MX2014004885A - Metodo para determinar en tiempo real la porosidad y la saturacion de agua de una formacion subterranea usando datos de registro de gas y perforacion. - Google Patents

Abstract

Método para determinar en tiempo real la porosidad y saturación de agua de una formación subterránea usando datos de gas y de la perforación. Un método y un producto de programa informático para determinar la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, usando datos de registro de gas perforación obtenidos mientras se perfora.

Description

MÉTODO PARA DETERMINAR EN TIEMPO REAL LA POROSIDAD Y LA SATURACIÓN DE AGUA DE UNA FORMACIÓN SUBTERRÁNEA USANDO DATOS DE REGISTRO DE GAS Y DE PERFORACIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al campo de la determinación del contenido de fluido de formaciones subterráneas. Más específicamente, la invención se refiere a un método y un producto de programa informático para determinar la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación usando datos de registro de gas y de perforación.

ESTADO DE LA TÉCNICA ANTERIOR La interpretación de los datos de registro de gas y de perforación de una forma cuantitativa aún está lejos de ser sencilla. En la mayoría de los casos, las conclusiones a las que se llega generalmente se ven con escepticismo debido a las incertidumbres intrínsecas a la adquisición de los datos. Es bien conocida como una fuente de datos poco fiable con resultados contradictorios. En los últimos años, las compañías petrolíferas han presentado muchos estudios que muestran los múltiples usos de los datos de gas para respaldar el análisis E-log, los estudios de geoquímica y el comportamiento de los depósitos que demuestran el valor añadido de los datos de perforación para la evaluación temprana de la formación y la caracterización de fluidos.

La fracción de volumen de poros ocupado por agua (denominado en lo sucesivo "saturación de agua" y representado por Sw) es un dato clave en la evaluación temprana de la formación y la caracterización de fluidos. Se asume que el espacio de poros no ocupado por agua contiene petróleo y/o gas.

En la técnica se conocen métodos para determinar la fracción de volumen de poros ocupado por agua y petróleo y/o gas, que generalmente se basan en mediciones de la resistividad eléctrica de las formaciones de rocas. La mayoría de las técnicas para determinar la saturación de agua se basan en mediciones de la resistividad de la formación de rocas. La relación entre la resistividad (Rt) de una roca porosa con respecto a la resistividad del agua (Rw) asociada, la saturación del agua (Sw) y la fracción de volumen de roca ocupado por poros (porosidad (f, "PHI")) se determina por la ecuación de Archie: en la que a, n y m son factores determinados empíricamente que relacionan la porosidad con la resistividad de la formación de roca porosa cuando está completamente saturada con agua.

Después de realizar la perforación, además de utilizar herramientas de ensayo de rayos gamma, resistividad eléctrica y neutrones, se introducen una o más herramientas de medida al interior de la perforación y se registran sus respuestas frente a varias litologías. Estos ensayos con frecuencia se denominan colectivamente E-logs. Los propios E-logs pueden ser indicativos de la porosidad de la litología y la saturación de agua. Por tanto, los E-logs se emplean después de la perforación, para determinar si una formación es porosa y contiene hidrocarburo.

Por razones económicas, es importante determinar en tiempo real, es decir, mientras se realiza la perforación, cuál es la fracción de volumen de poros de las formaciones perforadas que está ocupado por petróleo y/o gas, de manera previa a la utilización de la herramienta de sondeo por cable o de planificar el curso futuro de actuación.

En términos generales, el registro de perforación es un laboratorio móvil proporcionado por la compañía de registro de perforación, localizado cerca de la torre de perforación para seguir, controlar y registrar toda la información de la perforación y geológica. El registro de perforación incluye la observación y examen microscópico del detritus de la perforación (lascas de rocas de la formación), y la evaluación de los hidrocarburos gaseosos y sus constituyentes, parámetros mecánicos y químicos básicos de los fluidos de perforación o lodos de perforación (tales como cloruros y temperatura), así como la recopilación de información adicional sobre los parámetros de la perforación. Después, los datos se representan en un registro gráfico denominado registro de perforación. Otros parámetros de la perforación en tiempo real que pueden recopilarse incluyen, pero no se limitan a: Tasa de Penetración (ROP) de la broca (denominada algunas veces tasa de perforación), Tasa de Bombeo (cantidad de fluido que se bombea), Presión de Bombeo, Fuerza sobre la Broca (WOB), Peso de la Columna de Perforación, Velocidad de Rotación, Par Rotatorio, las Revoluciones Por Minuto (RPM), las Emboladas Por Minuto (SPM), Volúmenes de Lodo, Peso de los Lodos y Viscosidad de los Lodos.

Mientras se realiza la perforación, el gas liberado de un lodo que vuelve desde el pozo a la trampa de gas puede analizarse usando sensores en tiempo real que miden a una velocidad de muestreo especificada la cantidad de hidrocarburos (particularmente metano (C1 ), etano (C2), etc.) en ppm (partes por millón). Estas mediciones pueden usarse como una indicación de la presencia de hidrocarburos en la formación a diversas profundidades.

La adquisición de datos de registro de gas y de perforación mientras se realiza la perforación está generalizada en la industria del petróleo. En el momento actual, estos datos se utilizan principalmente para la vigilancia geológica y chequeos de seguridad. Mientras que los datos de la perforación en tiempo real se usan de una manera "cuantitativa", principalmente para el control del pozo, los datos de gas en tiempo real, debido a su variabilidad, generalmente se usan sólo de una forma cualitativa, y los análisis realizados principalmente se restringen al uso de Pixler, Wetness, Balance, Character o relaciones equivalentes para intentar determinar la naturaleza del fluido.

En el momento actual, con la introducción de nuevas tecnologías (Cromatografía Rápida, Cromatografía de Gases-Espectrometría de Masas, última generación de dispositivos de gas...) y metodologías (GWD, análisis QC, protocolo de calibración...), se ha convertido en una práctica común en la industria del petróleo usar los datos de gas para identificar la presencia de hidrocarburos y caracterizar los fluidos en tiempo real. La evaluación final siempre se pospone al final de pozo cuando se registran los sondeos por cable.

