norte. Autor denumerosos artículos y titular de dos patentes, Andyposee una maestría en ciencias de la ingeniería de laUniversidad de Oxford en Inglaterra.

Leonardo Maschio se desempeña como ingeniero cor-porativo senior especialista en operaciones de termi-nación y producción de pozos para Pluspetrol, conbase en Buenos Aires. Entre sus responsabilidades seencuentran el diseño y la implementación de pruebasy terminaciones para las áreas prospectivas de explo-ración de la compañía en África y América del Sur.Después de obtener su licenciatura en ingeniería elec-trónica (con mención honorífica) de la Universidad deCórdoba en Argentina, se convirtió en ingeniero desoftware en Génova, Italia. Ingresó en Schlumbergercomo ingeniero de campo en el año 2001, trabajandoen operaciones de fracturamiento hidráulico y cemen-tación en Argentina y luego en Nuevo México. Despuésde trabajar como ingeniero de soporte técnico enDenver, se convirtió en ingeniero técnico de distrito y gerente de servicios de campo en Vernal, Utah. Suposición siguiente lo llevó a Kazajstán como gerentetécnico de país para el segmento de servicios al pozo.Ingresó en Pluspetrol en el año 2008 como gerente deimplementación de nuevas tecnologías y asesor deoperaciones de estimulación, asumiendo su posiciónactual en junio de 2009. Actualmente está terminandosu maestría en ingeniería petrolera en la UniversidadHerriot Watt de Edimburgo en Escocia, además de unpostgrado en administración de empresas.

Robert Merkle trabaja como ingeniero de aplicacio-nes senior con el equipo de Modelado Integrado deYacimientos de Shell. Está a cargo del desarrollo ymantenimiento de los módulos Rock3D†, Rock3DSynthetics† y Ocean.

Vinay K. Mishra se desempeña como campeón dedominio de Yacimientos y Producción del segmento deServicios de Datos y Consultoría de Schlumberger enCalgary. Está a cargo del diseño e interpretación deoperaciones para los servicios de ingeniería de yaci-mientos y producción en Canadá. Antes de ocupar estaposición en el año 2009, se desempeñó como ingenieroprincipal de yacimientos proveyendo soporte para lascompañías de E&P en la región del Atlántico y el estede Canadá para los servicios relacionados con las pre-siones de los probadores de formaciones y el muestreode fluidos, terminaciones inteligentes y operaciones dedisparos, diagnósticos de producción e intervenciones.Además desempeñó funciones relacionadas con inge-niería de yacimientos y operaciones de disparos enLibia, Egipto e India. Antes de ingresar enSchlumberger como ingeniero de yacimientos en 1996,trabajó para HLS Asia Ltd como ingeniero de campo.Vinay obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolerade la Escuela de Minas de India en Dhanbad,Jharkhand, y terminó estudios de postgrado en gestiónde mercadeo en la Universidad de Maharaja Sayajiraoen Baroda, Vadodara, India.

58 Oilfield Review

Bernard Montaron ingresó en Schlumberger en 1985 y desempeñó diversas funciones en el área deInvestigación y Desarrollo y mercadeo en Europa, EUA y Medio Oriente. Es director temático de carbo -natos y yacimientos naturalmente fracturados deSchlumberger y reside en Dubai. Sus posiciones pre-vias fueron la de director de ingeniería y la de gerentegeneral de Investigación y Desarrollo y manufacturaen el Centro de Productos Riboud de Schlumberger enClamart, Francia, y la de vicepresidente de mercadeode Oilfield Services para Europa, la ex-Unión Soviéticay África. Desde 1999 hasta 2000, fue vicepresidente demercadeo de Schlumberger Medio Oriente, con base enDubai. Bernard posee un diploma en física de la ÉcoleSupérieure de Physique et de Chimie Industrielles(ESPCI) en París, y un doctorado en matemática de laUniversidad de París VI. Es miembro del directorio deESPCI y socio activo de las AAPG, SPE, SPWLA, EAGE,Sociedad Matemática de Francia (SMF) y SociedadFrancesa de Matemática Aplicada e Industrial (SMAI).

William Ray Moore se desempeña como geocientíficoen el segmento de Datos y Consultoría de Schlumbergeren Denver desde el año 2004. Obtuvo una licenciaturaen geología de la Universidad de Campbell en BuiesCreek, Carolina del Norte, EUA.

