MX2010011431A - Herramienta y metodo para determinar parametros de formacion. - Google Patents

Abstract

Un aparato y método de medición de una característica de parámetro de una formación rocosa en un pozo de petróleo que está equipado con un dispositivo para generar un campo de detección dentro de un volumen de la formación rocosa y un dispositivo para provocar un flujo a través de un volumen en presencia del campo de detección, que incluye además sensores que responden a cambios en el volumen, en donde una respuesta de sensor indica las cantidades de fluido y cambios en la fase de hidrocarburo en la formación. Mediciones pueden efectuarse antes que el flujo afecte el volumen de medición y después del inicio del flujo a través del volumen de medición.

Description

HERRAMIENTA Y MÉTODO PARA DETERMINAR PARÁMETROS DE FORMACIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a un aparato y a métodos para determinar parámetros representativos de propiedades de formación y propiedades de fluido de formación de depósitos subterráneos, particularmente depósitos de hidrocarburos. Más específicamente, la invención se refiere a aparatos y métodos para medir parámetros de formación en la ubicación de un flujo inducido en la formación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En el transcurso de la evaluación de la producción de formaciones y depósitos que llevan hidrocarburos, es importante adquirir conocimientos sobre las propiedades de la formación y las propiedades del fluido de formación que influencian la productividad y el rendimiento a partir dé la formación perforada. Típicamente, dicho conocimiento es adquirido por métodos generalmente conocidos como "registro". Las operaciones de registro incluyen la medición de un parámetro de formación o parámetro de fluido de formación en función de la ubicación, o más específicamente profundidad en un pozo. El registro de la formación ha evolucionado para incluir muchos tipos diferentes de mediciones incluyendo mediciones basadas en interacciones acústicas, electromagnéticas o de resistividad, y nucleares, como por ejemplo resonancia magnética nuclear (NMR) o captura de neutrones .

Las mediciones de NMR se utilizan frecuentemente en el pozo para sondear el comportamiento de decaimiento por NMR del fluido estacionario en la roca del depósito. Durante estas mediciones, se establecen campos magnéticos en la formación utilizando imanes arreglados adecuadamente. Los campos magnéticos inducen una magnetización nuclear que es desviada o manipulada de otra manera con pulsos de radiofrecuencia (RF) en resonancia. Se observan ecos de NMR, y su dependencia de los parámetros de pulso y de tiempo se utiliza para extraer información sobre la formación y los fluidos en ella. En particular, se ha utilizado la resonancia magnética' nuclear (NMR) en la industria de los campos petrolíferos . ara obtener información y parámetros representativos de fluidos unidos, fluidos libres, permeabilidad, viscosidad de petróleo, proporción entre gas y petróleo, saturación de petróleo y saturación de agua. Todos estos parámetros pueden ser derivados de mediciones de tiempo de relajación de espín-espín, que se conoce frecuentemente como T2, tiempo de relajación de espín-red (TI) , y coeficiente de auto-difusión (D) de las moléculas que contienen hidrógeno contenidas en los fluidos de formación.

Por otro lado, los fluidos son rutinariamente muestreadóS en el pozo con ayuda de lo que se conoce como probadores de formación o dispositivos de muestreo de fluido de formación.

Un ejemplo de esta clase de herramienta es MDT™ de Schlumberger, una herramienta de prueba de fluido dinámica modular. Dicha herramienta puede incluir por lo menos, una botella de muestra de fluido, una bomba para extraer el fluido de la formación o inyectar fluido en la formación, y una placa de contacto con un conducto para enganchar la pared del pozo. Cuando el dispositivo está colocado en una región de interés, la placa es presionada contra la pared del pózo, formando un sello hermético y empieza la operación de bombeo. Con el bombeo, un flujo en la formación es inducido mediante la extracción de fluido de la formación a través del conducto, el fluido que fluye a través de la herramienta es analizado in situ mediante la utilización de métodos basados en electricidad, óptica o NMR. Típicamente, cuando el fluido es considerado fluido de depósito "puro", es decir, cuando tiene niveles aceptables de lodo u otros contaminantes, se coloca una muestra del fluido en la botella de muestra , ara análisis posterior en un laboratorio de superficie. El módulo es entonces desplazado hacia la siguiente región de interés o estación.

El flujo de fluido en el pozo es también rutinariamente producido utilizando arreglos de obturador doble, por ejemplo para aislar secciones del pozo durante prueba de fluido y presión, esencialmente de la misma manera que lo descrito en el caso de la herramienta MDT arriba. Mediante la inversión de la dirección de flujo, arreglos de obturador doble ofrecen la posibilidad de llevar a cabo operaciones de fracturación diseñadas para fracturar la formación alrededor de la sección aislada del pozo.

