MXPA05013791A

MXPA05013791A - Metodo para evaluar las caracteristicas de saturacion de fluidos en una formacion geologica.

Info

Publication number: MXPA05013791A
Application number: MXPA05013791A
Authority: MX
Inventors: Jack Lavigne
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2004-12-20
Filing date: 2005-12-16
Publication date: 2006-06-19
Also published as: GB2421794A; GB2421794B; CN1811413A; CN1811413B; NO339471B1; US20060136135A1; CA2530332A1; US7363164B2; GB0525468D0; NO20056003L

Abstract

En un aspecto de la presente invencion, se proporciona un metodo para evaluar caracteristicas de saturacion de agua. El metodo es aplicable a una formacion geologica que esta penetrada por un pozo de sondeo y que incluye un fluido de inyeccion introducido en la formacion por un proceso externo llevado a cabo sobre el pozo de sondeo. El metodo incluye efectuar mediciones de induccion electromagnetica indicativas de los valores de resistividad de la formacion. Tambien se obtiene un valor de la porosidad total para la formacion. Luego, el metodo requiere de la definicion de volumenes fraccionales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible de la formacion, en donde el volumen de agua libre incluye el fluido de inyeccion introducido en la formacion. El metodo tambien requiere de la definicion de valores de conductividad para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible, en donde la conductividad del agua libre se determina a partir de la conductividad del fluido de inyeccion. Finalmente, la saturacion de agua en la formacion se determina a partir de una relacion entre la porosidad total y los valores de conductividad para la formacion, y las conductividades y los volumenes fraccionales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible. Esta relacion esta dada preferentemente por la Ecuacion de Agua Triple.

Description

MÉTODO PARA EVALUAR LAS CARACTERÍSTICAS DE SATURACIÓN DE FLUIDOS EN UNA FORMACIÓN GEOLÓGICA ANTECEDENTES Referencia cruzada a solicitudes relacionadas La presente solicitud reivindica prioridad, bajo el Título 35 del Código de los Estados Unidos, artículo 119, respecto de la Solicitud Provisional Número de Serie 60/637.680, presentada el 20 de diciembre de 2004, incorporada por referencia en su totalidad.

Campo de la invención La presente invención se refiere, en forma general, a técnicas de evaluación de formaciones geológicas. La invención además se refiere a la interpretación de las mediciones de resistividad eléctrica para evaluar el contenido de fluido. En particular, la presente invención se refiere a la evaluación de la saturación con agua e hidrocarburos en formaciones de arena esquistosa y otras formaciones con valores de resistividad y porosidad.

Antecedentes Un método común para evaluar el contenido de hidrocarburos de los depósitos implica medir la resistividad eléctrica. De acuerdo con las técnicas de interpretación conocidas, uno o más tipos de mediciones relacionadas con la porosidad se combinan con mediciones de la resistividad eléctrica, R (o su inversa, la conductividad eléctrica, G) para inferir el carácter del contenido de fluido dentro de los espacios porosos de la formación. Los volúmenes fracciónales de agua fósil e hidrocarburos de la formación pueden obtenerse a partir de relaciones empíricas entre la resistividad total Rt y la porosidad de la formación y la resistividad del agua fósil. Una de dichas relaciones, denominada "relación de Archie" o "Ecuación de Archie" se aplica universalmente en los cálculos de depósitos de fluidos para obtener una estimación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones libres de arcilla esquistosa. Véase, por ejemplo, Archie, "The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determíning Some Reservoir Characteristics", Transactions AI E, 146 (1942), p. 54-62. La ecuación de Archie proporciona una estimación de la saturación de agua total Sw combinando las propiedades del depósito de porosidad, conductividad del agua y conductividad total con los parámetros a, m y n. Esta relación por lo general se usa para evaluar el volumen fraccional, Sw, de porosidad que se llena con agua de formación. El potencial de una zona de la formación para producir hidrocarburos a menudo se mide en términos de saturación de agua, Sw. Dado este volumen fraccional, se supone que la cantidad fraccional restante SQ está ocupada por hidrocarburos . En la relación de Archie, la saturación de agua Sw está dada por la siguiente expresión: Swn = R0 = 1 · aRw (1) Rt t_í5m o como : Swn = Ct (2) F™ · Cw donde, Sw = saturación de agua de la formación, fracción, Ct = conductividad de la roca, mho/m, Cw = conductividad de la salmuera, mho/m, Rw = resistividad del agua de la formación, ohm-m, Rt = resistividad de la roca de la formación, ohm-m, F = porosidad, fracción, n = exponente de saturación, y m = exponente de cementación. Las constantes n y m son valores determinados empíricamente que relacionan la porosidad (representada por ) con la resistividad, R0, de la formación de roca porosa que está completamente saturada con agua, R0- Los valores para n y m por lo general se estiman a partir del análisis de datos centrales o se conocen por la experiencia pasada con la formación en cuestión. La resistividad de la formación, RW/ representa la resistividad del agua de la formación dispuesta en los espacios porosos de la formación. La resistividad del agua de la formación puede obtenerse a partir de mediciones de campo y/o estimaciones de análisis de registros. Por otro lado, los valores de la resistividad de la roca de la formación Rt generalmente se obtienen a partir de lecturas de los registros de resistividad profunda. Los valores de porosidad pueden estimarse a partir de registros de porosidad, tales como registros de densidad, neutrones o sónicos. La exactitud de las estimaciones de la saturación de agua total derivada de la ecuación de Archie comienza a declinar cuando la estimación se aplica a una formación de arena esquistosa. La formación de arena esquistosa incluye minerales arcillosos y componentes arcillosos que retienen agua. Esta agua altamente conductiva aumenta el valor de las mediciones de conductividad, mientras que al mismo tiempo disminuye las mediciones de resistividad. Sin embargo, la ecuación de Arch.ie supone que el agua de la formación es la única fuente de conductividad de la formación. Si se usan valores de resistividad no corregidos en la ecuación de Archie y en otros cálculos convencionales, se produce una sobrestimación de la saturación de agua y puede que se pase por alto la presencia de contenido de hidrocarburos. Por lo tanto, se han desarrollado extensiones de la ecuación de Archie para tener en cuenta el efecto de conductividad del agua asociada con los minerales arcillosos y los componentes de la arcilla esquistosa, con lo cual se proporciona una evaluación más precisa de la saturación de agua. La "Ecuación de Agua Dual" o "Método de Agua Dual", y otros modelos similares fueron introducidos con este fin (véase, por ejemplo, .. Clavier et al., ¾T e Theory and Experimental Bases for the . 'Dual Water' Model of the Interpretation of Shaly Sands", SPE 6859, 1977, pp. 3-18 (incorporado a la presente por referencia para todos los fines y adosado como parte de la presente revelación) .

