WO2013060903A1 - 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 - Google Patents

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 Download PDF

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WO2013060903A1
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drilling
porosity
data
log
perforability
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PCT/ES2011/070734
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Giulio BEDA
Devendra Nath TIWARY
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Repsol S.A.
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • G01V1/50—Analysing data

Definitions

  • the present invention relates to the field of determining the fluid content of underground formations. More specifically, the invention relates to a method and a computer program product for determining the porosity (PHI) and water saturation (Sw) of an underground formation while drilling using gas registration and drilling data.
  • PHI porosity
  • Sw water saturation
  • the volume fraction of pores occupied by water (hereinafter referred to as "water saturation” and represented by Sw) is a key fact in the early evaluation of fluid formation and characterization. It is assumed that the pore space not occupied by water contains oil and / or gas.
  • a, n and m are empirically determined factors that relate porosity to the resistivity of porous rock formation when fully saturated with water.
  • E-logs After drilling, in addition to using gamma ray, electrical resistivity and neutron test tools, one or more measurement tools are introduced into the perforation and their responses are recorded against various lithologies. These tests are often collectively referred to as E-logs.
  • the E-logs themselves may be indicative of the porosity of lithology and water saturation. Therefore, the E-logs are used after drilling, to determine if a formation is porous and contains hydrocarbon. For economic reasons, it is important to determine in real time, that is, while drilling, what is the fraction of pore volume of the perforated formations that is occupied by oil and / or gas, prior to the use of the cable survey tool or to plan the future course of action.
  • the drilling log is a mobile laboratory provided by the drilling logging company, located near the drill tower to track, control and record all drilling and geological information.
  • the drilling record includes the observation and microscopic examination of the drilling detritus (rock formation flakes), and the evaluation of gaseous hydrocarbons and their
  • Drill Penetration Rate (sometimes referred to as the drilling rate)
  • Pumping Rate (amount of fluid being pumped)
  • Pressure Pumping (WOB)
  • Column Weight (weight of the drilling fluid)
  • Drilling, Rotation Speed, Rotary Torque, Revolutions Per Minute (RPM), Emboladas Per Minute (SPM), Mud Volumes, Sludge Weight and Sludge Viscosity While drilling, the gas released from a sludge returning from the well to the gas trap can be analyzed using real-time sensors that measure at a specified sampling rate the amount of hydrocarbons (particularly methane (C1), ethane ( C2), etc.) in ppm (parts per million). These measurements can be used as an indication of the presence of hydrocarbons in the formation at various depths.
  • the invention described herein refers to a method for using the gas and drilling log data obtained while drilling in a quantitative manner to determine the saturation of water in the formation and its porosity.
  • a method is provided to determine water saturation (Sw_Gas) and porosity ( ⁇ , "PHI", which is porosity in general, and when obtained using the methodology described in the present invention: in case of that E-logs of a reference well are available is called PHI_LOG and when E-logs of a reference well is not available, it is called PHMVIL) of an underground formation while drilling from the registration data of gas and drilling that are obtained while drilling.
  • a first aspect of the present invention relates to a method for determining the porosity (PHMVIL and / or PHI_LOG) and water saturation (Sw_Gas) of an underground formation while drilling, comprising:
  • Pl Perforability Index
  • ROP normalized Penetration Rate
  • V. determine the value of Sw_Gas from the baseline of Gw obtained in stage IV and determine the porosity using the E-log data of a reference well (PHI_LOG) or from the Ploi ⁇ ne obtained in stage IV when a reference well (PHMVIL) is not available.
  • Another aspect of the invention relates to a computer program product comprising program instructions for having a computer perform the method for determining the porosity and saturation of water while drilling as defined above.
  • Said computer program can be incorporated in storage media (for example, in a recording medium, in a computer memory or in a read-only memory), or supported on a carrier signal, for example, to be downloaded from a computer or sent by email (for example, in an electrical or optical carrier signal).
  • Another aspect of the invention relates to a system for determining the porosity (PHI) and water saturation (Sw) of an underground formation while drilling, the system being characterized in that it comprises computer means for calculating the Perforability index.