Por consiguiente, existe la necesidad de un método en tiempo real mientras se realiza la perforación para determinar el volumen de hidrocarburos en la formación y reducir la incertidumbre intrínseca a la interpretación petrofísica de los E-logs.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La invención descrita en el presente documento se refiere a un método para usar los datos de registro de gas y de perforación obtenidos mientras se realiza la perforación de una forma cuantitativa para determinar la saturación de agua en la formación y su porosidad. De esta manera, se proporciona un método para determinar la saturación de agua (Sw_Gas) y la porosidad (f, "PHI", que es la porosidad en general, y cuando se obtiene usando la metodología descrita en la presente invención: en caso de que se disponga de E-logs de un pozo de referencia se denomina PHI_LOG y cuando no se dispone de E-logs de un pozo de referencia se denomina PHI_ML) de una formación subterránea mientras se realiza la perforación a partir de los datos de registro de gas y de perforación que se obtienen mientras se realiza la perforación.

Por lo tanto, un primer aspecto de la presente invención se refiere a un método para determinar la porosidad (PHI_ML y/o PHI_LOG) y la saturación de agua (Sw_Gas) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, que comprende: I. calcular el índice de Perforabilidad (Pl) como la inversa de la Tasa de Penetración (ROP) normalizada que se resuelve como la corrección matemática de los parámetros de registro de perforación obtenidos mientras se realiza la perforación que afectan a la ROP; II. normalizar los datos de metano (C1) como la corrección matemática para la variación de los parámetros de perforación; III. representar los datos de C1 normalizados frente al índice de Perforabilidad (Pl) en un gráfico logarítmico doble (gráfico cruzado log-log), denominado en lo sucesivo gráfico BT; y el Pl frente a la profundidad en escala lineal; IV. usar los gráficos anteriores para determinar i. la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw; ¡i- el Ploiine que representa la línea en arcillas o zona con un 0% de porosidad; V. determinar el valor de Sw_Gas a partir de la línea basal de Gw obtenida en la etapa IV y determinar la porosidad usando los datos E-log de un pozo de referencia (PHLLOG) o a partir del Pl0i¡ne obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHI_ML).

Otro aspecto de la invención se refiere a un producto de programa informático que comprende instrucciones de programa para hacer que un ordenador realice el método para determinar la porosidad y saturación de agua mientras se realiza una perforación como se ha definido anteriormente. Dicho programa informático puede incorporarse en medios de almacenamiento (por ejemplo, en un medio de registro, en una memoria de ordenador o en una memoria de sólo lectura), o soportarse en una señal portadora, por ejemplo, para descargarse de un ordenador o enviarse por correo electrónico (por ejemplo, en una señal portadora eléctrica u óptica).

Otro aspecto de la invención se refiere a un sistema para determinar la porosidad (PHI) y la saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, estando el sistema caracterizado en que comprende medios informáticos para calcular el índice de Perforabilidad (Pl) como la inversa de la Tasa de Penetración (ROP) normalizada que se resuelve como la corrección matemática de los parámetros de registro de perforación obtenidos mientras se realiza la perforación que afectan a la ROP, usando los datos del registro de perforación Tasa de Penetración (ROP), Revoluciones por Minuto (RPM) y Fuerza sobre la Broca (WOB) obtenidos mientras se realiza la perforación; medios informáticos para normalizar los datos de metano (C1) como la corrección matemática para la variación de los parámetros de perforación; medios informáticos para representar los datos de metano (C1) normalizados frente al índice de Perforabilidad en un gráfico doble logarítmico (gráfico cruzado '09 log); y Pl frente a la profundidad en escala lineal; medios informáticos para usar los gráficos anteriores para determinar la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw y la línea basal de Pl en arcillas o zona con un 0% de porosidad; y medios informáticos para determinar la porosidad y saturación de agua usando la línea basal de Gw o la línea basal de índide de Perforabilidad (Ploi¡ne) obtenidas anteriormente.

Alternativamente, este aspecto de la invención puede formularse como un sistema para determinar la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, comprendiendo el sistema una memoria y un procesador, que incorporan instrucciones almacenadas en la memoria y ejecutables por el procesador, comprendiendo las instrucciones funcionalidad para: I. calcular el índice de Perforabilidad (Pl) como la inversa de la Tasa de Penetración (ROP) normalizada que se resuelve como la corrección matemática de los parámetros de registro de perforación obtenidos mientras se realiza la perforación que afectan a la ROP; II. normalizar los datos de metano (C1 ) como la corrección matemática para la variación de los parámetros de perforación; III. representar los datos de C1 normalizados frente al índice de Perforabilidad (Pl) en un gráfico logarítmico doble (gráfico cruzado log log); y el Pl frente a la profundidad en escala lineal; IV. usar los gráficos anteriores para determinar i. la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw; ¡i- el Ploiine que representa la línea en arcillas o zona con un 0% de porosidad; V. determinar el valor de Sw_Gas a partir de la línea basal de Gw obtenida en la etapa IV y determinar la porosidad usando los datos E- log de un pozo de referencia (PHI_LOG) o a partir del Ploiine obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHLML).

Es importante destacar que el sistema descrito puede ser parte (por ejemplo, hardware en forma de una tarjeta PCI) de un sistema informático (por ejemplo un ordenador personal). Por otra parte, el sistema puede ser un hardware externo conectado al sistema informático mediante los medios apropiados.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Figura 1 : C1 normalizado frente a profundidad. Este gráfico muestra la evolución del metano con la profundidad.

Figura 2: C1 normalizado frente resistividad.

Figura 3: índice de Perforabilidad (Pl) frente a profundidad.

Figura 4: Gráfico BT: Pl frente a C1 normalizado. Consiste en un gráfico logarítmico doble (gráfico cruzado log log) de un C1 normalizado (en ppm) en el eje Y frente al índice de Perforabilidad en el eje X.

