MX2007007060A - Metodo para la determinacion de la saturacion de agua de una formacion subterranea. - Google Patents
Metodo para la determinacion de la saturacion de agua de una formacion subterranea.Info
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Abstract
Se describe un metodo para determinar la saturacion de agua de una formacion subterranea atravesada por un agujero, el metodo consiste en: determinar un primer parametro (??) que sea representativo del exponente critico de la conductividad electrica de la formacion; determinar un segundo parametro (Wc o Sc o fc) que sea representativo del umbral de percolacion de la formacion; medir una primera serie de propiedades de la formacion; y combinar la primera serie de propiedades de la formacion, el primero y segundo parametros para determinar la saturacion de agua (Sw) de la formacion subterranea-.
Description
MÉTODO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN DE AGUA DE UNA FORMACIÓN SUBTERRÁNEA
Esta invención se refiere a métodos para la caracterización de una formación geológica atravesada por un agujero.
Las mediciones de la resistividad están en el origen de los servicios de diagrafía o perfilaje para la exploración de petróleo y gas. Una de las razones que hicieron estas mediciones tan exitosas fue la introducción de la ley de Archie, la cual permite calcular la saturación de agua (Sw) de la roca porosa como una función de la resistividad medida (Rt . A partir de ella no calcula la saturación de hidrocarburos (petróleo y/o gas) , lo cual es simplemente el complemento a 1 para la saturación de agua, y esto conduce a la estimación de la cantidad total de petróleo en el depósito tomando en cuenta la porosidad medida ( f) y el volumen estimado del depósito (V) . Esta estimación se obtiene por medio de la ecuación: (1-SW) f V. Estos parámetros son del más alto interés cuando se busca dar la mejor estimación de la capacidad de producción de hidrocarburos de la formación.
La Ley de Archie, la cual se puede expresar por medio de la siguiente ecuación: R = R„/Swn/ f m, probó ser exacta en las formaciones de arenisca limpia en todo el mundo, y en general en la mayoría de rocas porosas humedecidas en agua, con ambos exponentes xn' y ' estimados con el valor 2. Esta estabilidad del valor del exponente permite hacer rápidamente evaluaciones exactas de las reservas de petróleo para la mayoría de depósitos de directamente de los registros de porosidad y resistividad. Esta técnica es menos costosa que la anterior que necesitaba muestras de sondaje extensas y campañas de análisis de núcleo, y fue rápidamente adoptado por la industria petrolera y de gas como un método de evaluación petrofísico estándar.
Con las formaciones de carbonato sin embargo, esto se volvió no muy satisfactorio para la mayoría de los depósitos. Los valores de los exponentes yn' y ?m' tuvieron que ajustarse usando las mediciones en los núcleos de muestreo, para ajustar las mediciones de la resistividad a la saturación de agua observada en los núcleos. Normalmente el exponente ?m' permanece cerrado a 2 o ligeramente menor que 2 (generalmente entre 1.7 y 2), mientras que el exponente ?n' podía variar en una intervalo amplio de valores desde 2, o ligeramente menor de 2, hasta más de 5 (valores de 10 o más se han
observado en experimentos de laboratorio) . Esto estaría bien si uno pudiera establecer una correlación entre los valores de los exponentes y la naturaleza litológica de las capas de rocas, pero no se puede establecer una correlación general lo cual significa que una serie dada de exponentes validados para un determinado deposito de carbonato, o aún una zona particular en el depósito, no se pueden extrapolar a otros depósitos, o aún a otras zonas dentro del mismo depósito. La consecuencia directa de esta falta de estabilidad de los valores del exponente, es que uno no podría usar las mediciones e resistividad de los registros tomados en diferentes pozos perforados en el depósito y aplicar una ley de conversión para calcular las saturaciones de agua para estimar las reservas de petróleo y gas.
Además, aún en un pozo dado la estabilidad de los exponentes no está garantizada por anticipado en las formaciones de carbonato y se puede esperar que el vn' varíe contra la profundidad en el pozo.
Las estimaciones de reservas de petróleo exactas en carbonatos no se pueden entregar únicamente por las mediciones de la resistividad y porosidad sino que requieren muestras de sondaje extensas y/o muestreo de
fluidos de la formación y/o mediciones de registros independientes de la saturación del agua. A diferencia de las mediciones de la resistividad que se pueden hacer muy profundas en la formación (profundidad de investigación de varios pies) , los otros métodos conocidos para medir la saturación de agua son todos superficiales (unas pocas pulgadas) y por lo tanto altamente afectadas por la invasión de lodos. Este es el motivo por el cual estas mediciones directas de saturación de agua no se pueden considerar representativas de la verdadera saturación de agua del depósito, lo cual implica que muestras de sondaje extensas y/o muestreo de fluidos de la formación se deben hacer en carbonatos para hacer los cálculos de la reserva de petróleo y gas. De hecho, aún el método basado en las muestras de sondaje y/o muestreo de fluidos de la formación son cuestionables debido a que las propiedades de las muestras del sondaje también son afectadas por la invasión, y el muestreo de fluido no proporciona una medición directa de petróleo en el lugar.