Cuando se intenta específicamente inyectar fluido en lugar de extraer fluido de la formación, una herramienta de prueba puede requerir de modificaciones tales como las descritas por ejemplo en la solicitud de Patente Norteamericana Mancomunada 2006/0000606. La herramienta descrita ahí es un probador de formación para formaciones de orificio abierto que incorpora una broca para perforar a través de la torta de lodo que se acumula en la pared del pozo o a través de zonas dañadas o contaminadas por el proceso de perforación. La herramienta i como se describe en el documento US 2006/0000606 puede inyectar fluido en la formación que rodea el pozo para varios propósitos como, por ejemplo, para fracturar la formación cerca del pozo.

Es además práctica común montar herramientas de registro en dispositivos de transporte dedicados tales como cables de línea de cables o tubería continua (CT) , o bien, alternativamente, en una sarta de perforación que lleva una broca en su extremo inferior. Este último caso se conoce en la industria como una medición durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) o registro durante la perforapión (LWD, por sus siglas en inglés) . En operaciones MWD y LWD, el parámetro de interés se mide a través de instrumentos típicamente montados cerca atrás de la broca o ensamble de fondo de pozo (BHA) . Ambos, registro en general y LWD,: |son métodos conocidos desde hace varias décadas y por consiguiente se considera que no requieren de presentación adicional.

Aplicaciones y mediciones diseñadas para explotar el flujo generado por herramientas tales como las herramientas de prueba de formación arriba en combinación con mediciones de tipo NMR se describen en numerosos documentos. Un ejemplo de estos documentos publicados es la Patente Norteamericana Mancomunada No. 7,180,288 de Scheven. Otra descripción detallada de posibles métodos basados en NMR con el objetó de monitorear parámetros de flujo y formación puede encontrarse en la Patente Norteamericana Mancomunada No. 6,642,715 de Speier et al y en la Patente Norteamericana No. 6,856,132 de Appel et al. Una herramienta que combina una herramienta de inyección/extracción de fluido con una herramienta de representación óptica por resistividad se describe, ¡ i por ejemplo, en la Patente Norteamericana Mancomunada No. 5,335,542 de Ramakrishnan et al. Herramientas y métodos de pozo para medir permeabilidades utilizando inyección secuencial de agua y petróleo se describen en la ÍPatente Norteamericana Mancomunada No. 5,269,180 de Dave y Ramakrishnan y en la Patente Norteamericana Mancomunada No. 7,221,158 de Ramakrishnan . En la Patente Norteamericana Mancomunada No. 5,497,321 de Ramakrishnan y Wilkinson, los autores sugieren un método para calcular curvas de flujo fraccional utilizando mediciones de resistividad en múltiples profundidades radiales de investigación. La Patente Norteamericana No. 7,032,661 de Georgie et al, se refiere a métodos para determinar la saturación y permeabilidad relativa con base en prueba de formación concurrente, resistividad y mediciones de NMR.

En un documento preparado para presentación ante el Primer Simposio Anual Regional del Medio Oriente SPWLA, abril 15-19, 2007, Gilíes Cassou, Xavier Poirier-Coutansais y uno de los inventores de la presente invención, Raghu Ramamoorthy, demostraron que la combinación de técnicas de tipificado de fluido por NMR avanzada con un módulo de bombeo de fluido de obturador doble puede mejorar en gran medida la estimación del parámetro de saturación en rocas de carbonato ! La capacidad de efectuar estaciones 3D-NMR inmediatamente antes y después de la extracción por bombeo proporciona t&nto saturaciones de agua como de petróleo (Sw,Sxo) independientemente de litologia, resistividad, y salinidad, en un entorno altamente complejo.

Sin embargo, el método como se demostró adolece de numerosas limitaciones que hacen difícil efectuar mediciones confiables y exactas. Ambas herramientas deben posicionarse con exactitud a la misma profundidad en tiempos diferentes. Las dos adquisiciones de 3D-NMR deben efectuarse exactamente a la misma profundidad que la operación de muestreo para que la manipulación de la formación sea reflejada en la medición 3D-NMR. Puesto que ambas herramientas deben ser desplazadas hacia arriba y hacia abajo del pozo para colocarlas correctamente - y puesto que la incertidumbre en el posicionamiento de la herramienta es por lo menos tan grande como las dimensiones de una antena NMR típica - la implementación probada como se describió no es óptima. Además, problemas operacionales hacen que las pruebas no puedan efectuarse directamente a través de la sonda puesto que se vuelve entonces más difícil asegurar que la antena de NMR esté colocada exactamente en el intervalo de prueba, y se debe de utilizar una configuración de obturador doble.

Además, el tiempo para remover los obturadores dobles y desplazar la herramienta de NMR hacia abajo hasta la posición correcta en el intervalo de prueba es de aproximadamente 10 minutos. Una medición 3D-NMR típica puede requerir de otros 15 minutos de tiempo en la estación. Si ocurre una reinvasión significativa durante este lapso de tiempo, los datos 3D-NMR post-bombeo son afectados y ya no pueden ser correlacionados con el caudal de flujo incido por la herramienta .