Los Modelos de Agua Dual tienen en cuenta una doble capa iónica en los componentes arcillosos de las piedras de arena esquistosa. Según este modelo, las plaquetas de arcilla tienen carga negativa como consecuencia de sustituciones iónicas en la red cristalina y enlaces rotos en el borde. Los cationes de sodio (Na+) se mantienen en suspensión cerca de la superficie de la arcilla cuando ésta se encuentra en contacto con solución salina y actúan como cationes que equilibran la carga. Como consecuencia, los aniones Cl de la solución salina son repelidos de la superficie de la arcilla. Más aún, se forma una mono-capa de agua absorbida sobre la superficie de la arcilla y se une por una capa de iones Na+ hidratados. Esta capa actúa para equilibrar más la carga negativa de las plaquetas de arcilla. Medida en términos de capacidad de intercambio de cationes (catión exchange capacity - CEC) , la concentración de iones de Na+ proporciona una fuente adicional de conductividad.

A partir de la observación anterior, Waxman y Smits propusieron una relación de saturación-resistividad derivada en forma empírica para calcular el volumen fraccional del espacio poroso capaz de albergar hidrocarburos producxbles . Esta relación supone que la conducción de cationes y la conducción de cloruro de sodio normal actúan independientemente en el espacio poroso, lo que da como resultado vías de conducción paralelas. Véase, por ejemplo, M.H. Waxman, et al. "Eléctrica! Conductiva ties in Oil Bearing Shale Sands," SPE Journal, vol . 8, no. 2, Society of Petroleum Engineers, (1968) . Este modelo puede expresarse mediante la siguiente ecuación de Waxman-Smits : Ct = Sw11 - Cw + B-Qy-Sw"'1 (3) F* F* donde, Ct = conductividad de la roca, Sw = saturación de agua, n = exponente de saturación para formaciones esquistosas, B = conductancia equivalente de contra-iones , Qv = capacidad de intercambio de cationes por unidad de volumen poroso, Cw = conductividad del agua, y F* = factor de porosidad interconectada de la formación. Según el modelo de Waxman-Smits, se supone que la formación esquistosa se comporta como una formación limpia y libre de arcilla esquistosa, con la misma porosidad, tortuosidad y saturación de fluidos, excepto que el agua parece ser más conductiva que su salinidad a granel. El aumento de la aparente conductividad de agua depende de la presencia de contra-iones.

La Ecuación de Agua Dual modifica la ecuación de Waxman-Smits tomando en cuenta la exclusión de aniones de la doble capa (véase, por ejemplo, Kurniawon, Fnu, "Evaluation of the Hydrocarbon Potential in Low-Saliníty Shaly Sand" Louisiana State University, Tesis de Maestros; 4 de abril de 2002) . El modelo de Agua Dual representa la conductividad del contra-ion restringida al agua unida a la arcilla, donde reside el contra-ion, y al agua libre, que se encuentra a una distancia de la superficie de la arcilla. Id. Este modelo establece que la aparente conductividad del agua depende de los volúmenes relativos del agua unida a la arcilla y del agua libre. El Modelo de Agua Dual supone correctamente que el agua irreducible y el agua libre o móvil tienen la misma conductividad y considera los dos volúmenes juntos como un solo volumen. En la Ecuación de Agua Dual, la saturación de agua Sw se expresa de la siguiente manera: Sw = swb · (c f - cbw) + 4 cudc · cwf · phitniDwa + ( (cwf - cbw) + swb · phit™0"3)2 (4) 2 · cwf 2 cwf · phit™0" donde , S„b = porción fraccional de porosidad total saturada con agua unida a la arcilla, CWf = conductividad del agua con movimiento libre, Cbw = conductividad del agua unida a la arcilla, cudc = conductividad profunda, phit = porosidad total, y m Dwa = exponente de cementación.

BREVE SÍNTESIS DE LA INVENCIÓN En un aspecto de la presente invención, se proporciona un método para evaluar características de saturación de agua. ' El método es aplicable a una formación geológica penetrada por un pozo de sondeo e incluye el fluido de inyección introducido dentro de la formación mediante un proceso externo efectuado sobre el pozo de sondeo (por ejemplo, procesos EOR) . El método implica llevar a cabo mediciones de inducción electromagnética indicativas de los valores de resistividad de la formación. También se obtiene un valor de porosidad total para la formación. El método luego requiere que se definan volúmenes fracciónales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible de la formación, en donde el volumen de agua libre representa el fluido de inyección introducido dentro de la formación. El método también requiere definir valores de conductividad para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible.

Finalmente, la saturación de agua en la formación se determina a partir de una relación que combina valores para la porosidad y conductividad totales de la formación y valores para la conductividad y volúmenes fracciónales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible. Esta relación preferentemente está dada por una ecuación denominada Ecuación de Agua Triple en la presente. En otro aspecto de la presente invención, se proporciona un método para evaluar niveles de saturación diferenciales en un depósito. Los niveles de saturación diferenciales se determinan desde un estado de producción inicial hasta un estado de producción posterior que existe luego de llevar a cabo un proceso externo de inyección de fluido (por ejemplo, un proceso de inundación -co .. -agua) ,comediante,,-_-eliccual-. se introduce un nuevo fluido de inyección en una región de referencia del depósito. El método de la invención implica efectuar mediciones de la resistividad eléctrica en una región de referencia de un depósito durante el estado inicial y luego, por derivación a partir de las mediciones de resistividad eléctrica, una evaluación de la saturación de agua total inicial en la región de referencia. Más aún, se efectúa un proceso de inyección de fluido en el depósito, por el cual se introduce fluido de inyección en la región de referencia del depósito. Al pasar al estado posterior (por ejemplo, cuatro años después) , se lleva a cabo una segunda serie de mediciones de la resistividad eléctrica en la región de referencia. A partir de las segundas mediciones de la resistividad eléctrica, se deriva una evaluación de la saturación de agua total posterior de la región de referencia. La saturación de agua total se obtiene a partir de una relación que incluye los volúmenes fracciónales de agua irreducible, agua libre y agua unida a la arcilla (por e emplo, empleando la Ecuación de Agua Triple) . En esta relación, se considera que el agua libre tiene propiedades conductivas diferentes de las del agua irreducible y el agua unida a la arcilla. Entonces, la saturación de agua total posterior se compara con ría ^saturación,¿de agua total inicial. De esta manera, se evalúa la saturación de agua diferencial en la región de referencia entre el estado inicial y el estado posterior.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente invención se describirá en relación con los dibujos que se anexan, los cuales explican los diversos aspectos de la invención. En particular, la FIGURA 1 es un diagrama de los componentes del volumen de un ejemplo de; sección de un depósito; la FIGURA 2 es un diagrama de flujo simplificado que muestra un método para evaluar la saturación de agua en el depósito, de acuerdo con la presente invención,- la FIGURA 3 es un esquema simplificado de un ejemplo de sistema de tomografía electromagnética adecuado para usar con la presente invención y un depósito,- la FIGURA 4 es un diagrama de flujo simplificado de un método para evaluar la saturación diferencial en el depósito, de acuerdo con la presente invención y la FIGURA 5 es un mapa bidimensional de - la saturación diferencial en un depósito.