Figura 5: Gráfico de determinación de PHI_ML: Pl frente a profundidad con Ploiine- Figura 6: PHINDX por (Densidad/Neutrón) frente a índice de Perforabilidad (Pl) con línea de RMA (Eje Mayor Reducido). La línea RMA se define cuando el ajuste de línea proporciona una ecuación que está a medio camino entre un método de regresión lineal y polinomial. RMA permite un ajuste de línea fiable cuando los métodos de regresión convencionales no pueden hacerlo.

Figura 7: Comparación de Sw y porosidad obtenida por el método de la invención frente a Sw y PHI obtenidos por E-log para el pozo entero.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Definiciones Los términos usados en la presente solicitud se refieren al campo de la petrofísica, y en particular a la interpretación de mediciones realizadas por instrumentos de registro de pozos, y son bien conocidos por el experto en la materia. Sin embargo, se han incluido algunas definiciones para evitar cualquier interpretación errónea.

Registro de Perforación (por sus siglas en ingles de "Mud Logging", ML): es un laboratorio móvil situado, por la compañía de registro de perforación, cerca de la torre de perforación para seguir, controlar y registrar toda la información geológica y de la perforación.

Velocidad Rotatoria (por sus siglas en ingles de "Revolutions Per Minute", RPM): se define como la velocidad a la que se hace girar la broca durante las operaciones de perforación y se mide en revoluciones por minuto (rpm).

Fuerza sobre la Broca (por sus siglas en ingles de, "Weight on Bit", WOB): es la cantidad de fuerza hacia abajo (en la broca) ejercida sobre la broca de perforación y normalmente se mide en miles de libras o en miles de kilogramos.

Tasa de Penetración (por sus siglas en ingles de "Rate of Penetration", ROP): es la velocidad a la que una broca de perforación rompe la roca para hacer más profunda la perforación. También se conoce como tasa de penetración o tasa de perforación. Normalmente se mide en pies por minuto o metros por hora, pero algunas veces se expresa en minutos por pie.

Flujo (FLOW): es la cantidad de lodo bombeado en el pozo. Normalmente se mide en gpm (galón por minuto) o litro por minuto.

Tamaño de Broca (por sus siglas en ingles de "Bit Size", BS): el diámetro de la perforación.

Exponente de Perforación (Dex): es un método para normalizar la ROP para cambios en WOB, RPM y Tamaño de la broca (BS).

Gas Normalizado: es el tratamiento matemático de los parámetros que afectan a la medida de gas (principalmente FLOW, ROP, BS).

Metano (C1 ) es el alcano más sencillo, y el componente principal del gas natural.

Medida de Gas: es una lectura de gas que varía en magnitud o composición delante de la posible zona de hidrocarburos.

Rayos gamma (por sus siglas en ingles de "Gamma Ray", GR): el registro de rayos gamma es un método para medir la aparición natural de radiación gamma para caracterizar la roca o el sedimento en una perforación.

MWD (por sus siglas en ingles de "Measurement While Drilling") representa la medición mientras se perfora en la industria petrolera. Es un sistema creado para realizar mediciones relacionadas con la perforación, dentro de la misma, y transmitir información a la superficie mientras se perfora un pozo. Las herramientas de MWD se transportan hacia la parte inferior del pozo como parte del aparejo de fondo del pozo (por sus siglas en ingles de "Bottom Hole Assembly", BHA). Las herramientas están contenidas dentro del collar de perforación (tipo sonda) o se construyen dentro de los propios collares.

Registro Mientras se Perfora (por sus siglas en ingles de "Logging While Drilling", LWD): es una técnica para transportar las herramientas de registro del pozo al interior de la parte inferior de la perforación del pozo como parte del aparejo de fondo del pozo (BHA).

GWD (por sus siglas en ingles de "Gas While Drilling") representa el gas mientras se perfora en la industria petrolera. Es una metodología para interpretar los datos de gas en términos de caracterización de fluidos.

Service Co.: son las compañías que proporcionan un servicio de registro de perforación mientras se perfora el pozo.

WLFT (por sus siglas en ingles de "Wire Line Formation Tester", WLFT) representa el aparato de ensayo de la Formación mediante Cable y mide la presión de la formación y es capaz de recuperar muestras de fluido tras la perforación del pozo.

Muestra de la parte inferior del pozo WL: es una muestra de fluido obtenida por WLFT.

DST (por sus siglas en inglés "Drill Steam Test"): representa el ensayo de Vapor del Pozo. Es una conclusión temporal por la que se aisla la sección deseada del pozo abierto y se libera de la presión de la columna de perforación a través de la tubería de perforación.

WL (por sus siglas en ingles de "Wire Line", WL) representa el sondeo por cable. Es una práctica para realizar un registro detallado de las formaciones geológicas perforadas en una perforación.

OWC (por sus siglas en ingles de "Oil-Water Contact", OWC): representa el Contacto Petróleo-Agua. Es el límite entre dos fluidos.

QC (por sus siglas en ingles de "Quality Control", QC): Control de Calidad.

PHINDX ó PHI (Densidad/Neutrón): Porosidad obtenida por registro de densidad/neutrón registrada por herramienta por cable.

Rt: resistividad real de la formación.

Línea de Eje Mayor Reducido (por sus siglas en ingles "Reduced Major Axis", RMA) se define cuando el ajuste de línea proporciona una ecuación que está a medio camino entre un método de regresión lineal y polinomial. RMA permite un ajuste de línea fiable cuando los métodos de regresión convencionales no pueden hacerlo.

Porosidad (PHI): es el espacio vacío en la roca que contiene fluidos. Se mide en términos de volumen de espacio vacío del volumen total de la roca. En la metodología descrita esta expresado en tanto por uno. Por lo tanto, si una roca tiene un valor de PHI de 0,2 significa que tiene un 20% de espacio libre para contener fluido.