  • Pl the inverse of the normalized Penetration Rate (ROP) that is solved as the mathematical correction of the drilling record parameters obtained while drilling that affects the ROP, using data from the drilling record Penetration (ROP), Revolutions per Minute (RPM) and Force on the Drill (WOB) obtained while drilling
  • computer means for normalizing methane (C1) data as the mathematical correction for the variation of drilling parameters
  • this aspect of the invention can be formulated as a system for determining the porosity (PHI) and water saturation (Sw) of an underground formation while drilling, the system comprising a memory and a processor, which incorporate instructions stored in the memory and executable by the processor, including the instructions functionality for:
  • Pl Perforability Index
  • ROP normalized Penetration Rate
  • the described system can be part (for example, hardware in the form of a PCI card) of a computer system (for example a personal computer).
  • the system can be external hardware connected to the computer system by appropriate means.
  • Figure 1 C1 normalized versus depth. This graph shows the evolution of methane with depth.
  • Figure 2 C1 normalized versus resistivity.
  • Figure 3 Perforability index (Pl) versus depth.
  • BT chart Pl versus C1 normalized. It consists of a double logarithmic graph (log log cross graph) of a standard C1 (in ppm) on the Y axis versus the Perforability index on the X axis.
  • Ploiine- Figure 6 PHINDX by (Density / Neutron) versus Perforability index (Pl) with RMA line (Reduced Major Axis).
  • the RMA line is defined when the line fit provides an equation that is halfway between a linear and polynomial regression method. RMA allows a reliable line fit when conventional regression methods cannot.
  • FIG. 7 Comparison of Sw and porosity obtained by the method of the invention against Sw and PHI obtained by E-log for the entire well.
  • Drilling Record (“Mud Logging”, ML): is a mobile laboratory located by the drilling log company near the derrick to track, control and record all geological and drilling.
  • Rotary Speed (“Revolutions Per Minute”, RPM): defined as the speed at which the drill is rotated during drilling operations and measured in revolutions per minute (rpm).
  • Force on the Drill Bit (WOB): is the amount of force down (on the drill bit) exerted on the drill bit and is usually measured in thousands of pounds or thousands from
  • Penetration Rate is the speed at which a drill bit breaks the rock to deepen the drilling. It is also known as penetration rate or perforation rate. It is usually measured in feet per minute or meters per hour, but sometimes it is expressed in minutes per foot.
  • Flow is the amount of mud pumped into the well. It is usually measured in gpm (gallon per minute) or liter per minute.
  • Bit Size (“Bit Size", BS): the diameter of the hole.
  • Drilling Exponent is a method to normalize the ROP for changes in WOB, RPM and Drill Size (BS).
  • Normalized Gas is the mathematical treatment of the parameters that affect the measurement of gas (mainly FLOW, ROP, BS).
  • Methane (C1) is the simplest alkane, and the main component of natural gas.
  • Gas Measurement it is a gas reading that varies in magnitude or composition in front of the possible hydrocarbon zone.
  • Gamma rays (“Gamma Ray", GR): The gamma ray log is a method of measuring the natural appearance of gamma radiation to characterize rock or sediment in a hole.
  • MWD (for its acronym in “Measurement While Drill ing") represents the measurement while drilling in the oil industry. It is a system created to perform measurements related to drilling, within it, and transmit information to the surface while drilling a well.
  • the MWD tools are transported to the bottom of the well as part of the bottomhole rig ("Bottom Hole Assembly", BHA).
  • BHA Bottom Hole Assembly
  • the tools are contained within the drill collar (probe type) or are built into the collars themselves.
  • Logging While Drilling is a technique for transporting logging tools from the well into the bottom of the borehole as part of the bottom rig well (BHA).
  • GWD (for its acronym in English "Gas While Drill ing") represents gas while drilling in the oil industry. It is a methodology to interpret gas data in terms of fluid characterization.
  • WLFT (for its acronym in English “Wire Line Formation Tester”, WLFT) represents the test apparatus of the Cable Formation and measures the pressure of the formation and is capable of recovering fluid samples after drilling the well.