Se han propuestos muchos métodos basados en las mediciones de diagrafía diferentes a las muestras de sondaje y muestreo de fluido para mejorar la evaluación petrofísica de los carbonatos pero todos estos métodos
dependen de la formulación clásica de la ley de Archie y están afectados por la falta de estabilidad del exponente
El objetivo de esta invención es proporcionar un método de caracterización petrofísica para formaciones subterráneas que elimine los inconvenientes de los métodos existentes y que permita las evaluaciones exactas de las reservas de petróleo y gas.
Para este fin, la invención proporciona un método para determinar la saturación de agua de una formación subterránea atravesada por un agujero, el método consiste en:
- determinar la saturación de agua de una formación subterránea atravesada por un agujero, el método consiste en:
determinar un primer parámetro (µ) que sea representativo del exponente crítico de la conductividad eléctrica de la formación;
determinar un segundo parámetro (Wc ó Sc ó fc) que sea representativo del umbral de percolación de la formación;
medir una primera serie de propiedades de la formación; y
combinar la primera serie de propiedades de la formación, el primero y segundo parámetros para determinar la saturación de agua (Sw) de la formación subterránea.
Ventajosamente, el paso para determinar el primer parámetro consiste en determinar la formación de litofacies de las mediciones litológicas; y deducir de las litofacies de la formación y tablas correspondientes para varios tipos de rocas el valor del primer parámetro (µ) .
Ventajosamente, el paso para determinar el segundo parámetro consiste en medir una segunda serie de propiedades de la formación en una profundidad superficial en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (Rxo) , saturación de agua de la formación poco profundo (Sxo) , porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (Rmf) ; calculando de las propiedades de la formación y el primer parámetro el valor del segundo parámetro.
En otra modalidad, los pasos para determinar tanto el primero y segundo parámetros consiste en medir en una primera vez (ti) una primera serie de propiedades de la formación en una profundidad poco profunda en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (Rxoi) , saturación de agua de la formación poco profundo (Sxoi) , porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (R fi) ; midiendo en una segunda vez (t2) una tercera serie de propiedades de la formación en una profundidad poco profunda en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (Rxo2) , saturación de agua de la formación poco profundo (Sxo2) , porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (Rmf2) ; combinar las propiedades de la formación de la segunda y tercera series para la primera y segunda veces para determinar los parámetros primero y segundo.
En una modalidad todavía interesante los pasos para determinar los parámetros primero y segundo consiste en medir en una profundidad (dph) a lo largo del eje del agujero una primera serie de propiedades de la formación
en una primera formación radial poco profunda (dradl) en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (R'xoi), saturación de agua de la formación poco profundo
(S'xoi), porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (R'mfi) ; midiendo a la misma profundidad
(dph) a lo largo del eje del agujero una tercera serie de propiedades de la formación en una segunda formación radial poco profunda (drad2) en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (R'xo2), saturación de agua de la formación poco profundo (S'xo2), porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (R'mf2) ; combinando la segunda y tercera serie de las propiedades de la formación para la primera y segunda profundidades radiales de poca profundidad para determinar los parámetros primero y segundo.
Ventajosamente, la primera serie de propiedades de la formación consiste en la resistividad de la formación (Rt) , porosidad de la formación (f) , y la resistividad de la formación de agua (Rw) de tal manera que la saturación de agua (Sw) de la formación subterránea se calcula con la ecuación:
' (SJ ~ weY
En otra modalidad, la invención además consiste en el paso de verificar que el primero (µ) , y segundo parámetros (Wc o Sc o fc) y la primera serie de propiedades de la formación se determinó en la misma litología de la formación desde las mediciones adecuadas de la formación incluyendo pero no limitando a las depresiones de la formación o límites del lecho de la formación.
En otra modalidad, la invención además consiste en determinar la existencia de fracturas en la zona de la formación en donde se determinó la primera serie de propiedades de la formación.
En esas modalidades, el método de la invención ventajosamente además consiste en que cuando se identifican las fracturas de la formación, el paso para medir la resistividad de la formación (RF) en las fracturas de la formación, la porosidad de la formación, y la resistividad de la formación de agua (Rw) de tal manera que la saturación de agua (Sw) de la formación subterránea se calcula con la ecuación:
1/Rt = 1/RF + ( S„f - Wc)µ/Rw
Ventajosamente, la formación subterránea es una formación húmeda de petróleo o húmeda mixta, como de pero no limitando a formaciones de carbonato, en donde la superficie interna de los poros de la formación está, en su mayoría o parcialmente, cubierto con un fluido no conductivo como los hidrocarburos.