Saturación de agua (Sw) de la roca es la fracción de volumen de poros ocupado por agua. En la metodología descrita esta expresado en tanto por uno. Por lo tanto, si una roca tiene un valor de Sw de 0,3 significa que el 30% de su espacio de poro (PHI) está ocupado por agua y el 70% restante está ocupado por hidrocarburo.

Salvo que expresamente se mencione lo contrario, todos los logartimos se expresan en base decimal.

Metodología Se necesita una serie mínima de datos de resistividad, registros de porosidad y GR para la evaluación de una formación en un escenario en el que se utiliza sondeo por cable. Sin embargo, de acuerdo con el método de la presente invención, el cual usa datos de registro de gas y de perforación, estas mediciones físicas directas se han reemplazado por datos de la perforación y de gas, particularmente Metano (C1), y ROP (Tasa de Penetración).

Se ha seleccionado el Metano (C1 ) como sustituto de la curva de resistividad, y una función de la ROP normalizada como sustituto de los registros de porosidad. El GR, necesario como discriminador de la litología, normalmente se registra mientras se realiza la perforación. Si no se dispone de GR, puede usarse la descripción del detritus como indicador de la litología.

En términos generales, elevadas medidas de gas corresponden a la presencia de hidrocarburos (una resistividad alta o mayor con respecto al agua de la formación) y, se registra una baja medida de gas, principalmente en presencia de una zona que lleva agua o una zona de arcillas, que se caracteriza por una baja resistividad.

El método de la presente invención usa la inversa de la Tasa de Penetración (ROP) normalizada obtenida mientras se realiza la perforación, el cual se denomina índice de Perforabilidad (Pl), como indicador de la porosidad. De hecho, las variaciones en la Tasa de Penetración (ROP) generalmente están asociadas con la porosidad y la litología. Normalmente se registran bajos valores de ROP, en particular, en litologías compactas (baja porosidad), mientras que generalmente se registra una alta ROP en presencia de zonas porosas.

Estas dos suposiciones bien conocidas nos permiten considerar las curvas de C1 y Pl como posibles candidatos para reemplazar a los registros de resistividad y porosidad en la bien conocida ecuación de Archie (Archie, G.E. "Electrical resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristic", Al ME (1942) 146, 54-61 ) para resolver el valor de Sw. La selección de C1 como indicador de resistividad se debe al hecho de que este alcano siempre está presente mientras se perfora, y es el componente gaseoso que se separa más fácilmente del lodo.

El metano (C1 ) normalmente se registra en: a) reservorio, b) fuera del reservorio (intervalo compacto) c) zonas de hidrocarburo y d) zonas que contiene agua.

Los datos usados para la estimación de Sw y porosidad son: Metano (C1 ), (ppm) Tasa de Penetración (ROP) (m/min) Rotación por Minuto (RPM) (rpm) Fuerza sobre la Broca (WOB) (en 1000 kg) Flujo (FLOW) (litros/min) Tamaño de la Broca (BS) (m) El cálculo de Sw, por gas, de acuerdo con el método de la presente invención puede realizarse sin "calibración o pozos de referencia" y/o modelos de interpretación existentes.

De acuerdo con una realización del primer aspecto de la invención, el índice de Perforabilidad (Pl) se calcula a partir de la ecuación 1 (Ec. 1 ): en la que los datos del registro de perforación Tasa de Penetración (ROP), Tamaño de Broca (BS), Revoluciones por Minuto (RPM) y Fuerza sobre la Broca (WOB) usados para resolver la Ec. 1 se obtienen mientras se realiza la perforación.

La normalización de C1 es la corrección matemática de los parámetros que afectan a la medida de gas, tales como ROP, FLOW y BS, y es la única técnica capaz de analizar y corregir los datos de gas de diferentes fases de perforación y de diferentes pozos. De esta manera, de acuerdo con otra realización preferida del método de la invención, la etapa de normalización de los datos de C1 se calcula a partir de la ecuación 2 (Ec. 2): U .&CI FLOW CINorm = ROP iBSf La ecuación 2 tiene en cuenta sólo los parámetros de superficie de la perforación obtenidos mientras se realiza la perforación.

La etapa III del método consiste en la representación de C1 normalizado frente a Pl en un gráfico logarítmico doble (gráfico cruzado log log) (véase la Figura 4). El gráfico se denomina BT (Beda & Tiwary) y consiste en un gráfico logarítmico doble de C1 (en ppm) en el eje Y frente al índice de Perforabilidad (Pl) en el eje X. El gráfico se usa para obtener la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw. Sobre este gráfico (ver Figura 4) se pueden ver dos grupos de puntos. El grupo 1 (grupol en Figura 4)) que tienen valores de C1 menores se refiere a formaciones que contienen agua y formaciones arcillosas, mientras que el grupo 2 (grupo2 en Figura 4) en la parte superior del gráfico, que tienen valores de C1 superiores, se refiere a formaciones que contienen hidrocarburo con diferentes valores de saturación. La línea Gw se traza como una línea recta que pasa a través de la parte superior del grupo 1. La línea Gw representa una división esquemática del gráfico anterior en dos partes. Los puntos por debajo de la línea Gw representan puntos con un 100% de saturación de agua. Mientras que los puntos por encima de la línea Gw representan puntos con saturación inferior al 100% dependiendo de su posición respecto a la línea Gw, lo que significa que presentan saturación con hidrocarburo.

De esta manera, en otra realización preferida del método de la invención, la línea basal de Gw es una línea recta que pasa a través de los puntos de datos superiores de la zona de arcillas y de agua en el gráfico logarítmico doble de los datos de C1 normalizados frente al índice de Perforabilidad (Pl).

La zona de agua/arcillas se define por la línea basal de Gw. Los puntos por debajo de la línea de Gw tendrán un 100% de Sw mientras que los puntos por encima de la línea basal deben tener un valor de Sw menor. La línea basal tiene que trazarse en la nube de puntos superiores por debajo de los puntos esparcidos en la parte superior del gráfico. La pendiente de la línea basal se dirige por los puntos a la derecha del gráfico con altos valores de Pl y bajos valores de C1 normalizados. Todos los puntos por encima de esta línea (valores de C1 altos) tendrán un valor de Sw menor del 100%.