Tomando en cuenta la técnica conocida, ha sido por consiguiente un objeto de la presente invención mejorar y realzar los aparatos y métodos conocidos para caracterizar formaciones utilizando un flujo inducido en la formación. Se considera como otro objeto de la presente invención ofrecer más y mejores métodos para determinar las propiedades características de formación y fluido de formación mediante la utilización de aparatos de medición que tienen un volumen de investigación que empalma o está co-ubicado con el volumen en donde ocurre un flujo inducido.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN De conformidad con un primer aspecto de la presente invención, se proporcionan herramientas y métodos para medir un parámetro característico de una formación rocosa, incluyendo tener en una sección de un pozo que penetra en la formación rocosa un dispositivo para generar un campo de detección en un volumen de medición dentro de la formación rocosa y un dispositivo para provocar un flujo a través del volumen de medición, preferentemente en presencia del campo de detección, y sensores que responden a cambios en el campo de detección, en donde las respuestas de sensor son indicadoras de la cantidades de fluido en el volumen de medición en diferentes estados del flujo, incluyendo preferentemente un estado antes que el flujo generado afecte el volumen de medición y un estado después del inicio del flujo a través del volumen de medición.

Se define una cantidad de fluido para el propósito de la presente invención de tal manera que incluya partes o porcentajes de fluido de formación que consisten , de hidrocarburo y/o partes del porcentaje que consiste de agua. En la industria, dos de los parámetros más utilizados se conocen frecuentemente como la saturación de hidrocarburo (Shc) o saturación de petróleo (So) y saturación de agua (Sw) , respectivamente.

En una variante de estas modalidades, un fluido es ya sea extraído o más preferentemente inyectado en la formación para barrer el hidrocarburo y obtener una medición de la saturación de petróleo residual (ROS, por sus siglas en inglés) con las mediciones subsecuentes. En una variante alternativa, un fluido basado en hidrocarburo como, por ejemplo, un petróleo crudo de formación puede ser inyectado en la formación con el objeto de estimar la cantidad de saturación de agua residual (Swr) . Ambos parámetros, ROS y S r son puntos finales importantes en la determinación de las relaciones de permeabilidades relativas en función , de la saturación y pueden utilizarse finalmente por consiguiente para determinar una medición de los factores de recuperación para el depósito. En una variante adicional de esta modalidad, se miden la saturación de una fase en la formación y caudales de flujo o cortes de fases de fluido-. El conocimiento de los volúmenes de flujo o flujos fracciónales según la saturación puede utilizarse para derivar directamente la permeabilidad relativa de una fase en la formación. Por consiguiente es preferible monitorear la cantidad de caudal de flujo ya sea de fluido inyectado o de fluido muestreado mediante la utilización de un medidor de flujo vinculado a una trayectoria de flujo dentro del alojamiento de la herramienta o, alternativamente, un sistema de control que convierte el volumen bombeado en una medición del caudal de flujo.

La invención contempla además el uso de un campo de detección basado en cualquiera de la medición de registro conocida que puede detectar el cambio de un parámetro dentro de la formación, incluyendo campos de detección sónica, acústica, magnética y electromagnética. Por consiguiente, los sensores preferentemente responden a uno de estos tipos de campos y registran señales electromagnéticas, señales de resistividad, señales dieléctricas, señales de NMR y captura de neutrones. En una variante todavía más preferida los sensores registran cualquier señal de este tipo en profundidades múltiples según lo medido en dirección radial a partir del pozo. En una modalidad preferida, el campo de detección comprende un campo magnético. En una variante de esta modalidad, distribuciones de la relajación espín-red o distribuciones de Ti o distribuciones de relajación espín-espín (T2) se derivan de la respuesta de sensor. Sin embargo, en el caso de las mediciones in situ de tiempo-evolución de un parámetro, métodos más rápidos basados por ejemplo en conjunto de inducción o resistividad pueden preferirse, tales como la herramienta de representación óptica por resistividad descrita en la Patente Norteamericana No. 5,335,542.

En una variante preferida de los métodos basados en NMR, se aplica una caracterización de fluido de resonancia magnética (MRF, por sus siglas en inglés) a la respuesta de sensor. La caracterización de fluido de resonancia magnética (MRF) es una adquisición de NMR de secuencias múltiples en donde el tiempo de polarización y el espaciado de eco varían, lo que resulta en una sensibilidad a difusión y distribución TI y T2. Mediciones de MRF pueden utilizarse para medir tanto Sw como So en carbonatos independientemente de litológía, resistividad, y salinidad.

La capacidad de efectuar y comparar dos o más mediciones de MRF en forma de transcurso de tiempo antes y después dé un flujo inducido reduce algunas de las incertidumbres provocadas por el proceso de perforación e invasión de formación. La invasión de filtrado de fluido de formación cambia la composición de fluido cerca del pozo. El flujo desde la formación hacia la herramienta tiene el efecto de reemplazar el filtrado con fluido de formación, colocando por consiguiente el volumen de medición en la formación en un estado mucho más cercano a la formación original. La inyección controlada de un fluido conocido por otro lado puede utilizarse de manera provechosa para crear una zona que es más completamente enjuagada que simplemente mediante la 1 i invasión no controlada y no monitoreada de filtrado de lodo. La inyección controlada puede lograrse, por ejemplo, mediante la utilización de un medidor de flujo que monitorea el caudal de flujo a través de una tubería dentro de la herramienta con la punta de una sonda.