DESCRIPCIÓN DETALLADA · .·..·. .... En un aspecto de la presente invención, se utiliza un modelo matemático o petrofísico para evaluar, de manera más precisa que con el modelo de "Agua Dual" y otros modelos del arte previo, la saturación de agua total en determinadas formaciones. El método de la invención es particularmente adecuado para evaluar los niveles de saturación de agua en formaciones de arena esquistosa y otras formaciones en las que se ha introducido un fluido externo. En diversas formas de realización de la invención, los niveles de saturación de agua pe evalúan a partir de mediciones de tomografía electromagnética combinadas con valores de porosidad. La FIGURA 1 muestra un diagrama o modelo 100 de los componentes del volumen fraccional de una región de arcilla esquistosa-arena de una formación (o depósito) . El diagrama simplificado 100 muestra que la fracción de líquido de la formación incluye tres fuentes de agua. Estas fuentes incluyen un volumen de agua libre 104, un volumen de agua irreducible 106 y un volumen de agua unida a la arcilla 108. Según se usa en la presente, el término "agua libre" puede ser reemplazado por los términos "agua producible" , "agua de libre movimiento", "agua móvil" o "agua de formación". El volumen de fluido o espacio poroso también está ocupado por un volumen fraccional de hidrocarburo 110, cuya caracterización constituye el objetivo final de las técnicas de evaluación descritas en la presente. Más aún, la muestra de la formación incluye volúmenes sólidos de arcilla seca 112 y matriz limpia 114. Puede hacerse referencia al diagrama 100 en toda la presente Descripción Detallada para ayudar a describir el tratamiento de las diferentes fuentes de agua bajo las técnicas de evaluación de la invención. En el Modelo de Agua Dual, se considera acertadamente que los volúmenes de agua libre y de agua irreducible tienen la misma conductividad. Por consiguiente, estas dos fuentes de agua se tratan como componentes de un solo volumen de agua a los fines de evaluar la saturación de agua. En determinados depósitos y bajo determinadas condiciones del depósito, esta suposición no es válida. En particular, los Solicitantes han descubierto que la exactitud del Modelo de Agua Dual y de modelos similares del arte previo se ve comprometida cuando se aplican a depósitos de arena esquistosa en los que se ha introducido un nuevo fluido altamente conductivo. Dicho fluido puede introducirse, por ejemplo, mediante un proceso de recuperación mejorada de petróleo (enhanced oil recovery -EOR) o a partir de operaciones de perforación que llenan la formación de fluido de perforación. La presente invención es particularmente adecuada para evaluar la saturación de agua en este tipo- de depósito y bajos estas condiciones del depósito. En un aspecto del método de evaluación de la invención, los volúmenes fracciónales de las tres fuentes de agua se consideran en forma separada y se considera que tienen propiedades eléctricas diferentes e independientes (es decir, conductividad eléctrica) con el fin de evaluar el contenido de fluido. A los fines de la presente descripción, puede decirse que la formación o el depósito y/o el pozo de sondeo en cuestión se encuentran en un estado inicial antes de la introducción de estos nuevos fluidos y luego se encuentran en un estado posterior en el cual estos fluidos ya han sido introducidos en una región o sección del depósito. Alternativamente, las operaciones efectuadas en la formación pueden caracterizarse como pre-inyección (antes de la introducción del fluido) o como post-inyección (después de la introducción del fluido) . En el estado posterior, el agua contenida en el depósito no es de dos sino de tres tipos diferentes: 1) el fluido asociado con la arcilla (agua unida a la arcilla); 2) el agua que es libre de moverse por el depósito, o agua libre o móvil; y 3) el agua irreducible que está unida entre los granos de arena. En otro aspecto de la invención, el método de evaluación reconoce que la conductividad del agua libre o móvil ya no es más la misma que la del agua irreducible (ha sido alterada, tanto en volumen como en propiedades, por la inyección de los nuevos fluidos) . El estado de una formación después de un proceso EOR (es decir, post-inyección) brinda una aplicación particularmente adecuada del método de la invención. De esta manera, en toda la presente descripción, se hará referencia a las condiciones asociadas con los procesos post-inyección. La aplicación de inundación con agua EOR requiere, por ejemplo, que un operador inyecte agua proveniente de alguna fuente externa dentro del depósito. Esta agua de inyección es diferente del agua contenida originalmente en la formación y está caracterizada por propiedades eléctricas diferentes de las del agua irreducible. Por lo tanto, la suposición del Modelo de Agua Dual (que el agua irreducible y el agua libre o móvil tienen la misma conductividad) no puede hacerse sin sacrificar exactitud. Como se analizó anteriormente, los presentes métodos y técnicas de evaluación son particularmente adecuados para "la aplicación a una determinada formación y a determinadas condiciones de la formación o el depósito. La formación puede ser cualquier formación tal que contenga las tres fuentes de agua mencionadas anteriormente. Para facilitar la presente Descripción, la formación en cuestión puede ser descrita en la presente simplemente como arcilla esquistosa o formación de arena esquistosa. Sin embargo, debe quedar claro que, aunque tales tipos de formación pueden ser los más aplicables, el método de la invención puede aplicarse a otras formaciones que tengan fuentes de fluidos adicionales. Por lo tanto, el uso en la Descripción Detallada de los términos "esquistosa" o "arcilla esquistosa-arena" no debe interpretarse como ; una limitación de la invención a específicamente ese tipo de formación.