  • Sample from the bottom of the WL well it is a sample of fluid obtained by WLFT.
  • DST (for its acronym in English "Drill Steam Test"): represents the Steam test of the Well. It is a temporary conclusion whereby the desired section of the open well is isolated and released from the pressure of the drill column through the drill pipe.
  • WL (for its acronym in “Wire Line”, WL) represents the cable survey. It is a practice to make a detailed record of the geological formations drilled in a hole.
  • OWC (for its acronym in “Oil-Water Contact”, OWC): represents the Oil-Water Contact. It is the limit between two fluids.
  • QC Quality Control
  • PHINDX or PHI Density / Neutron: Porosity obtained by density / neutron registration recorded by cable tool.
  • Rt real resistivity of the formation.
  • RMA Reduced Major Axis Line
  • Porosity is the empty space in the rock that contains fluids. It is measured in terms of the volume of empty space of the total volume of the rock. In the described methodology, it is expressed as one. Therefore, if a rock has a PHI value of 0.2 it means that it has 20% free space to hold fluid.
  • Water saturation (Sw) of the rock is the volume fraction of pores occupied by water. In the described methodology, it is expressed as one. Therefore, if a rock has a Sw value of 0.3 it means that 30% of its pore space (PHI) is occupied by water and the remaining 70% is occupied by hydrocarbon.
  • a minimum series of resistivity data, porosity registers and GR is required for the evaluation of a formation in a scenario where cable probing is used.
  • these direct physical measurements have been replaced by drilling and gas data, particularly Methane (C1), and ROP ( Penetration rate).
  • Methane (C1) has been selected as a substitute for the resistivity curve, and a normalized ROP function as a substitute for porosity records.
  • the GR necessary as a lithology discriminator, is usually recorded while drilling. If GR is not available, the description of detritus can be used as an indicator of lithology.
  • high gas measurements correspond to the presence of hydrocarbons (a high or higher resistivity with respect to the formation water) and, a low gas measurement is recorded, mainly in the presence of an area that carries water or an area of clays, which is characterized by low resistivity.
  • the method of the present invention uses the inverse of the normalized Penetration Rate (ROP) obtained while drilling, which is called the Perforability Index (Pl), as an indicator of porosity.
  • ROI Perforability Index
  • variations in the Penetration Rate (ROP) are generally associated with porosity and lithology. Normally, low ROP values are recorded, in particular in compact lithologies (low porosity), while high ROP is generally recorded in the presence of porous areas.
  • Methane (C1) is normally recorded in:
  • ROP Penetration Rate
  • the calculation of Sw, by gas, according to the method of the present invention can be performed without "calibration or reference wells" and / or existing interpretation models.
  • the Perforability Index (Pl) is calculated from equation 1 (Eq. 1):
  • the normalization of C1 is the mathematical correction of the parameters that affect the measurement of gas, such as ROP, FLOW and BS, and is the only technique capable of analyzing and correcting the gas data of different drilling phases and different wells .
  • the step of normalizing the C1 data is calculated from equation 2 (Eq. 2):
  • Equation 2 takes into account only the drilling surface parameters obtained while drilling.
  • Stage III of the method consists of the representation of normalized C1 versus Pl in a double logarithmic graph (cross log log graph) (see Figure 4).
  • the graph is called BT (Beda & Tiwary) and consists of a double logarithmic graph of C1 (in ppm) on the Y axis versus the Perforability index (Pl) on the X axis.
  • the graph is used to obtain the baseline of Gw that represents 100% of Sw. On this graph (see Figure 4) you can see two groups of points.
  • Group 1 (grupol in Figure 4)) that have lower C1 values refers to formations containing water and clay formations, while group 2 (group2 in Figure 4) at the top of the graph, which have C1 values higher, refers to formations containing hydrocarbon with different saturation values.
  • the Gw line is drawn as a straight line that passes through the upper part of group 1.
  • the Gw line represents a schematic division of the previous graph into two parts.