Jorge Adrián Morales obtuvo una licenciatura eningeniería petrolera de la Universidad Nacional deCuyo en Mendoza, Argentina. Comenzó su carreracomo ingeniero de yacimientos en diversos camposoperados por Petrobras SA, participando en proyectosde recuperación primaria y secundaria de petróleo.Posteriormente trabajó en proyectos de desarrollo en campos de gas de Petrobras. Desde el año 2007, se desempeña como ingeniero de yacimientos de gaspara Pluspetrol SA, trabajando en el equipo a cargodel desarrollo de los campos de gas de la cuencaNeuquina, y en proyectos gasíferos en yacimientos convencionales y no convencionales del sector norte.

Jock Munro se desempeña como campeón de dominiode Schlumberger para el segmento de Operaciones deDisparos de la región del Mar del Norte. Con base enAberdeen, se especializa en soluciones de disparospara el logro de eficiencia y productividad maximizadade los pozos. Jock ingresó en Schlumberger enAustralia, en el año 1990, como especialista en siste-mas de disparos operados con la tubería de produc-ción, y posee antecedentes en operaciones con cableeléctrico, terminaciones y disparos. Ocupó diversasposiciones, incluyendo la de campeón de productospara válvulas de aislamiento de la formación FIV* y la de gerente de ventas para el segmento de Opera -ciones de Disparos para Brunei, Malasia y la República de las Filipinas.

Italo Pizzolante es el actual gerente de desarrollo derecursos en VICO Operating Company para la asocia-ción entre Eni Petroleum y BP, y reside en Yakarta.Antes de ocupar su posición actual en el año 2008, fue gerente de manejo de activos para el Grupo deOperadores CACT (China National Offshore OilCorporation, Chevron y Eni Petroleum). Posee más de25 años de experiencia en Eni Petroleum, ocupando

diversas posiciones relacionadas con el manejo deyacimientos y operaciones en África Septentrional yÁfrica Occidental, Kazajstán y América Latina. Italoobtuvo una licenciatura en ingeniería hidráulica de la Universidad de Pavia en Italia.

Dmitry Potapenko se desempeña como líder deequipo de Schlumberger en el Centro de Tecnología de Novosibirsk en la Federación Rusa, donde dirige un equipo a cargo del desarrollo de nuevas tecnologíasde estimulación de pozos. Comenzó su carrera en 1999como asistente de laboratorio y luego como investiga-dor en el Centro Internacional de Tomografía de SBRAS en Novosibirsk. Ingresó en Schlumberger en elaño 2005 como ingeniero de campo en Muravlenko,Rusia, trabajando en tratamientos de fracturamiento.Antes de ocupar su posición actual en el año 2009, sedesempeñó como ingeniero de desarrollo de productosen el Centro de Tecnología de Novosibirsk, trabajandoen técnicas de divergencia para operaciones de fractu-ramiento hidráulico de etapas múltiples. Colaboradorpara muchos artículos técnicos, Dmitry posee unDiploma Nacional Superior tanto en química como en administración de empresas y un doctorado en química-física, todos de la Universidad Estatal deNovosibirsk.

Trygve Randen se desempeña como gerente de car-tera de Ocean y está a cargo del negocio general deOcean. Ingresó en Geco-Prakla en Stavanger, dondereside actualmente, como investigador geocientíficoen 1995, para convertirse en investigador científicosenior en el año 2000. En el año 2005, se convirtió enanalista de flujos de trabajo de Ocean y fue designadocampeón de productos de Ocean el año siguiente.Trygve posee un doctorado de la Universidad Noruegade Ciencia y Tecnología en Trondheim.

Fadhil Sadooni es profesor investigador y asesor delvicepresidente de Investigación en la Universidad deQatar en Doha. Fadhil posee un doctorado en yaci-mientos carbonatados de la Universidad de Bristol enInglaterra, y cuenta con más de 30 años de experienciaen la industria del petróleo y en el ámbito universita-rio en Medio Oriente y el Sudeste de Asia.

Norhisham Safiin se desempeña como ingenierosenior especialista en operaciones de terminación de pozos para PETRONAS Carigali en Kuala Lumpur.Obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Tulsa en Oklahoma, EUA en 1998.