Mientras es posible generar un flujo a través de cualquier herramienta que pueda provocar un gradiente de presión a través de la superficie del pozo, la presente invención emplea preferentemente herramientas y métodos acoplados con medios para determinar parámetros relacionados con el flujo. Herramientas preferidas son por consiguiente variantes de las herramientas de muestreo de formación conocidas modificadas de tal manera que la herramienta de detección pueda proyectar su campo de detección en el volumen de la formación sujetó al flujo causado por la herramienta de muestreo.

Típicamente, el flujo es causado por el enganchamiento de la pared del pozo con una sonda de la herramienta de muestreo y la utilización de un mecanismo de bombeo para extraer fluido de la formación. Sin embargo, en una modalidad adicional de la presente invención, el flujo puede alternativa o alternadamente ser causado por la inyección de un fluido en la formación. En esta modalidad de la invención, el parámetro puede ser medido mientras tiene un flujo en y fuera de la formación .

En otro aspecto de la invención, las cantidades monitoreadas de fluidos en la formación pueden ser analizadas para cambios de composición en la fase de hidrocarburo causados por el flujo. Otra vez, es una modalidad preferida de este aspecto de la invención repetir mediciones estacionarias en condiciones de flujo diferentes, es decir, antes, durante y después del flujo inducido.

En una modalidad preferida de este aspecto de la invención, la cantidad o volumen total de hidrocarburo en un volumen de medición dentro de la formación es dividido de conformidad con los valores de un parámetro que puede ser derivado de la medición. Se puede observar que estas partes fraccionadas o divididas del hidrocarburo se comportan diferentemente en condiciones de flujo diferentes. Tales mediciones pueden llevar por consiguiente a parámetros relacionados con la composición del fluido de formación. En una variante de ésta modalidad, este parámetro es la distribución de Ti o T2 o un parámetro que puede derivarse de estas distribuciones, como por ejemplo la viscosidad. La observación del fluido de depósito dividido de conformidad con un parámetro de este tipo permite mejores estimaciones de depósitos recuperables y/o la efectividad de tratamientos mejorados de recuperación de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) .

De conformidad con un aspecto adicional de la presente invención, el método puede utilizarse para determinar la efectividad de una recuperación mejorada del petróleo de varias formas. Métodos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) incluyen la inyección de compuestos químicos especializados tales como surfactantes o geles bloqueadores de agua en la formación. Métodos de EOR incluyen también tratamientos de depósito basados en aplicación de calor tales como inyecciones de vapor o gas. Mediante el monitoreo de la reacción de fluido en el volumen de medición dentro de la formación, es posible estimar la eficacia de un tratamiento de EOR de este tipo a escala de un depósito mayor. En una modalidad de este aspecto de la invención, la efectividad de agentes químicos, tales como surfactantes, cuando se inyectan en la formación, puede monitorearse in situ y evaluarse de manera correspondiente con el objeto de derivar parámetros importantes adicionales, tales como factores de recuperación efectiva de hidrocarburos con y sin el tratamiento.

Detalles, ejemplos y aspectos adicionales de la presente invención se describirán abajo con referencia a los dibujos listados a continuación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1A ilustra una operación de perforación convencional; la figura IB ilustra una operación de registro de conformidad con un ejemplo de la presente invención; las figuras 2A y 2B muestran una vista esquemática frontal y en corte transversal de una herramienta para su uso en la presente invención; la figura 3 muestra una vista en corte transversal esquemática de otra herramienta para su uso en la presente invención; la figura 4A ilustra una medición típica según lo efectuado por una herramienta de NMR; la figura 4B muestra otra medición posible basada en la presente invención; y las figuras 5A y 5B ilustran interpretaciones habilitadas ! por la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En la figura 1A, se muestra un pozo 11 en proceso de perforación a través de una formación 10. Una sarta de perforación 12 es suspendida desde la superficie a través de una plataforma de perforación 13. Una broca de perforación 12-1 está fijada en el fondo de la sarta de perforación 12. Mientras se está perforando, un fluido de perforación es circulado a través de la sarta de perforación 12 y la broca de perforación 12-1 para retornar a la superficie a través del anillo entre la pared del pozo 11 y la sarta de perforación 12. Durante este proceso, una parte del fluido de perforación invade una zona 15 de poca profundidad alrededor del pozo 11, contaminado por consiguiente el fluido de perforación.