  • the points below the Gw line represent points with 100% water saturation. While the points above the Gw line represent points with saturation below 100% depending on their position with respect to the Gw line, which means that they have saturation with hydrocarbon.
  • the baseline of Gw is a straight line that passes through the upper data points of the clay and water zone in the double logarithmic plot of the data of C1 normalized against the Perforability index (Pl).
  • the water / clays zone is defined by the baseline of Gw.
  • the points below the Gw line will have 100% Sw while the points above the baseline should have a lower Sw value.
  • the baseline has to be drawn in the cloud of upper points below the scattered points at the top of the graph.
  • the slope of the baseline is directed by the points to the right of the graph with high values of Pl and low values of C1 normalized. All points above this line (high C1 values) will have a Sw value of less than 100%.
  • the determination of water saturation (Sw_Gas) using the baseline stage of Gw comprises solving equation 3 (Eq. 3)
  • Gh are the points of normalized C1 (ppm) at each point of drilling depth. On the Gw line, the value of Gw is equal to Gh.
  • the drilling record data obtained on the surface are essentially dependent on lithology and porosity. While drilling is performed, lithology is known by detritus, GR / MWD or by reference wells, and the main unknown variable remains porosity. This approach, without significant variations in the
  • the objective is to have a porosity profile in real time, which is comparable in terms of trend and magnitude to the porosity obtained by E-logs, to better understand the properties of the reservoir, to predict the net thickness and optimize the acquisition of records and testing.
  • the method of the present invention for determining the porosity of an underground formation while drilling, it can be applied both when a calibration or reference well is available (i.e., when a complete series of E-logs) as when any calibration record is lacking.
  • the porosity (PHI_Log) is calculated by obtaining the relationship between the porosity ( ⁇ , "PHI") and the Perforability index (Pl) representing on a linear scale the Pl ( on the X axis) versus Total Porosity (on the Y axis) obtained from the E-log data in the calibration well.
  • the calculation of the PHI_Log is obtained using the RMA line and the RMA regression formula obtained by the
  • the PHI_Log is calculated using the RMA regression formula obtained by the previously defined graph.
  • the porosity in the deposit shows several large changes that are difficult to estimate by this methodology. Although an accurate prediction of porosity is not obtained, the average estimate should be considered good. The trend and magnitude of the expected porosity are in line (typical error +/- 10%) with the porosity obtained from the registry.
  • PHMvIL porosity
  • Ploiine baseline of Pl in the shale area or zone with porosity of 0%
  • K and M are calculated by correlation of Pl with the porosity obtained by registration, they could vary with the lithology and basin and
  • the embodiments of the invention comprise processes performed on computer devices
  • the invention also includes the computer apparatus and computer programs, particularly computer programs on a support, adapted to practice the invention.
  • a computer program product comprising program instructions for making a computer carry out the method of determining porosity (PHI) and also part of the invention.
  • PHI porosity
  • Sw Water saturation
  • the program may be in the form of source code, object code, source code and an intermediate object code, such as in partially compiled form, or in any other form suitable for use in carrying out the processes according to the invention.
  • the computer program product is incorporated into a storage medium.
  • the software product is supported on a carrier signal.
  • the support can be any entity or device capable of supporting the program.
  • the support may comprise a storage medium, such as a ROM, for example, a CD ROM or a semiconductor ROM, or a magnetic recording medium, for example a flexible disk or a hard disk.
  • a storage medium such as a ROM, for example, a CD ROM or a semiconductor ROM, or a magnetic recording medium, for example a flexible disk or a hard disk.
  • the support can be a transmissible support such as an electrical or optical signal, which can be transported by electrical or optical cable or by radio or other means.
  • the support can be constituted by said cable or other device or means.
  • the support can be an integrated circuit in which the program is incorporated, the integrated circuit being adapted to perform, or to be used in performing the relevant process.
  • the methodology of the present invention is carried out while drilling exploratory wells, and is more efficient and reliable for evaluation / development wells.
  • the measurement of the porosity and saturation of water obtained while drilling is carried out by the method described above allows to deduce the volume of hydrocarbon, that is, the total volume of oil and / or gas contained in a given reservoir, and reduce the intrinsic uncertainty to the petrophysical interpretation of E-logs.