Interesantemente, la primera serie de propiedades de la formación consiste en resistividad de la formación (Rt) , porosidad de la formación (f) , y la resistividad al agua de la formación (Rw) de tal manera que la saturación de agua (Sw) de la formación subterránea se calcula con la ecuación:
en donde Sc es la saturación crítica de agua Sc.
En otra modalidad, la primera serie de las propiedades de la formación consisten en resistividad de la formación
(Rt) , porosidad de la formación (f) , y la resistividad al agua de la formación (Rw) de tal manera que la saturación de agua (Sw) de la formación subterránea se calcula con la ecuación:
en donde fc es la porosidad crítica.
Ventajosamente, las herramientas usadas para hacer las mediciones son: en la primera y segunda veces (ti, t2) una herramienta de perfilaje durante la perforación con mediciones hechas en la misma profundidad radial en la formación se escogen de la lista: resistividad, captura sigma neutrones, constante dieléctrica, resonancia magnética nuclear (NMR) .
Preferentemente, las herramientas usadas para hacer las mediciones son: en la primera vez (ti) una herramienta de perfilaje durante la perforación con mediciones hechas en la misma profundidad radial en la formación se escogen de la lista: resistividad, captura sigma neutrones, constante dieléctrica, resonancia magnética nuclear (NMR), y una segunda vez (t2) una herramienta de perfilaje Alámbrico con mediciones hechas en la misma profundidad radial en la formación se escogen de la lista: resistividad, captura sigma neutrones, constante dieléctrica, resonancia magnética nuclear (NMR) .
La invención se describirá ahora en relación con los dibujos acompañantes, en los cuales:
La Figura 1 es un diagrama esquemático del circuito de producción del método de acuerdo con la invención.
La Figura 2 es un diagrama esquemático del entorno del agujero.
La razón para hacer las mediciones petrofísicas es para hacer una evaluación exacta de las reservas de hidrocarburos, es decir el volumen total de petróleo y/o gas contenido en un depósito determinado. Por simplicidad nos referiremos aquí como petróleo. La cantidad total de petróleo en el depósito es
(1-Sw) F
en donde V es el volumen total del depósito, y donde Sw y f son el promedio de saturación de agua y porosidad tomada sobre el depósito completo. Esta evaluación, de hecho, generalmente se hace capa por capa es decir agregando los volúmenes de petróleo correspondientes a varias zonas del depósito:
(l-Swi)?. Vi + ( 1-Sw2) f2 2 + ...
Vn
Un aspecto clave en este proceso es el denominado aspecto de "escala ascendente". Las mediciones de saturación de agua y porosidad son necesariamente mediciones locales, y el volumen total de roca cubierta por estas mediciones es generalmente muy pequeño comparado con el volumen del depósito completo. Por ejemplo las mediciones de porosidad y las mediciones de saturación de agua directas normalmente se hacen usando mediciones nucleares (captura de la sección transversal - sigma de Neutrón) y/o mediciones de resonancia magnética nuclear (NMR) las cuales se limitan a una profundidad de investigación de unas pocas pulgadas (0 a 15 cm) alrededor del pozo. Las mediciones directas de saturación de agua se pueden hacer también midiendo la constante dieléctrica de la roca que es muy sensible a la presencia de agua, pero esto es también una medición muy superficial. Esto presenta dos interrogantes: 1. ¿Se pueden considerar estas mediciones locales representativas del promedio de valores a lo largo del depósito? Y 2. ¿La calidad de las mediciones es afectada por el límite de profundidad de la investigación?
La pregunta 1 es contestada en general haciendo muchas mediciones, primero contra la profundidad a lo largo de
los pozos, y segundo en varios pozos perforados en el depósito. La variabilidad estadística observada se puede tomar en cuenta con la adecuada correlación a un modelo geológico del depósito.
La pregunta 2 no se considera un serio problema para porosidad, lo cual es una propiedad geométrica de la roca que puede ser medida con buena exactitud y corregida para los efectos del entorno. Sin embargo para la saturación de agua las mediciones directas existentes claramente caen justo en el intervalo sujeto a invasión por el filtrado de lodos y lo que se mide no es la saturación de agua en el depósito sino lo que se conoce como Sxo, que es la saturación de agua en la zona de transición alrededor del pozo, el cual ha sido cambiado, en general aumentado (cuando se perfora con lodos a base de agua) , por la invasión de fluidos del agujero del pozo. Sxo no se puede usar directamente para las estimaciones de las reservas de petróleo.