En otra realización preferida del método de la invención, la determinación de la saturación de agua (Sw_Gas) usando la etapa de línea basal de Gw comprende resolver la ecuación 3 (Ec. 3) en la que Gh son los puntos de C1 normalizado (ppm) en cada punto de profundidad de la perforación. Sobre la línea Gw, el valor de Gw es igual a Gh.

Ignorando todas las variables intrínsecas a las diferentes condiciones de perforación, los datos del registro de perforación obtenidos en la superficie son esencialmente dependientes de la litología y la porosidad. Mientras se realiza la perforación, la litología se conoce por el detritus, GR/MWD o por pozos de referencia, y la variable desconocida principal sigue siendo la porosidad. Esta aproximación, sin variaciones significativas en las propiedades del depósito, permite predecir la magnitud de la porosidad.

Con respecto a la porosidad, el objetivo es tener un perfil de porosidad en tiempo real, que sea comparable en términos de tendencia y magnitud a la porosidad obtenida por E-logs, para comprender mejor las propiedades del reservorio, para preveer el espesor neto y optimizar la adquisición de registros y la realización de ensayos.

De acuerdo con una realización del método de la presente invención para determinar la porosidad de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, puede aplicarse tanto cuando se dispone de una calibración o pozo de referencia (es decir, cuando se dispone de una serie completa de E-logs) como cuando se carece de cualquier registro de calibración.

En una realización preferida, cuando se dispone de un pozo de referencia, la porosidad (PHI_Log) se calcula obteniendo la relación entre la porosidad (f, "PHI") y el índice de Perforabilidad (Pl) representando en una escala lineal el Pl (en el eje X) frente a la Porosidad Total (en el eje Y) obtenida a partir de los datos E-log en el pozo de calibración.

En una realización más preferida, el cálculo del PHI_l_og se obtiene usando la línea de RMA y la fórmula de regresión de RMA obtenida por la representación en una escala lineal del Pl frente a la Porosidad Total obtenida a partir del Registro de Densidad/Neutrón (PHINDX) del pozo de referencia.

El PHI_Log se calcula usando la fórmula de regresión de RMA obtenida por el gráfico definido previamente.

En general, la porosidad en el depósito muestra varios y grandes cambios que son difíciles de estimar por esta metodología. Aunque no se obtiene una predicción precisa de la porosidad, la estimación media debe considerarse buena. La tendencia y magnitud de la porosidad prevista están en línea (error típico +/- 10%) con la porosidad obtenida del registro.

En caso de que no se disponga de pozos o modelos de referencia, la porosidad (PHI_ML) puede calcularse usando el gráfico lineal de Pl frente a la profundidad para definir una línea basal de Pl (PlOline) en las arcillas o zona con una porosidad del 0% y obtener el PHI_ML resolviendo la ecuación 4 (Ec. 4). en la que: Pl = índice de Perforabilidad Ploüne = línea basal de Pl en la zona de esquistos o zona con porosidad del 0% K y M se calculan por correlación de Pl con la porosidad obtenida por registro, podrían variar con la litología y la cuenca y 0,2<K<1 , y 0,05<M<0,5 Además, aunque las realizaciones de la invención comprenden procesos realizados en aparatos informáticos, la invención también incluye el aparato informático y programas informáticos, particularmente programas informáticos en un soporte, adaptados para poner en práctica la invención.

Por consiguiente, también forma parte de la invención un producto de programa informático que comprende instrucciones de programa para hacer que un ordenador lleve a cabo el método para determinar la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza la perforación, como se ha definido anteriormente.

El programa puede estar en forma de código fuente, código objeto, código fuente y un código objeto intermedios, tal como en forma parcialmente compilada, o en cualquier otra forma adecuada para su uso en la realización de los procesos de acuerdo con la invención.

En una realización preferida, el producto de programa informático se incorpora en un medio de almacenamiento.

En otra realización preferida, el producto de programa informático se soporta en una señal portadora. El soporte puede ser cualquier entidad o dispositivo capaz de soportar el programa.

Por ejemplo, el soporte puede comprender un medio de almacenamiento, tal como una ROM, por ejemplo, un CD ROM o una ROM de semiconductores, o un medio de grabación magnética, por ejemplo un disco flexible o un disco duro. Además, el soporte puede ser un soporte transmisible tal como una señal eléctrica u óptica, que puede transportarse por cable eléctrico u óptico o por radio u otros medios.

Cuando el programa se incorpora en una señal que puede transportarse directamente por un cable u otro dispositivo o medio, el soporte puede estar constituido por dicho cable u otro dispositivo o medio.

Alternativamente, el soporte puede ser un circuito integrado en el que se incorpora el programa, estando adaptado el circuito integrado para realizar, o para usarse en la realización del proceso relevante.

La metodología de la presente invención se lleva a cabo mientras se realiza la perforación de pozos exploratorios, y es más eficaz y fiable para pozos de evaluación/desarrollo.

La medición de la porosidad y saturación de agua obtenida mientras se realiza la perforación por el método descrito anteriormente permite deducir el volumen de hidrocarburo, es decir, el volumen total de petróleo y/o gas contenido en un reservorio dado, y reducir la incertidumbre intrínseca a la interpretación petrofísica de E-logs.

Es bien sabido en la técnica que la cantidad total de hidrocarburo en el depósito se calcula a partir de la ecuación 5 (Ec. 5) T = \ -Sw)PHI Vt en la que T es la cantidad Total de hidrocarburo, Sw y PHI son la saturación de agua y la porosidad tomadas en la totalidad del reservorio, y Vt es el volumen total del reservorio. De hecho, esta evaluación normalmente se realiza capa por capa, es decir, añadiendo los volúmenes de hidrocarburo que corresponden a diversas zonas en el reservorio.