Michael Samuelson trabaja como ingeniero técnicodel segmento de Servicios al Pozo de Schlumbergerpara la División Central de EUA. Está a cargo de la tec-nología actual y nueva en la cuenca de Midcontinent,además del manejo de la formación de ingenieros decampo, el diseño de las operaciones de estimulación y cementación, la ingeniería y la ejecución. Antes deocupar esta posición, estuvo involucrado en el entre -namiento técnico y en diversas gestiones de investi -gación y mercadeo enfocadas en servicios deestimulación de pozos, control de la producción dearena y servicios industriales. Michael posee una licen-ciatura en química de la Universidad Oral Roberts enTulsa, y una maestría en ingeniería y manejo de la tec-nología de la Universidad de Tulsa.

Raja Rajeswary Suppiah se desempeña como tecnó-logo de producción en PETRONAS Carigali en KualaLumpur. Está involucrada en el diseño de pozos, lasoperaciones de disparos, el control de la producciónde arena, el análisis de la producción y el diseño e ins-talación de sistemas de levantamiento artificial paralos pozos del proyecto de desarrollo Abu Cluster. Antesde ingresar en PETRONAS Carigali en el año 2006, sedesempeñó como ingeniero de servicios técnicos paraKota Minerals & Chemicals Sdn. Bhd. en Malasia,donde está a cargo de la preparación de planillas dedatos sobre seguridad química y documentos de licita-ciones, y la ejecución de pruebas de lodo de perfora-ción efectuadas en laboratorios. Raja Rajeswary poseeuna maestría en ingeniería química de la UiversitiKebangsaan Malaysia en Bangi, Selangor.

William Underhill es gerente de tecnología deSchlumberger para el Monitoreo de Tratamientos deFracturamiento Hidráulico y reside en Sugar Land,Texas. Ingresó en Schlumberger en 1990 y trabajó enaspectos relacionados con la telemetría para medicio-nes durante la perforación en el grupo de EstudiosAvanzados de Anadrill en Sugar Land. Transferido aGeco-Prakla en Hannover, Alemania en el año 1992, sedesempeñó como ingeniero de desarrollo involucradoen la construcción y las pruebas de campo del sistemaDrill-Bit Seismic*. De regreso a Sugar Land en 1996,trabajó en el grupo de Estudios Avanzados de Wireline,explorando nuevos conceptos en herramientas de prue-bas de formación. Desde 1997 hasta 2002, dirigió eldesarrollo de la herramienta seismicVISION* LWD,efectuando las primeras pruebas exitosas de campo ydirigiendo la comercialización de la nueva tecnología.En el año 2002 fue traslado a Fuchinobe en Japón, paramanejar la línea de productos sísmicos y de telemetría,y supervisó la organización del proyecto de operacionessísmicas de pozo y telemetría con cable. En el año2005, se incorporó en el equipo del centro de operacio-nes del segmento de Servicios de Datos y Consultoríade Schlumberger en Houston, como campeón de sís-mica de pozo, y tres años después se unió al equipo delcentro de operaciones para la unidad de negocios deMonitoreo de Tratamientos de FracturamientoHidráulico. Bill obtuvo una licenciatura en física de laUniversidad de Colgate en Hamilton, Nueva York, y unamaestría y un doctorado en ingeniería mecánica de laUniversidad de Arizona en Tucson, EUA.

Mauro Ivan Weimann se desempeña como ingenieroespecialista en estimulación y producción deSchlumberger para la región de Argentina, Bolivia yChile, y reside en Buenos Aires. Entre sus responsabi-lidades se encuentran el manejo de proyectos de desa-rrollo de campos, la provisión de soporte técnico paraproyectos de producción y estimulación y el desarrollodel negocio StimMAP* y PowerSTIM del área.Previamente, trabajó como ingeniero de campo a cargode las operaciones de estimulación de pozos paraSchlumberger en Neuquén, Argentina, estando a cargodel diseño, la ejecución y la evaluación de las operacio-nes de estimulación de pozos. Además trabajó comoingeniero de producción en Buenos Aires. Mauroobtuvo un diploma en ingeniería electrónica de la


Universidad Nacional de Tucumán en Argentina, y una maestría en evaluación y manejo de yacimientosdel Instituto Superior de Energía de Madrid y de laUniversidad Herriot Watt en Edimburgo, Escocia.