Una forma de enfrentar el problema es usar mediciones superficiales como el Sxo y la resistividad de la roca en la zona de transición Rxo, para caracterizar los exponentes de la ley de Archie, y entonces usar mediciones de resistividad más profundas
(profundidades de investigación de diferentes pies se pueden lograr con herramientas lateroperfil) y desde éstas derivar la saturación de agua en el depósito usando la ecuación de Archie y asumiendo que los valores del exponente son los mismos cerca del pozo y a pocos pies fuera del pozo. Desgraciadamente, la exactitud de esta aproximación es cuestionable debido a que se sabe que el exponente xn' varía con la saturación del agua, por lo que aún una pocos pies son suficientes para generar variaciones significativas en el valor del exponente ?n' y la ley de Archie en la zona no invadida no se puede asumir en carbonatos sean los mismos que en la ley de Archie cerca del agujero del pozo. Este problema es claramente creado por la falta de estabilidad del exponente n' y el objetivo de la presente invención es resolver ese problema usando un modelo diferente.
De esta manera se ha encontrado que la ley de Archie, abajo, se puede readaptar significativamente, particularmente en el caso en que se van a estimar depósitos en formaciones de carbonatos.
Ley de Archie:
en donde Rt es la resistividad de la roca medida por medio de una herramienta de resistividad, Rw es la resistividad del agua de la formación, f es la porosidad de la matriz de roca, y Sw es la saturación de agua del volumen poroso de la matriz de roca.
Ventajosamente, de cuerdo con la invención, la siguiente ecuación petrofísica permitirá una evaluación más exacta de los depósitos de la formación:
»« ** (1) 1 {s -wty
En esta ecuación, Wc es un umbral de percolación del matriz de roca y donde µ es el "exponente crítico". Lo que hace único a este modelo es escoger la variable de precolación, la cual es el producto de la porosidad de la matriz por la saturación de agua, es decir, la fracción del volumen de agua en la roca mencionado en la presente como "fracción de volumen del agua" para acortar y el umbral de precolación Wc es la fracción del volumen crítico de agua".
Esta ecuación puede tomar otras dos formas equivalentes.
Para una porosidad dada f uno puede definir la
"saturación crítica del agua" SC como Sc = Wc /f y la ecuación llega a ser
1 <ßv -se? µ
0 para una saturación de agua Sw dada uno puede definir una "porosidad crítica" fc como f c = Wc /Sw y la ecuación toma la forma de
Las formas (1) y (2) se preferirán sobre la forma (3) debido a que en la forma (3) la porosidad crítica fc varía con la saturación de agua y el método en esta invención es precisamente evitar parámetros que varíen con la saturación de agua. En el resto de la invención usaremos la forma (1) pero todo el proceso descrito se aplica directamente con la forma (2) la cual también está cubierta por esta invención. En todo el flujo de trabajo y método presentado en la figura 1, uno puede usar Sc en lugar de Wc.
La ventaja de este método comparado con la ley de Archie, es que reemplazamos el exponente ?n' , el cual sabemos que
varía con la saturación del agua, y también con la porosidad, y la humedad, por medio de un parámetro (la fracción crítico de volumen de agua Wc) el cual no depende de Sw. Wc es igual a cero para rocas perfectamente humedecidas en agua, y es estrictamente positivo y menor de 1 para rocas humedecidas en petróleo o rocas de humedad mixta (parcialmente humedecidas en agua y parcialmente humedecidas en petróleo) . Más precisamente, el valor máximo de Wc se puede tomar para rocas perfectamente humedecidas en petróleo en condiciones prácticas es menor que 0.10 y en general en el intervalo de 0.04 - 0.08.
En este método tanto el Wc como el µ dependen más de la geometría del medio poroso hecho de los poros de la red y en el paso de los poros, y eventualmente de drusas y fracturas. El Wc también depende de la naturaleza de los fluidos en el medio poroso, y en la distribución de la humectabilidad.
El método de la invención ventajosamente propone la utilización de parámetros que, debido a que no dependen en la saturación, se pueden asumir como constantes a lo largo de una capa de la formación de litología uniforme. Esta propiedad diferencia el Wc del exponente ?n'por lo que este no es el caso.
El método de la invención requiere la determinación del primer parámetro µ el cual es el exponente crítico de la conductividad eléctrica y está unido a la dimensión fractal de la formación de roca y del segundo parámetro Wc el cual es representativo del umbral de precolación de la formación.
Midiendo estos dos parámetros como el Wc y el µ requiere por lo menos dos ecuaciones independientes. Si únicamente está disponible una ecuación entonces una debe asumir un valor para uno de los dos desconocidos.