  • T (l - Sw) PHIVt in which T is the Total amount of hydrocarbon, Sw and PHI are the saturation of water and the porosity taken in the entire reservoir, and Vt is the total volume of the reservoir.
  • this evaluation is usually done layer by layer, that is, by adding the hydrocarbon volumes that correspond to various areas in the reservoir.
  • the innovative methodologies of the present invention allow an early evaluation of possible hydrocarbon intervals and an early estimation of the Sw and total porosity. In this way, this method will allow a preliminary evaluation of the deposit at the well site.
  • the method of estimating water saturation (Sw_Gas) and porosity (PHMVIL) in real time of the present invention will help to solve the ambiguity of petrophysical interpretation in low situations
  • the case study presented in this document corresponds to a well located in a shallow water environment, offshore.
  • the sedimentology sequence consists of carbonate deposits from
  • the calibration was done by drawing the RMA line and calculating the equation between Pl and the porosity derived from the petrophysical analysis of the cable survey data. Once the equation is known, porosity can be predicted using real-time Pl while drilling (since Pl will be available in real time during drilling).
  • the first stage of the process is the validation of the data series by performing a severe quality control using the well-known GWD methodology and the QC methodology performed by the Service Co.
  • useful graphics have to be prepared in advance to demonstrate reproducibility and reliability of the data.
  • the graph shows the good correspondence between Methane (C1) and Resistivity.
  • the good relationship between the resistivity and C1 confirms that the use of C1 to replace the resistivity curve for the evaluation of gas formation allows the prediction of the main reservoir parameters (Sw and PHI).
  • the Pl Perforability index
  • This parameter is directly related to changes in
  • the gas data (Methane, C1) and ROP were normalized to calculate the normalized C1 and the Perforability index (Pl).
  • the normalized C1 data plot versus Pl was constructed on a double logarithmic graph (log log cross graph) ( Figure 4).
  • the graph was used to derive the baseline Gw representing 100% Sw.
  • Group 1 grupol in Figure 4
  • group 2 group2 in Figure 4
  • the Gw line was drawn as a straight line that passes through the upper part of group 1.
  • the Gw line represents a schematic division of the previous graph into two parts.
  • the points below the Gw line represent points with 100% water saturation. While the points above the Gw line represent points with saturation below 100% depending on their position with respect to the line, which means that they have saturation with hydrocarbon.
  • the equation of this baseline of Gw is:
  • the second parameter of the deposit obtained by the invention is Porosity.
  • the first porosity curve is obtained without the use of a calibration well by applying equation 4 (Eq. 4).
  • the vital parameter equation 4 is Ploi ⁇ ne, you obtained using the cross graphic Depth axis X and Pl Y axis, both in a linear scale (see Figure 5).
  • the baseline Ploime is drawn by passing a straight line through the group of points that have lower Pl values in the Pl plot versus depth.
  • the equation for this line, Ploime, for the well described in the present example is the following.
  • Another method to obtain the porosity curve is to use well log data for calibration. This method can only be used when they are curves of well registration porosity present in the well. Once the PHI_LOG value has been obtained by calibration, it can then be used in real time with the same calibration coefficient for future wells in the basin.
  • the graph in Figure 6 is a cross plot of Pl on the X axis and Porosity by Density / Neutron on the Y axis, both on a linear scale.
  • the graph shows the relationship between the value of Pl and Porosity by Density / Neutron (recorded by the cable survey at the end of the drilling phase).
  • the RMA regression line is drawn between the two variables as shown in Figure 6.
  • the PHI_LOG can be obtained for any well that is in the same basin.
  • Fig. 7 shows the comparison between the parameters (Sw_Gas, PHMVIL & PHI_LOG) obtained by the methodology of the invention in real time and the same parameters obtained by the petrophysical analysis of the cable probing recorded at the end of the drilling phase.
  • Sw_Gas and Sw_Elog are represented together. The two curves follow in trend and magnitude. The small difference between the two values is within the tolerance limit of + -10%.