Harvey Williams es director del Centro deInvestigaciones de Operaciones de Disparos deSchlumberger en Rosharon, Texas, donde supervisalas actividades de investigación relacionadas con lasoperaciones de disparos a largo plazo. Después deobtener su doctorado en matemática aplicada de laUniversidad de Cambridge en Inglaterra, se desem-peñó como investigador posdoctoral en ingenieríabiomédica y matemática en la Universidad de Tulaneen Nueva Orleáns. Luego trabajó como profesor asis-tente de matemáticas en la Universidad de NuevaOrleáns. En el año 2002, ingresó en Schlumbergercomo ingeniero senior en el área de investigación de

las operaciones de disparos en Rosharon. Allí trabajóen el modelado matemático de las presiones transito-rias de pozos durante las operaciones de disparosPURE*, en el desarrollo del software de planificaciónPURE y en las actividades de entrenamiento para eldiseño de las operaciones de disparos PURE. Desde elaño 2007 hasta el año 2009, asumió un rol similar enel centro de Schlumberger en Aberdeen. Además desu doctorado, Harvey posee una licenciatura en físicateórica y una maestría en matemática aplicada de laUniversidad de Newcastle upon Tyne en Inglaterra.

Tuanfeng Zhang se desempeña como investigadorcientífico senior en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger en Cambridge, Massachusetts. Susintereses en materia de investigación abarcan los pro-cesos de geomodelado, modelado y caracterización deyacimientos, geoestadística y geoestadística espacial.

Fue profesor asociado en el Instituto del Petróleo deXian en China entre 1995 y 2000. Desde el año 2002hasta el año 2006, estudió en la Universidad deStanford en California, donde obtuvo una maestría en ingeniería petrolera y un doctorado en ciencias geológicas y ambientales.

Weishu Zhao trabaja como científico posdoctoral en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger enCambridge, Massachusetts. Sus intereses en materiade investigación abarcan los fenómenos de transporteen medios porosos, el modelado del flujo multifásico aescala de poros y la simulación de yacimientos. Weishuposee una maestría y un doctorado en ingeniería química de la Universidad de Waterloo en Ontario,Canadá.

60 Oilfield Review

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.†Marca de Shell

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Dispositivos de control de influjo. En la últimadécada, la perforación de pozos horizontales largospermitió incrementar significativamente el contactocon el yacimiento. A la vez que mejoran el drenaje del yacimiento, estos intervalos de producción de longitud extendida también pueden impulsar la ocu-rrencia de un fenómeno de flujo irregular a través dela formación, que los ingenieros conocen como efectotalón-punta. Este fenómeno a su vez puede traducirseen una eficiencia de barrido pobre y en reservas pasa-das por alto. Para encarar el problema, se colocan dis-positivos de control de influjo en el fondo del pozo conel fin de controlar el flujo que ingresa en el pozo, locual produce un flujo de fluido más uniforme a lo largo de todo el intervalo de producción.

Yacimientos de alto impacto. El impacto de losmeteoritos desempeña un rol significativo en la localización y la calidad de algunos yacimientos dehidrocarburos. Las fuerzas de disgregación fracturanlas rocas compactas y forman cráteres que puedenrellenarse con sedimentos ricos en materia orgánica.Este artículo describe cómo reconocer los cráteres de impacto en el subsuelo. Algunos casos de estudioreflejan la producción actual de petróleo y gas pro -veniente de estructuras de impacto antiguas.

Energía geotérmica. La búsqueda de fuentes deenergía alternativas y sustentables ha aumentado elinterés en la forma de utilizar el calor de la Tierra paragenerar electricidad. Si bien el calor subterráneo esubicuo, los demás elementos que deben estar presen-tes para la generación de la energía geotérmica—agua y formaciones permeables—lo son en muchomenor grado. Los científicos están atacando este pro-blema con sistemas geotérmicos mejorados que gene-ran permeabilidad y suministran agua para los pozosde inyección y producción perforados en formacionesde alta temperatura.

Descifrado de yacimientos complejos. En laindustria del petróleo y el gas, el análisis de fluidos de fondo de pozo es reconocido como una herramientacrucial para la determinación de las propiedades delos fluidos de yacimientos. Las nuevas mediciones y el software predictivo de modelado de fluidos hacenposible el conocimiento mejorado de un yacimiento yde la naturaleza compleja de los fluidos en sitio. Si losresultados difieren de las predicciones del modelo, lostecnólogos petroleros pueden modificar los programasde pruebas para garantizar que los procesos de adqui-sición de datos satisfagan sus necesidades.Finalmente, los datos se utilizan para comprendermejor la complejidad de los yacimientos, determinar el posicionamiento eficiente de los pozos, maximizarla recuperación y evitar errores costosos. Algunoscasos de estudio de yacimientos profundos y pozos de desarrollo demuestran la integración de estas nuevas técnicas.

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