Después de terminar la perforación a través de una formación que lleva hidrocarburos, se baja una herramienta de linea de cable 16 como se muestra en la figura IB en el pozb; 11 utilizando un cable 17 de linea de cable. En el ejemplo ilustrado, la herramienta de linea de cable incluye un dispositivo de prueba de formación 16-1 que se utilizará para generar un flujo en la formación y una herramienta basada en NMR 16-2 con una combinación de imanes permanentes y antenas (no se ilustra) para generar un campo magnético en el volumen de la formación afectado por el flujo. Tales herramientas han sido descritas en la técnica anterior, incluyendo en la Patente Norteamericana Mancomunada No. 7,180,288 de Scheven, la Patente Norteamericana Mancomunada No. 6,642,715 de Speier et al., y la Patente Norteamericana No. 6,856,132 de Appel et al.

Una variante adicional de una herramienta de este tipo se ilustra en las figuras 2A y 2B que muestran una vista frontal y en corte transversal, respectivamente, de los esquemas de una herramienta combinada de muestreo y NMR.

El cuerpo 20 de la herramienta de registro de fondo de pozo incluye una sonda de muestreo que toma la forma de una placa 21. La placa 21 incluye una zona externa 211 de material magnético atrás de una capa de sello de material elástico. El material magnético de este ejemplo es permanentemente magnético y por consiguiente puede generar un campo magnético en las partes de la formación que hacen frente a la sonda. Una zona interna de la placa 21 incluye un área de antena 212 y la linea de flujo 213. Un circuito de alimentación 22 para alimentar energía y controlar la antena se localiza atráá de la placa 21. La línea de flujo incluye un medidor de flujo Q similar a los dispositivos conocidos.

La antena está diseñada para suministrar pulsos de NMR 23 en la formación. La herramienta como se ilustra se encuentra en un estado de inyección de fluido a partir del cuerpo de la herramienta 20 hacia la formación 10. En otros estados, fluido puede fluir en dirección reversa, es decir, desdé la formación 10 hacia la línea de flujo 213. La herramienta mostrada se distingue de los diseños conocidos de herramientas combinadas de muestreo y NMR porque presenta la antena 212 en un área rebajada de la placa 21. Se observa como aspecto novedoso de diseños de este tipo que tienen un área rebajada que actúan efectivamente como embudo, inyectando por consiguiente flujo desde un área efectiva de mayor tamaño y ampliando a su vez el volumen de medición en donde el flujo y el campo magnético se empalman. El área rebajada sirve además para proteger la antena contra el impacto y fuerzas de sello que actúan cuando la placa hace contacto con la formación.

Para medición electromagnética o basada en resistividad, la combinación de una herramienta NMR con una herramienta de prueba de formación como se muestra arriba puede ser cambiada por una combinación de herramienta de conjunto de resistividad y herramienta de prueba de formación. üna herramienta de este tipo se describe por ejemplo en la Patente Norteamericana Mancomunada No. 5,335,542 de Ramakrishnan et al. Otros campos de detección requieren de un cambio correspondiente del tipo de fuente de receptores en el cuerpo de la herramienta. Sin embargo, en el caso de la mayoría de los campos de detección conocidos, ya sea acústicos, sónicos o electromagnéticos, diseños de herramienta de registro correspondientes existen y pueden por consiguiente adaptarse a los métodos y herramientas descritos aquí.

Integrados en la línea de flujo de la herramienta de muestreo se encuentran dispositivos de medición adicionales típicos (no ilustrados), tales como sensores ópticos, NMR, o sensores basados en resistividad etc., para medir los parámetros relacionados con la composición del flujo muestreado o inyectado en la herramienta. Estos dispositivos incluyen también un medidor de flujo Q para determinar el flujo total Qw+Qo del flujo de agua Qw y flujo de hidrocarburo Qo . La línea de flujo 213 está conectada además a un generador de flujo o bomba (no ilustrado) que se encuentra dentro del cuerpo de la herramienta de registro. El generador de flujo está diseñado para desplazar fluidos desde la formación hacia el cuerpo de la herramienta o bien desde un tanque de almacenamiento (no ilustrado) dentro del cuerpo de la herramienta hacia la formación. El generador de flujo puede también ser calibrado para utilizarse como medidor de flujo mediante la determinación y el control de la velocidad de la bomba y del volumen bombeado.

Una herramienta de obturador doble suspendido en linea de cable adecuada para efectuar mediciones de conformidad con otro ejemplo de la invención se muestra en la figura 3. La herramienta 31 de la figura 3 está suspendida a partir dé una linea de cable 32 en un orificio abierto. Tiene un par de obturadores 33 con conjuntos integrados de sensores 34. Los sensores pueden ser diseñados como un conjunto de electrodos, receptores o emisores de rayos gamma, etc., según la medición a efectuar. El par de obturadores aisla una zona 3Q dé la formación. La herramienta comprende además una cámara de depósito de fluido 35 conectada a los puertos de fluido 361 a través de una linea de flujo 36. El flujo que pasa a través de la linea de flujo 35 es impulsado por un módulo de bombeo 37. El módulo de bombeo puede ser diseñado para soportar flujo de formación en la cámara de depósito o a partir de la cámara en la formación. Según el tipo de experimento a efectuar, la cámara puede contener fluidos de muestra, como por. ejemplo agua o petróleo, o soluciones de sustancias químicas activas para modificar la formación, los fluidos de formación, o la respuesta de la formación o fluido de formación al campo de detección. Las lineas 38 y 39 ofrecen una conexión eléctrica y una conexión hidráulica, respectivamente, a los obturadores 33 y sensores 34.