  • the second section shows the PHI_LOG and PHINDX curves (Porosity obtained by Density / Neutron registration). The two curves again follow in trend and magnitude.
  • the third section shows the PHMVIL curves represented together with PHINDX.
  • the PHMVIL can replicate the behavior of PHINDX in both trend and magnitude.
  • the PHMVIL when obtained without any well of Calibration, may not have a good correlation with the PHINDX, but provides an approximate porosity profile, similar to PHINDX, which is an essential parameter to assess the quality of the deposit during the drilling operation.

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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 (φ, "PHI")) se determina por la ecuación de Archie:
Sn = R° = 1 a^w
w Rt Rt <pm 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 (φ, "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 PHMVIL) 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 (PHMVIL 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; 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_LOG) o a partir del Ploi¡ne obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHMVIL).
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 log 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 (Ploiine) 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;
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_LOG) o a partir del Ploiine obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHMVIL).
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 PHMvIL: 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 Drill ing") 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 Drill ing", 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 Drill ing") 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", AIME (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
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 ):
Figure imgf000013_0001
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):
\ \ .6 C\ FLOW
CINorm = —
ROP {BS)2
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)
Figure imgf000015_0001
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 (φ, "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_Log 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 (PHMvIL) 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 PHMvIL resolviendo la ecuación 4 (Ec. 4).
Figure imgf000016_0001
en la que:
Pl = índice de Perforabilidad
Ploiine = 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 = (l - Sw)PHIVt 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 (PHMVIL) 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 (PHIJVIL) 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 = 10Λ(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 PHMVIL, 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 Ploime 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 PHMVIL 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 PHI_LOG 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 PHI_LOG para cualquier pozo que esté en la misma cuenca.
Comparación de resultados obtenidos usando la metodología de la invención con el análisis petrofísico del sondeo por cable
La Fig. 7 muestra la comparación entre los parámetros (Sw_Gas, PHMVIL & PHI_LOG) 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 PHMVIL representadas junto con PHINDX. El PHMVIL puede replicar el comportamiento de PHINDX tanto en tendencia como en magnitud. El PHMVIL, 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

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:
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; 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_LOG) o a partir del Ploiine obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHMvIL).
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
Figure imgf000025_0001
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. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 -2, en el que en la etapa II, la normalización de los datos de C1 se calcula a partir de la ecuación 2
\ \ .6 C\-FIow
CINorm
Figure imgf000026_0001
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. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 -3, 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. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 -4, en el que la determinación de la saturación de agua (Sw) se calcula a partir de la ecuación 3
Figure imgf000026_0002
en la que Gh son los valores de C1 normalizado en cada punto de
profundidad de la perforación.
6. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 -5, en el que la determinación de la porosidad se realiza usando datos E-log de un pozo de referencia (PHI_LOG) o sin ningún dato de pozos de referencia (PHMvIL).
7. El método de acuerdo con la reivindicación 6, en el que la determinación de la porosidad (PHI_LOG) 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. 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. El método de acuerdo con la reivindicación 6, en el que la determinación de la porosidad (PHMvIL) 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% (Ploime); y obteniendo el PHMvIL a partir de la ecuación 4
Figure imgf000027_0001
en la que
Pl = índice de Perforabilidad
Ploiine = línea basal de Pl en arcillas o zona con porosidad del 0%; y 0,2<K<1 , y 0,05<M<0,5
10. Un producto de programa informático que comprende instrucciones de programa para hacer que un ordenador realice el método definido en cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9.
1 1 . El producto de programa informático de acuerdo con la reivindicación 10, incorporado en un medio de almacenamiento.
12. El producto de programa informático de acuerdo con la reivindicación 10, soportado en una señal portadora.
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. 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
la línea basal de Gw que representa el 100% de Sw; 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 Ploi¡ne obtenido en la etapa IV cuando no se dispone de un pozo de referencia (PHMvIL).
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 cualquiera de las reivindicaciones 1 -9;
b) determinar la cantidad total de hidrocarburo en el reservorio a partir de la ecuación 5
T = (l - Sw)PHIVt 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.
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