La Ecuación de Agua Triple La introducción de por lo menos un tercer fluido conductivo requiere de una nueva metodología para cuantificar de manera más precisa los contenidos de agua e hidrocarburos del depósito. Una metodología que se prefiere, de acuerdo con la invención, puede denominarse "Modelo de Agua Triple" o "Ecuación de Agua Triple". La Ecuación de Agua Triple proporciona la saturación de agua total", Sw usando las siguientes relaciones o expresiones : Sw - swb · (cwf - cbw) + swi - (cwf ~~ cwi) + 4 cudc · cwf · ?? ^"3· + ( (swb · (cwf - cbw) + swi · (cwf - cwi) ) phit^3)2 2 · cwf 2 · cwf · pliit^3 (5) donde, SWb = porción fraccional de la* porosidad total saturada con agua unida a la arcilla, S i — saturación de agua irreducible, CWf = conductividad del agua de libre movimiento, Cbw = conductividad del agua unida a la arcilla, wi — conductividad del agua irreducible, cudc = conductividad profunda, phit = porosidad total, y mDwa = exponente de cementación. Con respecto al diagrama de flujo simplificado de la FIGURA 2, se presenta un método para evaluar las características de saturación de agua de un depósito, y en particular, una región o sección de referencia del depósito. El método es, por supuesto, muy adecuado para usar en una formación de arena esquistosa en la cual se ha introducido un fluido de inyección. Sin embargo, en primer lugar se debe observar que el método de la FIGURA 2 se presenta únicamente con fines ilustrativos y para destacar una forma de realización preferida de acuerdo con la invención. Por lo tanto, no se debe interpretar que el método que se describe a continuación limita la invención a sus pasos y objetos específicos . El método que se prefiere se puede iniciar efectuando mediciones de tomografía electromagnética (202) , tales como mediciones de la resistividad eléctrica, en la formación en cuestión. Las mediciones adecuadas son bien conocidas en el arte y pueden transformarse en uno de varios tipos de registros de resistividad. De manera similar, se llevan a cabo diversas mediciones para un parámetro que es indicativo de resistividad. A partir de un valor de resistividad, se obtiene la conductividad de la formación. Con el objeto de resolver la Ecuación de Agua Triple, se obtiene el valor de la conductividad profunda, cudc. Este valor de conductividad también puede denominarse conductividad medida total y está inversamente relacionado con la resistividad real, Rt (Rt = 1/cudc) . Se obtiene un valor para la conductividad profunda a partir de una medición efectuada varios metros (por ejemplo, más de aproximadamente 90" [228,6 cm] ) dentro de la formación (desde el pozo de sondeo) y generalmente se considera indicativo de la formación no alterada. Se conocen varias herramientas o instrumentos para medir la resistividad eléctrica, los cuales son adecuados para usar con el método de la invención. Aquella persona versada en el campo de la petrofísica, la ingeniería u otro relevante también podrá observar, al leer y/o ver la presente revelación, que el método de la invención es particularmente adecuado para usar con mediciones electromagnéticas entre pozos {crosswell) . Así, las mediciones de la resistividad eléctrica obtenidas en los estudios de inducción electromagnética entre pozos pueden obtenerse fácilmente y ser adecuadas para usar con el método de evaluación. La FIGURA 3 muestra de manera simplificada la disposición de un sistema de tomografía electromagnética entre pozos que se puede usar con el método de evaluación de acuerdo con la invención. El siguiente paso 204 requiere obtener valores de porosidad para la formación. La porosidad total (phit) se define como el espacio o volume poroso total ocupado por fluidos (agua, petróleo o gas) en una roca. Este espacio poroso incluye cualquier fluido de hidrocarburos, agua móvil, capilar unido o agua irreducible y agua unida a la arcilla. Como generalmente se sabe en el arte, los valores de porosidad pueden obtenerse a partir de los registros de porosidad, los registros de resistividad o a través del análisis de núcleos . Las mediciones de la porosidad pueden obtenerse a través del uso de, por ejemplo, una herramienta de registro de densidad, una herramienta MR, un dispositivo de registro acústico y/o una herramienta de registro de neutrones. Los valores de porosidad también pueden obtenerse a partir de registros sónicos, registros de neutrones, registros de resonancia y registros combinados de neutrones y densidad. Aquella persona versada en el campo de la petrofisica u otro relevante podrá ver, al leer la Descripción y/o ver las Figuras proporcionadas en la presente, la manera de incorporar o util(izar recursos conocidos para obtener información sobre la porosidad a los fines del método de evaluación de la invención. En un método adecuado, los valores de porosidad requeridos se obtienen a partir del registro de densidad y luego se corrigen para la litología (usando la densidad de granos) y la densidad del fluido (usando registros de resistividad de la zona invadida o registros de neutrones) . Para completar el concepto, la fórmula de la porosidad, fT, recomendada es : ?t = (rma - r) / (rma - (rhc · (l-Sxo) + rmf · Sxo) ) (6) donde ¾ es la densidad de granos (normalmente determinada a partir de mediciones de laboratorio de material del núcleo) , r es la medición del registro de densidad, hc es la densidad del hidrocarburo in si tu (a partir de datos sobre la presión o muestreo) , rmf es la densidad del filtrado de lodo (normalmente obtenida de cuadros de correlación) y Sxo es la saturación de agua de la zona invadida. Para resolver esta ecuación se requiere de iteración, porque Sxo depende de fT, cualquiera sea el modelo de saturación que se use (Archie, Agua Dual, etc.) . En un paso posterior 206 del método de la invención, se ¡efectúan mediciones para definir el volumen de arcilla, Vcl. En una forma de realización de la invención, primero se hacen mediciones para obtener rayos gamma (Gr) , rayos de espectros (Sp) y pesos secos fracciónales. Tales mediciones se obtienen, por ejemplo, usando una herramienta de Schlumberger denominada Espectroscopio de Captura Elemental (Elemental Capture Spectroscopy - ECS) . Una combinación de estas mediciones proporciona el valor del volumen de arcilla Vcl requerido para el presente método de evaluación. A partir del volumen de arcilla, Vci, se cuantifica el volumen de agua unida a la arcilla, o Vwb (208) . En pasos posteriores 210, 212, se obtienen valores de conductividad para las fuentes de agua. Primero, se obtiene la conductividad del agua de la formación, CWf (210) . En el estado de post-inyección del depósito, puede obtenerse la conductividad Cwf del agua de inyección agua por mediciones directas del fluido de inyección. Luego, se pueden usar estimaciones o mediciones de campo del agua de la formación obtenida de la producción para definir la conductividad del agua irreducible, Cw¿, así como también el agua de la formación original, Cwf. Más aún, la conductividad del agua unida a la arcilla, Cbw se determina sobre la base del tipo de arcilla de la formación y el volumen de arcilla, Vcl.

Los valores definidos y obtenidos en los pasos anteriores (202, 204, 206, 210, 212) proporcionan las variables requeridas para resolver la Ecuación de Agua Triple. Usando medios tradicionales de procesamiento por computadora, estas variables se ingresan en la ecuación (214) y luego se resuelve el valor de saturación de agua Sw (216) .