Es importante observar que la medición propuesta en la presente invención resultará en una señal de respuesta ¡del fluido que se encuentra en el volumen de medición y por consiguiente en la formación. Esfuerzos previos de combinar un NMR y herramienta de muestreo se han enfocado principalmente hacia la medición de las propiedades del fluido muestreado o su velocidad después de salir de la formación y cuando se desplaza a través de la linea de flujo de la herramienta. En la presente invención, la herramienta de muestreo es empleada como medio para generar un flujo en la formación. Este flujo cambia los valores de parámetros asociados con la formación mientras deja los demás valores de parámetros sin cambio. Se ha observado que mediante el registro de tales cambios, parámetros de gran importancia para la caracterización de la formación pueden ser determinados con una exactitud potencialmente mucho 1 más elevada, revelando aspectos previamente desconocidos.

En un primer ejemplo de una modalidad de la invención, las saturaciones de petróleo y agua de los fluidos de formación son determinadas en función de la velocidad de flujo. Las saturaciones pueden ser determinadas, por ejemplo, mediante la evaluación de las curvas de distribuciones de TI ó T2 medidas. Para ilustrar el principio de la evaluación, en la figura 4A se muestra un ejemplo simplificado de tales curvas. La señal de agua se muestra en forma de una linea continua 41 y la señal de petróleo se muestra en forma de una linea interrumpida 42. Las saturaciones pueden ser determinadas a partir de una medición de este tipo mediante el cálculo de la proporción entre las áreas bajo las curvas relativas y el área total.

La respuesta de la formación a muchas mediciones, incluyendo medición de tipo NMR arriba, puede modificarse a través de la inyección de un agente químico adecuado. Utilizando por ejemplo ya sea MnC12 o NiCl como parte de cualquier fluido inyectado reduce la señal de respuesta de agua o, por lo menos, la desplaza hacia valores T2 muy cortos. Este efecto resulta en una separación clara entre las señales de agua y de petróleo en el dominio T2 y la estimación de saturación de petróleo residual se vuelve una simple determinación volumétrica basada en la distribución de T2 medida.

Mientras el ejemplo ilustrado es simplificado para resaltar aspectos de manera más transparente, se anticipa , que mediciones reales se basen en métodos más avanzados de evaluar datos NMR tales como métodos MRF o cualquier otro método conocido para adquirir e interpretar datos NMR tridimensionales (3D) . Para detalles sobre la teoría y la implementación del método MRF, se puede hacer referencia a Freedman, R., Sezginer, A.; Flaum, M. , Matteson, A., Lo, S., e Hirasaki, G. J. : "A New NMR Method of FJ.uid Characterization in Reservoir Rocks: Experimental Confirmation and Simulation Results" [Un Nuevo Método NMR para Caracterización de Fluido en Rocas de Depósito: Confirmación Experimental y Resultados de Simulación] , SPE 63214, Transactions of the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, TX, EUA, 1-4 de Octubre de 2000.

Con los valores de saturación determinados utilizando ya sea los métodos basados en NMR descritos en el ejemplo arriba o mediciones basadas en otros campos de detección, el medidor de flujo Q puede ser utilizado para medir el corte o flujo de agua Qw y/o el corte o flujo de hidrocarburo Qo de la herramienta de muestreo. El término "corte" se utiliza para indicar la cantidad de una sola fase de lo que es típicamente un flujo multi-fásico producido a partir del pozo.

En caso requerido, el retraso temporal entre las mediciones de flujo y las mediciones de saturación puede ser compensado por ejemplo mediante el cálculo de la velocidad de flujo media entre la ubicación de la medición de saturación y la ubicación del medidor de flujo en el cuerpo de herramienta.

Otra forma de efectuar una compensación de este tipo puede incluir la utilización de correlaciones entre las mediciones de NMR y el medidor de flujo y la selección del retraso temporal que optimiza tales correlaciones. La compensación asegura que la medición efectuada por el medidor de flujo refleja la composición del flujo conforme pase a través del volumen de medición e la herramienta de NMR para evaluación. En una modalidad preferida de la presente invención, las saturaciones medidas y las tasas de flujo son compensadas para ajustarse a relación o modelo que incluye las permeabilidades relativas k(ro) ó k(rw). En principio, todos los puntos medidos se encuentran en curvas tales como se muestra en la Figura 5A.