Una aplicación es en pozos en los que: a) la evaluación de la formación E-log convencional no es concluyente, b) es difícil la adquisición del registro (alta temperatura, pozo horizontal), c) ausencia de E-log, d) en campos maduros en los que la Sw y la porosidad son bien conocidas y están bien calibradas (no se necesitan más adquisiciones pesadas y/o costosas).

Las metodologías innovadoras de la presente invención permiten una evaluación temprana de los posibles intervalos de hidrocarburo y una estimación precoz de la Sw y la porosidad total. De esta manera, este método permitirá una evaluación preliminar del depósito en el sitio del pozo.

La metodología descrita en la que están implicados las ecuaciones y gráficos descritos en el presente documento puede predecir la saturación de agua usando datos de registro de gas y de perforación, con valores similares a los obtenidos por el análisis petrofísico de los datos de sondeo por cable.

Las técnicas de la presente invención son aplicables tanto a pozos exploratorios como a pozos de desarrollo.

El método de estimación de la saturación de agua (Sw_Gas) y porosidad (PHI_ML) en tiempo real de la presente invención ayudará a resolver la ambigüedad de la interpretación petrofísica en situaciones de baja resistividad, formaciones de bajo contraste y en formaciones de arcillas. Por consiguiente, es una herramienta útil para seleccionar la serie de registro apropiada.

La metodología es una herramienta fiable y eficaz para la evaluación de una formación sin coste. Las tendencias y magnitudes de los parámetros principales obtenidos están en línea +/- 10% con los resultados de los E-logs.

A lo largo de toda la descripción y las reivindicaciones, la palabra "comprende" y variaciones de la palabra, no pretenden excluir otras características técnicas, aditivos, componentes o etapas. Objetos adicionales, ventajas y características de la invención serán evidentes para los expertos en la materia tras el examen de la descripción o pueden aprenderse por la puesta en práctica de la invención.

Los siguientes ejemplos y dibujos se proporcionan a modo de ilustración y no deben considerarse limitantes de la presente invención. Además, la presente invención incluye todas las combinaciones posibles de realizaciones particulares y preferidas descritas en el presente documento.

Aunque la presente invención se ha descrito con detalle con fines ilustrativos, se entiende que dichos detalles únicamente tienen ese fin y pueden realizarse variaciones por los expertos en la materia sin apartarse del alcance de la invención.

De esta manera, aunque se han descrito las realizaciones preferidas de los métodos y de los sistemas haciendo referencia al entorno en que se crearon, son simplemente ilustrativas de los principios de la invención. Pueden concebirse otras realizaciones y configuraciones sin apartarse del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

EJEMPLOS El estudio de casos presentado en el presente documento corresponde a un pozo localizado en un entorno de aguas poco profundas, fuera de la costa. La secuencia de sedimentología consiste en depósitos de carbonato del Cretácico Superior. El pozo usado en este estudio se perforó con lodo basado en petróleo sintético, en un régimen de presión hidrostática y en una secuencia de Arcillas-Arena. Todas las invenciones que se han mencionado en este documento se han aplicado en tiempo real durante la operación de perforación usando el registro de perforación y los datos de gas y se calcularon la porosidad (PHI_ML) y la saturación de agua (SW_GAS). Estos resultados se compararon con la saturación de agua y la porosidad, calculadas por análisis petrofísico de los sondeos por cable registrados después de finalizar la operación de perforación. PHI_LOG se calculó por calibración de Pl con la porosidad (PHINDX) derivada de análisis petrofísico de los datos de sondeo por cable. La calibración se hizo trazando la línea RMA y calculando la ecuación entre Pl y la porosidad derivada del análisis petrofísico de los datos de sondeo por cable. Una vez conocida la ecuación, se puede predecir la porosidad utilizando Pl en tiempo real mientras se realiza la perforación (dado que Pl estará disponible en tiempo real durante la perforación).

Los resultados de la invención se validaron con el análisis del sondeo por cable. El proceso y el flujo de trabajo para aplicar la invención se documentan a continuación.

Datos generales del pozo Secuencia de carbonato Lodo basado en Petróleo Sintético Fase de perforación 12 ¼" Frecuencia de muestreo 0,5 m La primera etapa del proceso es la validación de las series de datos realizando un control de calidad severo usando la bien conocida metodología GWD y la metodología QC realizada por el Service Co. Además, tienen que prepararse por anticipado gráficos útiles para demostrar la reproducibilidad y fiabilidad de los datos.

Para este fin se usaron los siguientes gráficos: C1 Normalizado frente a Profundidad (Figura 1) Este gráfico muestra la evolución del Metano (C1 ) con la profundidad. Este gráfico proporciona una imagen excelente de cómo cambia C1 con la profundidad (por ejemplo, con fines de llevar a cabo una correlación).

C1 Normalizado frente a Resistividad (Figura 2) El gráfico muestra la buena correspondencia entre el Metano (C1 ) y la Resistividad. La buena relación entre la resistividad y el C1 confirma que el uso de C1 para reemplazar a la curva de resistividad para la evaluación de la formación por gas permite la predicción de los parámetros principales del reservorio (Sw y PHI).

Pl frente a Profundidad (Figura 3) El Pl (índice de Perforabilidad) es la inversa de la ROP Normalizada. Este parámetro está relacionado directamente con los cambios de porosidad/litología.

En el pozo se ha encontrado una sección gruesa de formación que lleva hidrocarburos. La presencia de hidrocarburos se demuestra recuperando la muestra de hidrocarburo a partir de diversas profundidades del pozo en WLFT y se ha producido hidrocarburo en el ensayo del pozo (Figura 1 ).