Ejemplo de aplicación del Modelo de Agua Triple En un ejemplo de aplicación del método de evaluación de la invención, se emplea la Ecuación de Agua Triple para medir los cambios de conductividad que surgen a partir de la introducción de un tercer fluido conductivo en el depósito. Los datos sobre resistividad recolectados entre pozos así como en operaciones entre pozos les permiten a los operadores moriitorear el progreso de los programas de inyección EOR. A medida que el fluido inyectado se aleja del pozo de inyección, el nuevo fluido conductivo cambia la resistividad general de la región. Dichos cambios pueden ser interpretados o convertidos en cambios en la saturación de agua, con lo que se suministra un medio para monitorear el movimiento de los fluidos en la región. Esto también permite rastrear el petróleo recuperable que se mueve en el tiempo y el agua, gas o vapor inyectado en la región. El presente método de la invención para evaluar las características de saturación de agua es muy adecuado para monitorear tales cambios en el contenido de petróleo/agua. Este proceso puede denominarse monitoreo de saturación diferencial y preferentemente se lleva a cabo utilizando el Modelo de Agua Triple para resolver una serie de niveles de saturación de agua. La FIGURA. 3 es una representación general de un sistema generalmente empleado para efectuar mediciones de resistividad en una formación 310. La disposición muestra un sistema electromagnético entre pozos que utiliza un primer pozo de sondeo 312a y un segundo pozo de sondeo 312b para medir las resistividades de la formación 310 entre los pozos de sondeo 312a, 312b. Los pozos de sondeo 312a, 312b se alinean con una cañería 316a, 316b. Un transmisor, T, se ubica dentro de la primera cañería 316a y opera para transmitir dentro de la formación y generar una señal que es recibida por un receptor, R, ubicado frente a la formación 310. El receptor, R, está colocado dentro de la cañería 316b del segundo pozo de sondeo. Por lo general, el transmisor, T, incluye una bobina enrollada alrededor de un núcleo magnéticamente permeable y un capacitor. El receptor, R, generalmente incluye una o varias antenas. El sistema de tomografía electromagnética de la FIGURA 3 se proporciona para ilustrar un sistema adecuado para llevar a cabo determinados pasos del método de la invención. La FIGURA 3 además muestra en ejemplo de formación 310 a la cual puede aplicarse el método de evaluación de la invención, como se analiza adicionalmente a continuación. La FIGURA 4 es un diagrama de flujo simplificado que ilustra los pasos básicos de un método para evaluar niveles diferenciales de saturación de agua en una formación de arena esquistosa, como ser la formación 310 de la FIGURA 3. De acuerdo con una forma de realización de la invención, el método evalúa niveles diferenciales de saturación de agua en el tiempo (es decir, un monitoreo diferencial de la saturación) en el depósito dentro de la formación 310. Se efectúan por lo menos dos evaluaciones separadas en el tiempo: (1) evaluaciones en un estado inicial de producción; y (2) evaluaciones en un estado posterior de producción que existe luego de haber implementado un proceso externo de inyección de fluido. El proceso de inyección puede ser, por ejemplo, un proceso de recuperación mejorada de petróleo o un proceso de perforación, en donde se introduce un nuevo fluido en una región de referencia del depósito. En un paso inicial del método, las mediciones de resistividad eléctrica se efectúan en la región de referencia del depósito durante el estado inicial (402) (utilizando^, por ejemplo, los sistemas de tomografía electromagnética de la FIGURA 3) . Como se analizara previamente con respecto al diagrama de flujo de la FIGURA 2, las mediciones de resistividad pueden obtenerse de varias maneras generalmente conocidas en el arte. También se obtiene un valor de porosidad total para la región de referencia de la formación (404) . Nuevamente, los métodos para obtener los valores de porosidad total requeridos son por lo general conocidos en el arte y se analizaron antes con respecto al diagrama de flujo de la FIGURA 2. Con estos valores, se puede evaluar la saturación de agua total inicial en la región de referencia usando el Modelo de Agua Dual y modelos similares (406) . Estos modelos son adecuados porque, a los fines prácticos, la región de referencia no está alterada por fluidos de origen externo. Esta evaluación se deriva de la medición de resistividad eléctrica, así como también de los valores de la porosidad total . Luego de la evaluación anterior (406) , se implementa el proceso de producción o inyección (408) . Este proceso implica la introducción de fluidos dentro del depósito en los alrededores y dentro de la región de referencia. La finalización del proceso de inyección (406) marca el comienzo del estado posterior del depósito. ^ Durante este estado posterior, se lleva a cabo una segunda serie de mediciones de resistividad eléctrica en la región de referencia (410) . Estas mediciones pueden efectuarse de la misma manera que las mediciones hechas durante el estado inicial (véase, por ejemplo, el paso 402). Además, se obtiene una segunda serie de valores de porosidad total para la misma región de referencia (412) . Los valores de porosidad total generalmente son modificados por el proceso de inyección. Dados los valores de resistividad (o, más específicamente, la conductividad profunda, cudc) y-porosidad, se hace una segunda evaluación de la saturación de agua total para la región de referencia (414) . En este paso de evaluación 414, se obtiene un valor para la saturación de agua a partir de una relación que incluye en forma separada el agua irreducible, el agua móvil y el agua unida a la arcilla. Más específicamente, se considera que el agua móvil (es decir, alterada por los fluidos de inyección) tiene . propiedades conductivas diferentes de las del agua irreducible y, como tal, se trata como un volumen conductivo diferente. Como se analizara previamente, la relación preferida empleada en este paso está dada por la Ecuación de Agua Triple.

El método luego { emplea el paso preferido 416 de comparar los niveles de saturación de agua total en la región de referencia durante el estado posterior con la saturación de agua total inicial. De esta manera, se evalúa la saturación de agua diferencial para la región de referencia en el tiempo (entre el estado inicial y el estado posterior) . Se prefiere que la evaluación de los niveles diferenciales de saturación de agua se determine en varias regiones de referencia del depósito, y con mayor preferencia de manera continua a lo largo de los ejes vertical y horizontal del depósito. La FIGURA 5 proporciona un mapa de saturación diferencial 500 de un depósito que contiene . las regiones de referencia antes mencionadas . El mapa de la FIGURA 5 es producto del método de evaluar los niveles diferenciales de saturación de agua descritos antes y representados por el diagrama de fluj o de la FIGURA 4. El mapa 500 de la FIGURA 5 es un mapa bidimensional de un depósito que representa niveles .· de saturación diferenciales en todos lados por medio de indicadores de color. El mapa 500 mismo es una ilustración del resultado de una aplicación del método de la invención. Los marcadores alfabéticos (por ejemplo, DPT, DD PT, et al.) a lo largo del borde izquierdo indican diferentes profundidades o laminaciones del depósito. Preferentemente, se proporciona una referencia de los colores 502 a la derecha del mapa 500. La referencia de los colores 502 representa los diferentes grados de los cambios en la saturación de petróleo entre el estado inicial y el estado posterior. El espectro de color de la referencia de colores 502 se extiende desde una indicación superior de "rojo" hasta una indicación inferior de "azul". Entre estos dos extremos hay regiones de "verde" y "amarillo". Para este mapa en particular 500, las regiones rojas representan un aumento de la saturación de petróleo, So, de aproximadamente 'un 6%, mientras que las regiones azules representan una .disminución de la saturación de petróleo, So, de aproximadamente un 6%. Como se analizara anteriormente, los niveles de saturación de petróleo o hidrocarburos se determinan como la fracción restante respecto del nivel de saturación de agua. La referencia de colores 502 y las indicaciones de color pueden transformarse fácilmente en saturaciones de agua Sw en lugar de saturación de petróleo S0. Para facilitar la descripción en una versión en blanco y negro del mapa 500 (como se suministra en la FIGURA 5) , el código de color se ha reemplazado por sombreados exagerados y la indicación general y la delineación de las áreas de color. El simple análisis del mapa de saturación diferencial 500 proporciona una evaluación de la efectividad de un proceso externo de inyección. El depósito representado en el mapa 500 ha sido sometido a un proceso de inundación con agua EOR que requiere de la inyección de nuevos fluidos. En este caso, se esperaba la presencia de arcilla esquistosa y, por ende, se emplea el Modelo de Agua Dual (o modelos similares derivados de la Ecuación de Archie) para evaluar el nivel de saturación de fluidos en algún momento del año cero (estado inicial) . Debido a que el proceso de inundación con agua necesita de la introducción de fluidos de inyección en el depósito, se emplea el Modelo de Agua Triple para calcular la saturación de fluidos en el año 4 (estado posterior) . La saturación diferencial se obtiene comparando los niveles de saturación de agua y saturación de petróleo en una región de referencia entre el año cero (estado inicial) y el año 4 (estado posterior) . El cambio porcentual en la saturación de petróleo o agua -se indica entonces con un código de color sobre el mapa de saturación diferencial . Con respecto al depósito en cuestión, se han hecho evaluaciones pre- y post-inyección de manera continua en toda la extensión vertical y horizontal del depósito representado. El mapa 500 de la FIGURA 5 proporciona los cambios en los niveles de saturación en diversas capas del depósito. Estos valores diferenciales definen la distribución espacial y el movimiento del fluido en la región de referencia, que pueden haber sido consecuencia de los mecanismos de producción. De esta manera, se evalúa la efectividad de un proceso de inyección, tal como un proceso de inundación con agua, implementado en una región de referencia. Por ejemplo, se pueden hacer tres tipos de observaciones generales del depósito representado por el mapa 500. Primero, el mapa 500 revela evidencia de un banco de petróleo sobre el marcador D, en dirección de derecha a izquierda. Esta evidencia está dada por las áreas "rojas" correspondientes a mayores niveles de saturación (S0) del lado izquierdo e inmediatamente a la izquierda de áreas "azules" que indican menores niveles de saturación. Esto sugiere que un proceso de inyección aplicado cerca de las áreas "azules" ha empujado efectivamente niveles de petróleo de derecha a izquierda, y ha concentrado el petróleo en la región "roja" del depósito. Más aún, los crecientes niveles de saturación debajo del marcador J PT sugieren que la porosidad en esta región puede estar compactándose. Esta evaluación se deriva de información previa a la inundación, que indica que todos los espacios porosos móviles de esta región estaban llenos de hidrocarburos. Para el operador del pozo, esto significa que los niveles de saturación en la región no pueden aumentar más. El mapa 500 además indica niveles de saturación decrecientes entre los marcadores EE y J (como lo indican los niveles "azul" a "verde")- En este caso, la inyección de agua sólo se ha implementado por debajo del nivel FP, por lo que esto sugiere una tendencia de fractura hacia arriba y de izquierda a derecha del área de inyección.