Por estar razones, son posibles dos pasos para la determinación:
Primeramente, en el caso donde está disponible información limitada (únicamente una ecuación) el mejor resultado se obtendrá asumiendo un valor para el parámetro más estable el cual es µ. El valor del exponente crítico para la matriz de roca (roca no fracturada) es generalmente muy cercano a 2, normalmente entre 1.9 y 2.0. Por eso el primer método es asumir µ « 2 (por ejemplo) y con una combinación de herramientas para hacer cuatro mediciones (El volumen de roca medida es en una profundidad superficial de investigación debido a la
penetración limitadas de las mediciones nuclear/rayos X/NMR/dieléctrica) - Rxo, Sxo, porosidad (f) y Rmf, la cual es la resistividad del filtrado de lodo (ver figura 2) - para derivar el valor de la fracción de volumen de agua crítica Wc usando la ecuación
en donde Rxo es la resistividad de la formación en una profundidad radial poco profunda comparada con las paredes del agujero, y Sxo es la saturación de agua de la formación en la profundidad superficial. Por lo tanto, tanto Rxo y Sxo están "contaminados" por el lodo que se usó cuando se perforó el agujero como es sabido por cualquier persona con experiencia en la técnica.
Este método dará resultados aceptables para valores relativamente altos de la fracción crítica de volumen de agua, es decir, arriba de 0.035, o por supuesto si el valor usado para µ se sabe que es muy exacto.
En este método, el valor asumido para µ se puede derivar de la correlación que existe entre el exponente crítico y las litofacies de roca, es decir, el tipo de roca. Ciertamente se sabe que µ es directamente una función de
la estructura geométrica de la red de poros de la roca y de la naturaleza de los fluidos que contiene. Esa correlación se puede establecer una vez y para todas y almacenarla en un "catálogo" de tipos e roca. Los tipos de roca se pueden reconocer de las mediciones de registro adecuadas (es decir, litoregistro, aplicaciones de equipos de litoherramientas como las que realizan las herramientas del solicitante) y el valor correspondiente de µ inferido.
Observe, como se ve en el diagrama de la figura 1, que uno debe revisar que el volumen de roca observado con la herramienta de resistividad (Rxo) no contiene fracturas de conductoras de electricidad, o si los tiene, debe tomarse en cuenta el efecto de las fracturas. Esto se puede revisar con una herramienta eléctrica formadora de la imagen del agujero. La presencia de una fractura conductora dentro del volumen de investigación de la herramienta de resistividad afectará la medición de Rxo, la cual entonces no será representativa de la matriz Rxo.
Otro paso para la determinación de parámetros de la invención puede ser en el caso en donde dos ecuaciones independientes están disponibles para el mismo volumen de matriz de roca (roca no fracturada) con dos valores de
saturación diferentes, uno puede calcular directamente los valores de Wc y µ resolviendo para estos dos desconocidos la serie de dos ecuaciones
Las situaciones de ejemplo donde dos valores de saturación y resistividad están disponibles para el mismo volumen de roca son
• Cuando las mediciones se hacen con las mismas herramientas en diferentes tiempos y valores de saturación promedio dentro del volumen de roca observados son diferentes debido a la progresión de invasión de filtrado de lodos contra tiempo (por ejemplo mediciones de lapso de tiempo de perfilaje durante la perforación) • Cuando se combinan las mediciones LWD y de perfilaje Alámbrico. Las mediciones LWD hechas mientras se perforaba pueden ser por ejemplo I-La saturación de agua en una profundidad superficial de investigación desde la medición nuclear (sigma de neutrón rápido) o dieléctrica (constante dieléctrica medida con una herramienta de alta frecuencia) y 2- la resistividad superficial con una herramienta de tipo lateroperfil
o una herramienta de resistividad de 2 Mhz. Las mediciones de perfilaje alámbrico se hacen en un tiempo posterior después de que la invasión ha progresado más profundo en la formación y cambiado la saturación del agua en el mismo volumen de roca caracterizada con las mediciones LWD. Uno puede hacer después las mismas .mediciones, como por ejemplo 1-saturación de agua (Sxo) por los métodos nuclear (sigma) o dieléctrico, y 2- resistividad superficial desde Rxo o lateroperfil de separación corta (el cual siempre iguala la mejor profundidad de investigación de las mediciones LWD) . • Cuando se hace una primera medición, y después se fuerza un fluido conductivo conocido con una resistividad diferente de R f hacia la formación en el mismo punto, por ejemplo usando una herramienta especial que contenga una bomba y un depósito de fluido, y se hace una segunda medición (Esto puede requerir una herramienta de inyección específica con mediciones integradas de Sxo y Rxo) .
También hay casos en donde los valores de saturación están disponibles para casi el mismo volumen de roca, por ejemplo cuando se hacen mediciones en dos profundidades ligeramente diferentes de investigación tomando ventaja
de la distribución no uniforme de Sxo y Rxo en la zona de transición.
La ventaja de los dos primeros métodos (lapso de tiempo LWD Y LWD + perfilaje Alámbrico) es que estos permiten suficiente tiempo (varias horas) entre las dos mediciones. Esto es importante porque se sabe de experimentos de laboratorio que las mediciones de la resistividad en una roca para la cual se alteró la saturación de agua toma un tiempo más largo para estabilizarse, hasta 24 horas o más. Las mediciones LWD de lapso de tiempo se pueden hacer por lo tanto en cada pequeña corrida (bit run) el cual normalmente excedería las 24 horas.