Los datos de gas (Metano, C1 ) y ROP se normalizaron para calcular el C1 normalizado y el índice de Perforabilidad (Pl). Usando las dos curvas anteriores, se construyó el gráfico de los datos de C1 normalizado frente Pl en un gráfico logarítmico doble (gráfico cruzado log log) (Figura 4). El gráfico se usó para derivar la línea basal Gw representando el 100% Sw. Sobre este gráfico (ver Figura 4) se pueden ver dos grupos de puntos. El grupo 1 (grupol en Figura 4)) que tienen valores de C1 menores se refiere a formaciones que contienen agua y arcillosas, mientras que el grupo 2 (grupo2 en Figura 4) en la parte superior del gráfico, que tienen valores de C1 superiores se refiere a formaciones que contiene hidrocarburo con diferentes valores de saturación. La línea Gw fue trazada como una línea recta que pasa a través de la parte superior del grupo 1. La línea Gw representa una división esquemática del gráfico anterior en dos partes. Los puntos por debajo de la línea Gw representan puntos con un 100% de saturación de agua. Mientras que los puntos por encima de la línea Gw representan puntos con saturación inferior al 100% dependiendo de su posición respecto a la línea, lo que significa que presentan saturación con hidrocarburo. La ecuación de esta línea basal de Gw es: Línea de Gw = 10?(2,486294 - 2,379028 * Log(PI)).

Los puntos por debajo de la línea de Gw mostrada en la Figura 4 (gráfico BT) se corresponden con las mediciones de C1 en reservónos arcillosos y que llevan agua, mientras que los puntos por encima de la línea de Gw, que tienen altos valores de C1 , están relacionados con las zonas de hidrocarburo.

Una vez que se estableció y se trazó la línea basal, la siguiente etapa es simplemente aplicar la ecuación 3 (ecuación BT) para calcular la Sw_Gas.

El segundo parámetro del depósito obtenido por la invención es la Porosidad.

La primera curva de porosidad, denominada PHI_ML, se obtiene sin el uso de un pozo de calibración aplicando la ecuación 4 (Ec. 4).

El parámetro vital para la ecuación 4 es Ploi¡ne, que se obtiene usando el gráfico cruzado de Profundidad en el eje X y Pl en el eje Y, ambos en una escala lineal (véase la Figura 5). La línea basal Pl0i¡ne se traza pasando una línea recta a través del grupo de puntos que tienen menores valores de Pl en el gráfico de Pl frente a produndidad. La ecuación para esta línea, Ploime, para el pozo descrito en el presente ejemplo es la siguiente.

Ploiine =3,487592 - 0,000286*Profundidad (mostrada en la Figura 5) Usando la línea anterior, se obtiene PHI_ML para cada profundidad creciente por la Ec. 4.

Los valores de K y M utilizados en la ecuación 4 son los siguientes: K=0,5 y M=0,2 Otro método para obtener la curva de porosidad es usar datos de registro del pozo para la calibración. Este método sólo puede usarse cuando están presentes en el pozo curvas de porosidad de registro del pozo. Una vez que se ha obtenido el valor de PHLLOG por calibración, después puede usarse en tiempo real con el mismo coeficiente de calibración para pozos futuros en la cuenca.

El gráfico de la Figura 6 es un gráfico cruzado de Pl en el eje X y porosidad por Densidad Neutrón en el eje Y, ambos a escala lineal. El gráfico muestra la relación entre el valor de Pl y la porosidad por Densidad Neutrón (registrada por el sondeo por cable al final de la fase de perforación). La línea de regresión de RMA se traza entre las dos variables como se muestra en la Figura 6.

PHIJDensidad/Neutrón) = -0,10288+0,305732*(PI) Una vez que se ha establecido la relación, la ecuación se transforma como PHI_LOG=-0,10288+0,305732*(PI) Usando la ecuación anterior que incluye el Pl, calculado a partir de la metodología descrita, puede obtenerse el PHLLOG para cualquier pozo que esté en la misma cuenca.

Comparación de resultados obtenidos usando la metodología de la invención con el análisis petrof ísico del sondeo por cable La Fig. 7 muestra la comparación entre los parámetros (Sw_Gas, PHI_ML & PHLLOG) obtenidos por la metodología de la invención en tiempo real y los mismos parámetros obtenidos por el análisis petrofísico del sondeo por cable registrado al final de la fase de perforación. En la primera sección, se representan conjuntamente Sw_Gas y Sw_Elog. Las dos curvas se siguen en tendencia y magnitud. La pequeña diferencia entre los dos valores está dentro del límite de tolerancia de +-10%. De forma similar, la segunda sección muestra las curvas PHI_LOG y PHINDX (Porosidad obtenida por registro de Densidad/Neutrón). Las dos curvas de nuevo se siguen en tendencia y magnitud. La tercera sección muestra las curvas PHI_ML representadas junto con PHINDX. El PHI_ML puede replicar el comportamiento de PHINDX tanto en tendencia como en magnitud. El PHI_ML, al obtenerse sin ningún pozo de calibración, puede no tener una buena correlación con el PHINDX, pero proporciona un perfil de porosidad aproximado, parecido a PHINDX, que es un parámetro esencial para evaluar la calidad del depósito durante la operación de perforación.

Claims (15)