Derivación del Modelo de Agtta Triple El siguiente análisis proporciona una derivación de la Ecuación de Agua Triple a partir de la Ecuación de Archie generalmente aceptada. Dicha derivación respalda la validez de la Ecuación de Agua Triple. También deberla facilitar el entendimiento del modelo por parte de aquella persona versada en el arte relevante. La expresión general para la conductividad de una mezcla de fluidos es .- ? VjCW-j cwa = j "· 1 hasta n (7) ?Vj donde vt es la sumatoria desde j igual a 1 hasta n de j , siendo j el componente de volumen fraccional del volumen de líquido total vt; cw es la conductividad del j-ésimo componente de líquido, generalmente medido en millohms; y cwa es la conductividad del líquido general. Para el Modelo de Agua Dual, n es igual a 2, lo que da: cwa = (vwf · cwf + vwb cbw) / (vwf + vwb) (8) donde vwf es el volumen de agua libre, vwb es el volumen de agua unida a la arcilla, cwf es la conductividad del agua libre y cbw es la conductividad del agua unida. Como es conveniente expresar los volúmenes en términos de saturación y la saturación es una fracción del espacio poroso o la porosidad total que contiene petróleo y agua, la conductividad se puede expresar de la siguiente manera: cwa = [(swt - swb) cwf + (swb · cbw) ] / [(swt - swb) + swb] = [ (swt - swb) · cwf + (swb) ¦ (cbw) j / swt = cwf + (swb (cbw - cwf) ) / swt (9) Para un sistema con tres líquidos, es decir, un problema de Agua Triple, la correspondiente ecuación es: cwa [ (vwf - cwf) + (vwi cwi) + (vwb cbw) ] / (vwf + vwi + vwb) swt - swi - swb) · cwf + (swi cwi) + (swb cbw) ] / swt (10) donde swi = (vwf + vwb) / phit y cwi es la conductividad del agua irreducible. Usando la capacidad de Módulo de Mathematica (proporcionada por Wolfram Research Company of Champaign, Illinois, EE.UU.), se pueden generar modelos directos e inversos (derivaciones de la Ecuación de Agua Triple) para confirmar la conductividad medida total y la conductividad de la mezcla de fluidos, respectivamente. El modelo directo puede expresarse como: CUDC=CWA · SWTndwa · PHITmdwa (11) en donde, CUDC = conductividad medida total a partir de registros o de resultados de tomografías cruzadas Cwa = conductividad del agua aparente, Swt = saturación de agua total, ndwa y mdwa = constantes, y PHIT = porosidad total. El modelo directo se define como una combinación lineal de términos que incluye fracciones de volumen de fluidos expresadas como saturaciones. A los presentes fines, los términos "mdwa" y "ndwa" son equivalentes a "n" y "m" en la Ecuación de Archie . El término CUDC equivale a Rt, ya que Rt es idénticamente igual a 1/CUDC o 1/Ct (uno sobre la conductividad total) . 1 / Rt = (1 / Rwa) ¦ (sw11 · phitm) (12) o swn = Rwa / ( Rt · phitm) que es la Ecuación de Archie. (13) Una diferencia entre la Ecuación de Agua Triple y la Ecuación de Archie es que la Ecuación de Archie usa "rw=l / cw" para la conductividad del agua o la resistividad del agua, mientras que la Ecuación de Agua Triple usa "Cwa" o la conductividad del agua aparente expresada como una suma de volumen ponderado de todos los fluidos conductivos que hay que medir (es decir, las aguas conductivas del depósito) . El modelo inverso proporciona un método para resolver el modelo directo en términos de Cwa. Introduciendo Cwa en la Ecuación de Archie (y dependiendo de la definición de Cwa) , se logra la Ecuación de Agua Dual o la Ecuación de Agua Triple .