Otra vez, aquí uno debe revisar que no haya factura en el volumen de la roca investigada por la medición de la resistividad. Para situaciones donde no es posible, como en el caso de formaciones altamente fracturadas, una segunda modalidad del método de la invención se describirá más adelante.
Observe que la fracción crítica del volumen de agua se puede calcular rápidamente usando la iteración
PV (pX?) Sm„ ??l 9 donde E ** — ~~ -----J
Empezando con Wc(0)=0 únicamente 5 iteraciones en general son suficientes para obtener un valor exacto para la solución y el valor de µ se puede calcular fácilmente desde una de las ecuaciones iniciales.
Por supuesto, no hay limitación de posibilidades de medición para el perfilaje o herramientas de perfilaje durante la perforación. Se apreciará que cualquier técnica conocida por las personas que cuentan con experiencia en la técnica se puede usar para realizar las mediciones de la formación solicitadas por el método de la invención. En aún otro ejemplo del método de acuerdo con la invención, la medición de la formación usada para determinar tanto el primer parámetro µ como el segundo parámetro Wc se pueden realizar en los cortes de la formación emitidos desde el agujero cuando se está perforando y esos parámetros se pueden volver a usar para calcular la resistividad de la formación Rt a una profundidad radial comparada con las paredes del agujero que no han sido invadidas por el lodo de la perforación.
Finalmente, uno podría usar valores conocidos para el primer parámetro µ y el segundo parámetro Wc (o Sc o fc) , estos valores se podrían haber obtenido de la correlación entre tablas y la litología de la formación que se va a estimar. De la teoría física de medios fractales y la teoría de la percolación, se ha mostrado que la fracción de volumen de agua crítica Wc y el exponente crítico µ son independientes de Sw, y se correlacionan con la geometría de la red de poros y en el paso de los poros y drusas en la matriz de roca. Wc también depende del ángulo de humectabilidad entre el petróleo y el agua en la formación el cual se puede asumir como muy constante, y como resultado de Wc y µ se puede esperar que correlacionen muy bien con "facies de litología" (tipos de roca) . Como se explicó anteriormente, en todas las ecuaciones y determinación de la presente invención, el segundo parámetro puede ser Wc, Sc o fc.
De esta manera se puede hacer una tabla de una lista de tipos de roca (no fracturada) y sus correspondientes valores Wc y µ de fracción crítica de volumen de agua totalmente húmedo en petróleo. Esta tabla se puede derivar de muestras de sondeo y se puede establecer una vez para todas. La variabilidad de Wc y µ para los tipos de roca de carbonato fracturada se espera que sea muy
limitado. Se espera que Wc tome valores cercanos a 0.05 y µ tome valores cercanos a 2 para la mayoría de rocas no fracturadas incluyendo carbonatos de drusas.
Como se puede ver en el flujo de trabajo esquemático de la figura 1, en el primer paso descrito en la sección anterior los parámetros Wc y µ se determinaron desde mediciones superficiales usando una combinación de herramientas como la Densidad/Neutrón, Rxo y/o constante Dieléctrica, y siguiendo uno de los pasos antes mencionados .
Luego, en el método de la invención, los valores Wc y µ tienen que ser aplicados a una zona ubicada más profundo o una herramienta equivalente (Perfilaje Alámbrico o LWD) la cual proporciona un valor de la resistividad de la formación Rt fuera de la zona invadida. Asumiendo que la resistividad Rw del agua de la formación es conocida, uno puede calcular la saturación del agua en el depósito usando
Cuando se usa la clásica ley de Archie, se pueden cometer errores significativos al asumir que el exponente ?n'
tiene el mismo valor varios pies fuera del pozo y cerca del agujero del pozo. Los errores pueden ser signos positivos o negativos dependiendo de la humectabilidad de las formaciones y el cambio en la saturación del agua dependiendo de la humectabilidad de las formaciones entre la zona invadida y la zona virgen. Para las formaciones altamente humedecidas en petróleo y con un gran contraste de saturaciones de agua entre las dos zonas, la saturación del agua determinada basándose en la ley de Archie en general es significativamente menor que el valor actual. Por ejemplo con Wc = 0.04, µ =2, Rmf = 0.025 ohm-m, Rw = 0.015 oh 'm, Sxo = 0.60 y Sw verdadero = 0.25 el error hecho en Sw usando la ley Archie es -15% el cual corresponde a una gran sobre-estimación de petróleo en las reservas del lugar. Los errores con signo positivo, correspondientes a una sub-estimación de petróleo en las reservas del lugar usando la ley de Archie en general no excede del 3%. Por ejemplo con Wc = 0.03, µ = 2, Rmf = 0.025 ohm-m.