REIVINDICACIONES 1. Un método para determinar la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, que comprende:
1. I. calcular el índice de Perforabilidad (Pl) como la inversa de la Tasa de Penetración (ROP) normalizada que se resuelve como la corrección matemática de los parámetros de registro de perforación obtenidos mientras se realiza la perforación que afectan a la Tasa de Penetración (ROP); II. normalizar los datos de metano (C1) como la corrección matemática para la variación de los parámetros de perforación; III. representar los datos de metano (C1) normalizados frente al índice de Perforabilidad (Pl) en un gráfico logarítmico doble; y el índice de Perforabilidad (Pl) frente a la profundidad en escala lineal; IV. usar los gráficos anteriores para determinar i. la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw; ü- el Ploiine que representa la línea en arcillas o zona con un 0% de porosidad; V. determinar el valor de Sw_Gas a partir de la línea basal de Gw obtenida en la etapa IV y determinar la porosidad usando los datos E- log de un pozo de referencia (PHI_LOG) o a partir del Pl0i¡ne obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHI_ML).
2. 2. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que en la etapa I, el índice de Perforabilidad (Pl) se calcula a partir de la ecuación 1 en la que ROP es la Tasa de Penetración, RPM es las Revoluciones por Minuto, WOB es la Fuerza sobre la Broca, BS es el Tamaño de la Broca; y los datos de registro de perforación se obtienen mientras se realiza la perforación.
3. 3. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que en la etapa II, la normalización de los datos de C1 se calcula a partir de la ecuación 2 \ \ .6 C\ Flow CXNorm - ROP (BS)2 en la que C1 es metano, FLOW es el Flujo en el interior, ROP es la Tasa de Penetración y BS es el Tamaño de la Broca; y los datos de registro de gas y de perforación se obtienen mientras se realiza la perforación.
4. 4. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que la línea basal de Gw es una línea recta que pasa a través de los puntos de datos superiores de la zona de arcillas y agua en el gráfico logarítmico doble de los datos de C1 normalizados frente al índice de Perforabilidad (Pl).
5. 5. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que la determinación de la saturación de agua (Sw) se calcula a partir de la ecuación 3 en la que Gh son los valores de C1 normalizado en cada punto de profundidad de la perforación.
6. 6. El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que la determinación de la porosidad se realiza usando datos E-log de un pozo de referencia (PHLLOG) o sin ningún dato de pozos de referencia (PHI_ML).
7. 7. El método de acuerdo con la reivindicación 6, en el que la determinación de la porosidad (PHLLOG) se realiza usando datos E-log de un pozo de referencia mediante la obtención de la correlación entre PHI y Pl mediante la representación gráfica en escala lineal de Pl frente a la porosidad total obtenida a partir de datos de E-log en un pozo de calibración.
8. 8. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 6-7, en el que la estimación del PHI_LOG se obtiene usando la fórmula de regresión de Eje Mayor Reducido (RMA) obtenida representando en un gráfico, a escala lineal, el Pl frente a la Porosidad Total obtenida a partir de los datos de registro de Densidad/Neutrón (PHINDX) del pozo de referencia.
9. 9. El método de acuerdo con la reivindicación 6, en el que la determinación de la porosidad (PHI_ML) se realiza sin ningún dato de pozos de referencia, y se calcula representando, a escala lineal, el Pl frente a la profundidad para definir una línea basal de Pl en arcillas o zona con porosidad del 0% (Plonne); y obteniendo el PHLML a partir de la ecuación 4 en la que Pl = índice de Perforabilidad Plonne = línea basal de Pl en arcillas o zona con porosidad del 0%; y 0,2<K<1 , y 0,05<M<0,5
10. 10. Un producto de programa informático que comprende instrucciones de programa para hacer que un ordenador realice el método definido en cualquiera de la reivindicación 1.
11. 11. El producto de programa informático de acuerdo con la reivindicación 10, incorporado en un medio de almacenamiento.
12. 12. El producto de programa informático de acuerdo con la reivindicación 10, soportado en una señal portadora.
13. 13. Un sistema para determinar la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, estando caracterizado el sistema por que comprende medios informáticos para calcular el índice de Perforabilidad (Pl) como la inversa de la Tasa de Penetración (ROP) normalizada, que se resuelve como la corrección matemática de los parámetros de registro de perforación obtenidos mientras se perfora que afectan a la Tasa de Penetración (ROP), usando los datos de registro de perforación Tasa de Penetración (ROP), Revoluciones por Minuto (RPM) y Fuerza sobre la Broca (WOB) obtenidos mientras se realiza la perforación; medios informáticos para normalizar los datos de metano (C1) como la corrección matemática para la variación de los parámetros de perforación; medios informáticos para representar los datos de metano (C1) normalizados frente al índice de Perforabilidad (Pl) en un gráfico doble logarítmico; y el Pl frente a profundidad en escala lineal; medios informáticos para usar los gráficos anteriores para determinar la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw y la línea basal de Pl en arcillas o zona con una porosidad del 0%; y medios informáticos para determinar la porosidad y saturación de agua usando la línea basal de Gw o la línea basal de índice de Perforabilidad (Ploiine) obtenidas anteriormente.
14. 14. Un sistema para determinar la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) de una formación subterránea mientras se realiza una perforación, comprendiendo el sistema una memoria y un procesador, que incorporan instrucciones almacenadas en la memoria y ejecutables por el procesador, comprendiendo las instrucciones funcionalidad para: I. calcular el índice de Perforabilidad (Pl) como la inversa de la Tasa de Penetración (ROP) normalizada que se resuelve como la corrección matemática de los parámetros de registro de perforación obtenidos mientras se realiza la perforación que afectan a la Tasa de Penetración (ROP); II. normalizar los datos de metano (C1 ) como la corrección matemática para la variación de los parámetros de perforación; III. representar los datos de metano (C1) normalizados frente al Indice de Perforabilidad (Pl) en un gráfico logarítmico doble; y el índice de Perforabilidad (Pl) frente a la profundidad en escala lineal; IV. usar los gráficos anteriores para determinar i. la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw; ii. el Ploiine que representa la línea en arcillas o zona con un 0% de porosidad; V. determinar el valor de Sw_Gas a partir de la línea basal de Gw obtenida en la etapa IV y determinar la porosidad usando los datos E- log de un pozo de referencia (PHI_l_OG) o a partir del Pl0i¡ne obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHLML).
15. 15. Método para identificar y evaluar una formación subterránea de interés mientras se realiza una perforación, que comprende: a) determinar la porosidad y la saturación de agua obtenidas mientras se realiza una perforación de acuerdo con la reivindicación 1 ; b) determinar la cantidad total dé hidrocarburo en el reservorio a partir de la ecuación 5 T = (l - Sw)PHI Vt en la que T es la cantidad Total de hidrocarburo, Sw y PHI son la saturación de agua y la porosidad obtenidas en la totalidad del reservorio y Vt es el volumen total del reservorio.