Uso de Expresiones de Módulo de Mathematxca. para confirmar la derivación Expresiones del modelo directo Se puede definir una función cudcDwa que compute la conductividad profunda como una función de la porosidad, el exponente de cementación, el exponente de saturación, la conductividad del agua libre, la conductividad del agua unida, la saturación de agua total y la saturación de agua unida. La función está dada por la siguiente expresión de Mathematica : (* cudcDwa [phit , mDwa , n , cwf , cwi , swt swb , swi ] : = Módulo [{cwa, cudc} , cwa = cwf + (swi (cwi - cwf) + (cbw - cwi) swb) / swt; cudc = swa swtn phit1"13"*] *) (14) (* cudcDwa [phit , mDwa , n , cwf , cwi , swt swb , swi ] : = Module [{cwa, cudc}, cwa = ( (swt - swi - swb) cwf + swi cwi + swb cbw / swt; cudc = cwa swtn phitIBDw] (15) La función puede calcularse con un exponente de saturación de 2 : cudcDwa · [phit, mDwa, 2, cwf, cwi, cbw, swt, swb, swi] (16) phitmDwa · swt · (cbw swb + cwi swi + cwf (- swb - swi + swt)) (17) Cuando swi es cero, la ecuación anterior se reduce a la Ecuación de Agua Dual : cudcD a · [phit, mDwa, 2, cwf, cwi, cbw, swt, swb, 0] (18) phitmDwa . . ^cbw + cwf (_ swb + swt) ) (19) Modelo inverso Habiendo determinado el modelo directo para el caso en el que el exponente de saturación es 2 , se puede usar Mathematica para resolver la función para swt (que es el objetivo del ejercicio): solí = Resolver [cudc = = phitmDwa · swt2 ( (swt - swi - swb) cwf + swi cwi + swb cbw) / swt, swt] (20) { {swt ? (1 / 2 cwf) ( - cbw swb + cwf swb + cwf swi - cwi swi - phit_raDwa (4 cudc cwf phit1"13"3 + (- cbw phitna)wa swb + cwf phit^ swb + cwf phit^ swi -cwi phit""8 swi)2) ) }, (21) (swt ? (1 / 2 cwf) (- cbw swb + cwf swb + cwf swi - cwi swi - phit-mDwa / (4 cudc cwf p itmDwa + (- cbw liit^" swb + cwf phit™33™* swb + cwf phit1"0"31 swi - cwi phit"10"3 swi)2) ) }} (22) Resulta claro que la segunda solución es la correcta, ya que no tiene un resultado imaginario. La variable solí puede asignarse a la solución que es una lista. Para extraer la segunda solución, debemos usar solí [[2, 1, 2]] (23) (1 / 2 cwf) (- cbw swb + cwf swb + cwf swi - cwi swi + phit-,nDwa (4 cudc cwf phit1^ + (- cbw phit1"13™ swb + cwf phit"^ swb + cwf phitmDwa swi _ phitmDwa swi)2} ) (24) Para la evaluación, esto puede escribirse como, sola = [(swb (swf - cbw) + swi ¦ (cwf - cwi) / 2 cwf] + (/ (4 cudc cwf phit1"1'4"3' + ((swb (cwf - cbw) + swi · (cwf - cwi)) phit^)2)) / (2 cwf phit1"0"3) (25) (- cbw + cwf) swb + (cwf - cwi) swi + 2 cwf hif^ U cudc cwf hi ^ + phit2niDwa ((-cbw + cwf) swb + (cwf - cwi) swi)2 2 cwf (26) Para verificar que no se hayan producido errores al escribir sola, se puede evaluar la diferencia entre solí [ [2,1,2] ] y sola: Simplificar [solí [[2, 1, 2] ] - sola] (27) Es cero, de manera que sola y solí [ [2, 1, 2] ] son equivalentes . i Prueba numérica La exactitud de las expresiones anteriores puede verificarse usando un conjunto de datos de muestra de nivel prof ndo. El objetivo del ejercicio es verificar si las respuestas de sola y solí son las mismas. Esto se hace usando el operador : solí [[2, 1, 2]] / . {cudc ? 1,5, phit ? 0,27, mDwa ?¦ 1,9, swb -> 0,2, s i > 0,1, cwi - 0, cwf ? 25, Cbw ? 32} 0,793705 (28) sola proporciona la misma respuesta: sola /. {cudc ? 1,5, phit ? 0,27, mDwa ? 1,9, swb ? 0,2, swi ? 0,1, cwi ? 40, cwf ? 25,· cbw ? 32} 0,793705 (29) Ahora puede crearse una función en la cual la saturación de agua es una función de cudc para este problema particular: swtCudc [cudc ] : = sola / . {phit ? 0,27, mDwa ? 1,9, swb ? 0,2, ? swi ? 0 cwi ? 40, cwf ? 40, cbw ? 32} swtCudc [cudc] 0,02 + 0,150425 i 0,0176776 + 13,2957 cudc (30) Aunque se han descrito e ilustrado formas de realización específicas de la invención, resulta claro que pueden introducirse variaciones en los detalles de las formas de realización específicamente ilustradas y descritas sin apartarse del verdadero espíritu y alcance de la invención según está definida en las reivindicaciones adjuntas y sus equivalentes. Por ejemplo, se pueden usar métodos que utilizan el Modelo de Agua Triple para evaluar diferentes condiciones en un depósito además de los procesos de inundación con agua.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para evaluar características de saturación de agua en una formación geológica penetrada por un pozo de sondeo y que incluye fluido de inyección introducido dentro de la formación mediante un proceso externo de inyección efectuado sobre la formación; dicho método comprende los pasos de: llevar a cabo mediciones de inducción electromagnética de la formación en los alrededores del pozo de sondeo, mediciones que son indicativas de los valores de resistividad de la formación; obtener un valor de la porosidad total de la formación; definir volúmenes fracciónales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible de la formación, en donde el volumen de agua libre representa el fluido de inyección introducido en la formación; definir valores de conductividad para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible en la formación; y determinar la saturación de agua total en la formación a partir de una relación entre valores de porosidad y conductividad total de la formación y valores de conductividad y volumen fraccional para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible.
2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la formación es una formación esquistosa; dicho paso de definir valores de conductividad incluye obtener un valor de conductividad para el agua libre a partir de mediciones de la conductividad del fluido de inyección.
3. El método de acuerdo con la reivindicación 2, en donde la saturación de agua total se obtiene a partir de la relación proporcionada por la Ecuación de Agua Triple.
4. Un método para evaluar niveles de saturación diferenciales en un depósito desde un estado inicial de producción hasta un estado posterior de producción existente luego de llevar a cabo un proceso externo de inyección de fluido, por el cual se introduce un nuevo fluido de inyección dentro de una región de referencia del depósito; dicho método comprende los pasos de : llevar a cabo mediciones de la resistividad eléctrica en una ;región de referencia del depósito durante el estado inicial; y derivar, a. partir de las mediciones de la resistividad eléctrica, una evaluación de la saturación de agua total inicial en la región de referencia; efectuar un proceso de inyección de fluido sobre el depósito, mediante el cual se introduce fluido de inyección dentro de la región de referencia del depósito; llevar a cabo una segunda serie de mediciones de la resistividad eléctrica en la región de referencia durante el estado posterior; derivar, a partir de las segundas mediciones de la resistividad eléctrica, una evaluación de la saturación de agua total posterior en la región de referencia, con lo cual se obtiene la saturación de agua total a partir de una relación que incluye los volúmenes fracciónales del agua irreducible, el agua libre y el agua unida a la arcilla, en donde se considera que el agua libre tiene propiedades conductivas diferentes de las del agua irreducible y el agua unida a la arcilla; y comparar la saturación de agua total posterior con la saturación de agua total inicial, para así evaluar la saturación de agua diferencial en la región de referencia entre el estado inicial y el estado posterior.
5. El método de acuerdo con la reivindicación 4, en donde dichos pasos de llevar a cabo, derivar y comparar se aplican a una serie de regiones de referencia; dicho paso de comparar se efectúa para comparar los niveles de saturación diferenciales a lo largo de un tramo del depósito, con lo cual se monitorea el movimiento de los fluidos en dichas regiones de referencia.
6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, en donde dichas regiones de referencia varían en dirección horizontal y vertical; dicho método comprende además una representación visual de los niveles de saturación diferenciales sobre un mapa del depósito.
7. El método de acuerdo con la reivindicación 4 , en donde cada uno de dichos pasos de derivación combina valores de resistividad y porosidad total de la formación para obtener un valor para la saturación de agua total .