Rw = 0.015 ohm-m, Sxo = 0.60 y Sw verdadero = 0.40 el error hecho en Sw usando la ley de Archi es de +3%.
Gracias a la estabilidad de Wc y µ, el método antes mencionado evita este problema y ofrece una determinación
mucho más exacta de la saturación de agua verdadera, y por lo tanto una evaluación más exacta del petróleo en el lugar de la reserva.
Los parámetros de la ley de Archie se pueden vincular a los parámetros de la ecuación de percolación escribiendo
sj'F m -(s -w
Tomando m = µ, El exponente ?n' de Archie se puede expresar directamente como
n ~ u —— — Iná?.
Donde, como se vio anteriormente, Sc = Wc / f. La ecuación anterior muestra como varía ?n' con la saturación de agua y otros parámetros. Dentro de un intervalo limitado de valores de saturación de agua, esta ecuación proporciona un valor de ?n' el cual es casi constante, es decir, casi independiente de Sw dentro de este intervalo de límite. Esto explica por qué se ha usado la ley de Archie y por qué se pueden caracterizar los exponentes ?n' y ?m' de manera experimental .
Los métodos descritos en la presente invención podría, por lo tanto, aplicarse a ?n' y ?m' usando la ecuación
antes mencionada que relaciona los parámetros de la ley de Archie con los parámetros de percolación.
Como ya se mencionó anteriormente, en caso de fracturas en la formación, el método de la invención comprende más pasos (como se ve en la figura 1) :
Los depósitos de carbonato frecuentemente se perforan usando lodos salados con alta conductividad eléctrica. Esto es debido a que la presencia de fracturas invadidas con lodo pueden tener un efecto significativo en las mediciones de la resistividad, especialmente cuando el contraste entre la baja resistividad de la fractura y la alta resistividad de la matriz de carbonato rico en petróleo es grande.
Se puede demostrar que en presencia de fracturas conductoras el método de la invención puede ser modificado para considerar este efecto y la ecuación llega a ser
1/ R; - kS^f, / Rl}, X {S - Wc y l donde SWf es la saturación de agua en las fracturas, f F es la porosidad de las fracturas, Rm es la resistividad del lodo, y k es un factor geométrico.
k varía dependiendo de la orientación de la herramienta con respecto a las fracturas, por ejemplo en los dos casos extremos del eje del pozo (es decir eje de la herramienta) paralelo - el cual es, en general, el caso para pozos verticales - y perpendicular a las fracturas ( típico de pozos horizontales) uno tiene
Pozos verticales: k
Pozos horizontales: k = L/h Donde L es el radio de investigación de la herramienta de resistividad, h es su resolución vertical y rw es el radio del pozo. Los valores típicos para k 'están en el intervalo de 0.3 a 0.5 en pozos verticales y 10 veces más grandes en pozos horizontales. Este efecto es una de las principales razones de por qué el exponente xm' de la ley de Archie frecuentemente se encuentra reducido significativamente en rocas fracturadas.
En el método relativo a la invención, tomamos ventaja de la estabilidad de los parámetros de percolación y fractal y se usa la ecuación siguiente
VR. ^l/R.U- iS -w^y iR^
donde el término de resistividad de fractura RF se mide usando una medición independiente adecuada, como una herramienta formadora de imagen del agujero del pozo calibrada, y este valor se usa para corregir mediciones superficiales (Rxo) y las mediciones de la resistividad profundas (lateroperfil) de acuerdo con algoritmos de corrección adecuados definidos del moldeo de las herramientas que responden de las a las fracturas. Uno también puede usar la información de la herramienta de imagen del agujero del pozo o cualquier otra herramienta adecuada, la cual puede detectar la presencia de fracturas, en intervalos seleccionados en el pozo las cuales están libres de fracturas para hacer una determinación exacta de saturación de agua en estos intervalos usando la ecuación de precolación.
Claims (13)
1. Un método para determinar la saturación de agua de una formación subterránea atravesada por un agujero, el método consiste en: determinar un primer parámetro (µ) que sea representativo del exponente crítico de la conductividad eléctrica de la formación; determinar un segundo parámetro (Wc ó Sc ó fc) que sea representativo del umbral de percolación de la formación; - medir una primera serie de propiedades de la formación de entre la lista de resistividad de la formación (Rt) , porosidad de la formación (f) , resistividad al agua de la formación (Rw) ; y - combinar la primera serie de propiedades de la formación, el primero y segundo parámetros para determinar la saturación de agua (Sw) de la formación subterránea de acuerdo con la siguiente relación: ?. ?. (^ ~^ )i
2. El método de la reivindicación 1, en donde el paso para determinar el primer parámetro consiste en: a. determinar la formación de litofacies de las mediciones litológicas; y b. deducir de las litofacies de la formación y tablas correspondientes para varios tipos de rocas el valor del primer parámetro (µ) .