En la figura 5A, se muestra la permeabilidad relativa krp de hidrocarburo en función de la saturación y la permeabilidad relativa krw de agua en función de la saturación. Los puntos finales de ambas curvas son definidos por la saturación de agua residual Swr y la saturación de hidrocarburo residual ROS. Con base en el conocimiento actual de la teoría de esta relación, en muchos casos no se requiere determinar más que dos puntos para derivar una estimación útil de una curva de permeabilidad relativa. Estos dos puntos pueden ser la permeabilidad en al saturación de agua residual Srw y la saturación de hidrocarburo residual ROS. Sin embargo, la exactitud de una estimación o modelo de este tipo es incrementada mediante la determinación de más puntos de medición en las curvas. Un ejemplo adicional más detallado de un enfoque basado en modelo para evaluar las mediciones de saturación para derivar permeabilidad relativa se describe en: "Water-cut and fractional flow logs from array-induction measurements" [Registros de corte de agua y flujo fraccional de mediciones de inducción e conjunto] por T. S. Ramakrishnan y D. J. Wilkinson, 1999 SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2 (1), páginas 85-94.

Una vez establecidas las permeabilidades relativas krw(S ) y kro(Sw) en función de la saturación, es posible derivar el flujo fraccional utilizando como por ejemplo la ecuación : [1] abajo con µ? siendo el w y [ i ] fw(Sw) = {krw(Sw)/ w)/(. krw(Sw)^w + kro(Sw)^o) dando como resultado curvas para el caudal de flujo fraccional en función de la saturación como se muestra para el caudal de flujo fw(Sw) de la fase de agua en la Figura 4B. Una vez establecida, esta función puede ser utilizada para determinar parámetros importantes. Por ejemplo, una medición del petróleo recuperable en la formación puede derivarse mediante la medición de las saturaciones actuales y su distancia respectiva de los puntos finales de las curvas de saturación indicando las saturaciones residuales de petróleo o agua.

En otro ejemplo de la invención, las distribuciones TI o T2 como se muestra en la Figura 4A pueden ser registradas en función del tiempo y por consiguiente en función del flujo que atravesó el volumen de la formación que se monitoreó.: El beneficio de una medición de este tipo puede demostrarse comparando las figuras esquemáticas 4A y 4B. La segunda de estas figuras muestra el mismo volumen de medición pero después de una inyección de agua.

La distribución medida ofrece una indicación de la saturación de petróleo residual ROS mediante la evaluación del área del "pico de petróleo", que es reducido después de la inyección de agua a partir de la herramienta de conformidad con lo descrito arriba. Sin embargo, aparte de la determinación de las saturaciones, la distribución puede ser evaluada además para efectuar determinaciones en cuanto a la composición del hidrocarburo .

Se sabe en términos generales que el valor absoluto de Ti o T2 · puede ser vinculado a parámetros relacionados con el fluido, como por ejemplo, la viscosidad. Por consiguiente, cada valor de TI (o T2) se toma en este ejemplo como un valor representativo de la viscosidad.

En las Figuras 4A y 4B, que ilustran conjuntamente el caso de un cambio de composición en el fluido de la formación debido a una inyección de agua, el pico de petróleo no solamente es reducido en amplitud sino que la reducción de amplitud en la Figura 4B con relación a las amplitudes originales de la Figura- 4A difiere para diferentes valores de TI. En el ejemplo ilustrado, la composición del petróleo de la formación ha cambiado, con las fracciones de baja viscosidad del petróleo (en valores TI más elevados) están aparentemente enjuagadas más efectivamente de la formación que las fracciones de viscosidad más alta. La porción de viscosidad más elevada del petróleo de formación permanece en su lugar y forma una fracción relativamente más grande del petróleo residual que no puede ser producido por inyección de agua o enjuague solo.

El observar cambios de composición tales como los descritos en el ejemplo arriba ofrece información importante para ayudar a tomar decisiones con relación a los métodos elegidos en varias etapas de la vida del depósito para recuperar su contenido de hidrocarburo. Puede utilizarse también para determinar la forma más eficiente de tratamiento de EOR. Por ejemplo, si el petróleo recuperable que permanece en la formación es más viscoso que el petróleo producido, tratamiento de EOR necesitarán una planificación diferente tomando en cuenta el cambio de viscosidad del petróleo restante .

Aparte de extraer conclusiones sobre la eficacia de tipo$ de tratamientos EOR, es además posible medir los efectos de un tratamiento de este tipo a una escala muy pequeña pero dentro de un período de tiempo muy breve. La repetición de las mediciones de inyección de conformidad con lo descrito arriba con un fluido de tratamiento EOR en lugar de agua permite monitorear directamente los cambios en la formación, en particular, la saturación de petróleo residual sin y con el tratamiento EOR probado. Cuando se prueba un método basado en productos químicos, los componentes químicos relevantes pueden ser mezclados al flujo de fluido interno en la herramienta. Si se contempla un tratamiento térmico para la prueba, el fluido inyectado puede ser calentado en el cuerpo de la herramienta antes de la inyección en la formación. Por consiguiente, la invención puede ofrecer un método de tamizaje muy rápido para una amplia gama de tratamientos EOR existentes y futuros que tardarían de otra forma meses o hasta años para llevar a cabo la prueba.