8. El método de acuerdo con la reivindicación 7, en donde dicho paso de comparación incluye correlacionar un aumento de la saturación de agua diferencial en la región de referencia con un aumento de la saturación de hidrocarburos y una disminución de la saturación de agua diferencial con un aumento de la saturación de hidrocarburos.
9. El método de acuerdo con la reivindicación 7 , que además comprende los pasos de : obtener un valor de porosidad total para la formación durante el estado inicial; obtener un valor de porosidad total para la formación durante el estado posterior; y definir volúmenes fracciónales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible durante el estado posterior; y en donde la conductividad del agua libre se obtiene, durante el estado posterior, a partir de una medición de la conductividad del fluido de inyección.
10. El método de acuerdo con la reivindicación 9, en donde dicho paso de derivar una evaluación de la saturación de agua, durante el estado posterior, incluye emplear la Ecuación de Agua Triple.
11. El método de acuerdo con la reivindicación 10, en donde dicho paso de emplear la Ecuación de Agua Triple incluye ingresar valores de conductividad profunda para la formación, porosidad total y conductividad para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible.
12. El método de acuerdo con la reivindicación 10, en donde dicho paso de derivar una evaluación de la saturación de agua inicial incluye emplear el Modelo de Agua Dual.
13. El método de acuerdo con la reivindicación 10, en donde dicho paso de efectuar incluye efectuar un proceso de recuperación mejorada de petróleo.
14. Un método para interpretar mediciones de tomografía electromagnética efectuadas en una formación geológica penetrada por un pozo de sondeo y /que incluye fluidos introducidos dentro de una región de referencia de la formación mediante un proceso externo de inyección efectuado sobre la formación, para obtener características de saturación de agua e hidrocarburos de la región de referencia de la formación; dicho método comprende los pasos de: efectuar mediciones de tomografía electromagnética de la formación en los alrededores del pozo ' de sondeo, mediciones que son indicativas de los valores de resistividad de la región de referencia de la formación; obtener un valor de porosidad total para la región de referencia de la formación; definir valores de conductividad para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible en la región de referencia de la formación; definir volúmenes fracciónales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible en la región de referencia de la formación; y determinar la saturación de agua total en la región de referencia de la formación, lo que incluye emplear el Modelo de Agua Triple para obtener un valor para la saturación de agua total, con lo cual se obtiene el valor de saturación de agua total a partir de una relación en la cual se ingresan valores para la porosidad total, la conductividad de la formación, la conductividad del agua unida a la arcilla, la conductividad del agua libre y la conductividad del agua irreducible .
15. El método de acuerdo con la reivindicación 14, en donde dicho paso de determinar la saturación de agua total incluye emplear la siguiente Ecuación de Agua Triple bajo el Modelo de Agua Triple: ñw = [s h (fwf - r w) swi * (nwf - wi ) / nwf] ± [/4 cudc cwf phitmDwa + ( (swb (cwf - cbw) + swi * (cwf - cwi) ) phitmDwa) 2] ¡ (2 cwf phitmDwa) en donde SW = porción fraccional de la porosidad total saturada con agua unida a la arcilla, CWf = conductividad del agua de libre movimiento, ¾w = conductividad del agua unida a la arcilla, cudc = conductividad profunda, phit = porosidad total, y m Dwa =' exponente de cementación.
16. El método de acuerdo con la reivindicación 14, en donde dicho paso de definir volúmenes fracciónales incluye efectuar mediciones para obtener- rayos gamma, rayos de espectros y pesos secos fracciónales para definir el volumen de arcilla y a partir de allí obtener un volumen fraccional de agua unida a la arcilla.
17. El método de acuerdo con la reivindicación 14, en donde dicho paso de efectuar incluye efectuar mediciones de la resistividad eléctrica; dicho método además comprende desarrollar registros de pozo de resistividad a partir de las mediciones de resistividad.
18. El método de acuerdo con la reivindicación 14, en donde la región de referencia es una zona no afectada por la invasión de fluidos de perforación; dicho método además comprende el paso de obtener un valor para la conductividad profunda de la formación, cudc, a partir de las mediciones de tomografía e ingresando el valor de conductividad profunda en la relación dada por el Modelo de Agua Triple relación.
19. El método de acuerdo con la reivindicación 18, en donde dicho paso de efectuar mediciones de tomografía se lleva a cabo a más de aproximadamente 90" (228,6 cm) del pozo de sondeo, estando la ragión de referencia ubicada a más de aproximadamente 90" (228,6 cm) del pozo de sondeo.
20. El método de acuerdo con la reivindicación 14, en donde dicho paso de definir un valor de conductividad para el agua libre incluye derivar la conductividad del agua libre a partir de mediciones de conductividad del fluido de inyección.
21. Un método para evaluar la saturación de agua en una formación de arena esquistosa después de un proceso de inyección; dicho método comprende los pasos de: obtener un valor de conductividad profunda, cudc, de la formación; obtener un valor de porosidad total, phit, para la formación; obtener valores de conductividad para el agua unida a la arcilla, cbw, el agua libre, cwf, introducida en la formación al finalizar el proceso de inyección, y el agua irreducible, cwi; determinar una porción fraccional swb de la porosidad total, phit, saturada con agua unida a la arcilla y una porción fraccional saturada con agua irreducible swi; ingresar valores de swb, swi, cwi, cbw, cwi, cudc y phit en una Ecuación de Agua Triple para resolver la saturación de agua total, Sw, en donde la Ecuación de Agua Triple se expresa de la siguiente manera: Sw = [swh (r-wf - c snX + SMÍ í (cwf - cwi ) / ? nwf] + 74 nirir cwf phitmDwa + ( (swb (cwf _ cbw) + gwi (cwf _ cwi) ) phit»D«aj2-| j (2 cwf phitníDwa) en donde mDwa es un exponente de cementación conocido derivado en forma empírica .
22. El método de acuerdo con la reivindicación 21, en donde dicho paso de obtener un valor para la conductividad profunda, cudc, está precedido por el paso de efectuar mediciones de la resistividad eléctrica en la formación.
23. El método de acuerdo con la reivindicación 22, en donde dicho paso de obtener valores de porosidad incluye obtener el valor a partir de un registro de porosidad.
24. El método de acuerdo con la reivindicación 23, en donde dicho paso de ingresar valores incluye emplear un medio de procesamiento por computadora para resolver la Ecuación de Agua Triple para la saturación de agua total, Sw. RESUMEN En un aspecto de la presente invención, se proporciona un método para evaluar características de saturación de agua. El método es aplicable a una formación geológica que está penetrada por un pozo de sondeo y que incluye un fluido de inyección introducido en la formación por un proceso externo llevado a cabo sobre el pozo de sondeo. El método incluye efectuar mediciones de inducción electromagnética indicativas de los valores de resistividad de la formación. También se obtiene un valor de la porosidad total para la formación. Luego, el método requiere de la definición de volúmenes fracciónales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible de la formación, en donde el volumen de agua libre incluye el fluido de inyección introducido en la formación. El método también requiere de la definición de valores de conductividad para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible, en donde la conductividad del agua libre se determina a partir de la conductividad del fluido de inyección. Finalmente, la saturación de agua en la formación se determina a partir de una relación entre la porosidad total y los valores de conductividad para la formación, y las conductividades y los volúmenes fracciónales para el agua unida a la arcilla, el agua libre y el agua irreducible. Esta relación está dada preferentemente por la Ecuación de Agua Triple.