3. El método de la reivindicación 2, en donde el paso para determinar el segundo parámetro consiste en: a. medir la segunda serie de propiedades de 1 formación en una profundidad superficial en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (Rxo) , saturación de agua de la formación poco profunda (Sxo) , porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (Rmf) ; b. calcular de las propiedades de la formación y el primer parámetro, el valor del segundo parámetro.
4. El método de la reivindicación 1, en donde los pasos para determinar el primero y segundo parámetros consiste en: medir en una primera vez (ti) una segunda serie de propiedades de la formación en una profundidad poco profunda en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (Rxoi) , saturación de agua de la formación poco profundo (Sxoi) , porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (Rmfi) ; medir en una segunda vez (t2) una tercera serie de propiedades de la formación en una profundidad poco profunda en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (Rxo2) , saturación de agua de la formación poco profundo (Sxo2) , porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (Rmf2) ; combinar las propiedades de la formación de la segunda y tercera series para la primera y segunda veces para determinar los parámetros primero y segundo .
5. El método de la reivindicación 1, en donde los pasos para determinar el primero y segundo parámetros consiste en: - medir en una profundidad (dph) a lo largo del eje del agujero una segunda serie de propiedades de la formación en una primera formación radial poco profunda (dradl) en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (R'xoi), saturación de agua de la formación poco profunda (S'xoi), porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (R'mfi) ; medir a la misma profundidad (dph) a lo largo del eje del agujero una tercera serie de propiedades de la formación en una segunda formación radial poco profunda (drad2) en la vecindad de las paredes del agujero, las propiedades de la formación se escogen de entre una lista que consiste en: resistividad de la formación poco profunda (R'xo2), saturación de agua de la formación poco profunda (S'xo2), porosidad de la formación (f) , resistividad del filtrado de lodo (R'mf2) ; combinar la segunda y tercera serie de las propiedades de la formación para la primera y segunda profundidades radiales de poca profundidad para determinar los parámetros primero y segundo.
6. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores; además comprende el paso para verificar que los parámetros primero (µ) y segundo (Wc o Sc o fc) y la primera serie de las propiedades se determinan en la misma litología de la formación de las mediciones de la formación adecuadas incluyendo pero no limitando las depresiones de la formación o límites del lecho de la formación.
7. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores; además comprende determinar la existencia de fracturas en la zona de la formación en donde se determinó la primera serie de propiedades de la formación.
8. El método de la reivindicación 6, además cosiste en que cuando se identifican las fracturas de la formación, el paso para medir la resistividad de la formación (RF) en las fracturas de la formación, la porosidad de la formación (f) , y la resistividad de la formación de agua (Rw) de tal manera que la saturación de agua (Sw) de la formación subterránea se calcula con la ecuación: 1/Rt=l/RF + (S„(¿ - Wc)µ/Rw
9. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores en donde la formación subterránea es una formación humedecida en petróleo o con humedad mixta, como de, pero no limitando a, formaciones de carbonato, en donde la superficie interna porosa de la formación está, en su mayoría o parcialmente, cubierta con un fluido no conductor como los hidrocarburos.
10. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores; en donde la primera serie de propiedades de la formación consiste en resistividad de la formación (Rt) , porosidad de la formación (f) , resistividad al agua de la formación (Rw) ; de tal manera que la saturación del agua (Sw) de la formación subterránea se calcula con la ecuación: en donde Sc es la saturación crítica de agua Sc.
11. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores; en donde la primera serie de propiedades de la formación consiste en resistividad de la formación (Rt) , porosidad de la formación (f) , resistividad al agua de la formación (Rw) ; de tal manera que la saturación del agua (Sw) de la formación subterránea se calcula con la ecuación: R. ?. f $ F -F *Y en donde fc es la porosidad crítica,
12. El método de la reivindicación 4, en donde las herramientas que se usan para determinar las propiedades de la formación son: una primera y segunda vez (ti, t2) las herramientas de perfilaje durante la perforación con las mediciones hechas en la misma profundidad radial en la formación se escogen de la lista: resistividad, captura sigma neutrones, constante dieléctrica, resonancia magnética nuclear (NMR) .
13. El método de la reivindicación 4, en donde las herramientas para determinar las propiedades de la formación son: la primera vez (ti) una herramienta de perfilaje durante la perforación con las mediciones hechas en la misma profundidad radial en la formación se escogen de la lista: resistividad, captura sigma neutrones, constante dieléctrica, resonancia magnética nuclear (NMR) y una segunda vez (t2) una herramienta de perfilaje alámbrico con mediciones hechas en la misma profundidad radial en la formación se escogen de la lista: resistividad, captura sigma neutrones, constante dieléctrica, resonancia magnética nuclear (NMR) .
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