Claims (25)

REIVINDICACIONES

1. Una herramienta para caracterizar una formación subterránea, la herramienta incluye un dispositivo de detección para generar un campo de detección dentro de un volumen de medición de la formación; un dispositivo de generación de flujo para provocar un flujo en el volumen de la medición; y sensores que responden a cambios en el campo de detección, en donde las respuestas de sensor son indicadoras de una cantidad de fases de fluido constituyente en el volumen de medición en por lo menos dos condiciones de flujo diferentes en la formación.

2. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, en donde las por lo menos dos condiciones de flujo diferentes incluyen por lo menos una de la condición antes que el dispositivo de generación de flujo haya generado el flujo y la condición después que el dispositivo de generación de flujo haya provocado el flujo.

3. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, en donde el dispositivo de generación de flujo está diseñado para generar el flujo en presencia del campo de detección.

4. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, en donde las por lo menos dos condiciones de flujo diferentes comprenden la condición de un flujo presente al momento: del registro de las respuestas de sensor.

5. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, en donde las respuestas de sensor son indicadoras de saturaciones de fases de agua y/o hidrocarburo.

6. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, diseñada para determinar cambios en la composición de una fase de hidrocarburo en la formación.

7. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, que tiene un generador de flujo para inyectar fluidos en la formación.

8. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, que tiene un generador de flujo para inyectar fluidos en la formación y para extraer fluidos de la formación.

9. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además medios para determinar caudales de flujo de fluidos que atraviesan la herramienta.

10. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, que tiene un medidor de flujo para determinar caudales de flujo de por lo menos un flujo de agua o de hidrocarburo que atraviesa la herramienta.

11. La herramienta de conformidad con la reivindicación 7, en donde el fluido inyectado es un fluido de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) diseñado para cambiar la tasa de recuperación de hidrocarburos de la formación.

12. La herramienta de conformidad con la reivindicación 1, que tiene una placa de sello que puede extenderse desde un cuerpo principal para establecer un contacto de sello con la formación, en donde la placa de sello comprende un elemento de antena en un área rebajada central que forma un volumen de espacio entre el elemento de antena y la formación cuando se establece contacto de sello.

13. Un método para caracterizar una formación subterránea, dicho método incluye los pasos de tener en una sección de un pozo que penetra en la formación rocosa, un dispositivo de detección para generar un campo de detección dentro de un volumen de medición de la formación rocosa; un dispositivo de generación de flujo para provocar un flujo a través del volumen de medición, y sensores que responden a cambios en el campo de detección, en donde las respuestas de sensor son indicadoras de una cantidad de fases de fluido constituyente en el volumen de medición en por lo menos dos condiciones de flujo diferentes en la formación.

14. El método de conformidad con la reivindicación 13, en donde las por lo menos dos condiciones de flujo diferentes incluyen por lo menos una de la condición antes que el dispositivo de generación de flujo haya provocado el flujo y la condición después que el dispositivo de generación de flujo haya causado el flujo.

15. El método de conformidad con la reivindicación 13, ; que comprende el paso de generar el flujo en presencia del campo de detección.

16. El método de conformidad con la reivindicación 13, en donde las por lo menos dos condiciones de flujo diferentes comprenden la condición de un flujo presente al momento del registro de respuestas de sensor.

17. El método de conformidad con la reivindicación 13, que comprende determinar saturaciones de fase de agua y/o hidrocarburo.

18. El método de conformidad con la reivindicación 13, que comprende el paso de determinar cambios en la composición de una fase de hidrocarburo en la formación.

19. El método de conformidad con la reivindicación 13, que comprende el paso de inyectar fluido en la formación.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, en donde el fluido inyectado es un fluido de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) diseñado para cambiar la tasa de recuperación de hidrocarburos a partir de la formación.

21. El método de conformidad con la reivindicación 13, ¦ que comprende el paso de inyectar fluidos en la formación y extraer fluidos de la formación.

22. El método de conformidad con la reivindicación 13, que comprende además el paso de medir en el pozo caudales de flujo de fluidos representativos del fluido que pasa a través de la formación.

23. El método de conformidad con la reivindicación 13,' que comprende además el paso de medir en el pozo los caudales de flujo de por lo menos una de la fase de agua o fase de hidrocarburo de fluidos representativos de los fluidos que atraviesan la formación.

24. El método de conformidad con la reivindicación 13,! ¡que comprende el paso de determinar parámetros indicadores de un estado f accional y saturaciones en el volumen que ¡ se encuentra en el estado de flujo fraccional. ; i

25. El método de conformidad con la reivindicación 13, que comprende el paso de fraccionar la cantidad de fluido constituyente de conformidad con un parámetro indicador dé la composición del fluido de constituyente y para determinar cambios en el fraccionamiento entre diferentes condiciones de flujo. ;