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2 Oilfield Review

Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación

Cosan AyanAberdeen, Escocia

Hafez HafezAbu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO)Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU)

Sharon HurstPhillips Petroleum Pekín, China

Fikri KuchukDubai, EAU

Aubrey O’CallaghanPuerto La Cruz, Venezuela

John PefferAnadarko Hassi Messaoud, Argelia

Julian PopSugar Land, Texas, EUA

Murat ZeybekAl-Khobar, Arabia Saudita

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Mahmood Akbar, Abu Dhabi, EAU.AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), COG (Sensor de Cristal de Cuarzo), FMI (Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), MDT (Probador Modular de la Dinámicade la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos) y RFT (Multiprobador de Formaciones) son marcas deSchlumberger. ROT (herramienta de Descripción deYacimientos) es una marca de Halliburton.

Parece que nunca sabemos lo suficiente acerca de la permeabilidad. La medimos a

pequeñas escalas mediante pruebas de laboratorio efectuadas en núcleos. La inferi-

mos a gran escala a través de pruebas de pozos y datos de producción. Pero para

manejar el desarrollo de un yacimiento, también necesitamos cuantificar las carac-

terísticas en escalas intermedias. Es aquí donde la versatilidad de los probadores de

formación operados a cable entra en juego.

1. En mediciones directas del flujo de fluidos en rocas, lacantidad medida es la movilidad (permeabilidad/viscosi-dad). Según la ley de Darcy, todos los efectos de los fluidos están incluidos en el término viscosidad y la per-meabilidad es independiente del fluido. En la práctica,esto no es exactamente verdadero, incluso sin interac-ciones químicas entre la roca y el fluido. La permeabili-dad absoluta también se conoce como permeabilidadintrínseca.

2. El término permeabilidad radial, kr, describe el flujoradial hacia el pozo. En pozos verticales, la permeabili-dad radial es igual a la permeabilidad horizontal. La per-meabilidad vertical se denota tanto por kv como por kz.La permeabilidad esférica se representa por ks.

Invierno de 2001/2002 3

Los modernos probadores de formación operadosa cable (WFT, por sus siglas en inglés) aportanconocimientos especiales acerca de la dinámicade los yacimientos que ninguna otra herramientapuede captar. A través de múltiples pruebas depresión transitoria (variaciones de presión), estosprobadores permiten evaluar la permeabilidadtanto vertical como horizontal. La medición enuna escala que se encuentra entre la de losnúcleos y la de las pruebas de pozos, permitecuantificar el efecto de capas delgadas no detec-tadas por otras técnicas. Estas capas juegan unpapel vital en el drenaje del yacimiento, contro-lando los procesos de inyección de gas y de agua,y causando entradas no deseadas de dichos flui-dos. Los modernos probadores de formación ope-rados a cable también pueden ser una alternativaefectiva en materia de costos, además de nodañar el medio ambiente, en comparación conlas pruebas de formación a pozo abierto y con laspruebas tradicionales de presión transitoria. Esteartículo muestra cómo las mediciones de perme-abilidad derivadas de los probadores de forma-ción operados a cable están ayudando aentender mejor los yacimientos, además deinfluir en el desarrollo de los mismos.

¿Cuál permeabilidad?La permeabilidad determina el comportamientodel yacimiento y del pozo, pero el término puedereferirse a muchos tipos de mediciones. Por ejem-plo, la permeabilidad puede ser absoluta o efec-tiva, horizontal o vertical. La permeabilidad sedefine como una propiedad de la formación, inde-pendientemente del fluido contenido en la misma.Cuando un solo fluido fluye a través de la forma-ción, se puede medir una permeabilidad absolutaque es más o menos independiente del fluido.1 Sinembargo, cuando dos o más fluidos están presen-tes, cada uno reduce la capacidad de fluir del otro.La permeabilidad efectiva es la permeabilidad decada fluido en presencia de los otros, y la perme-abilidad relativa es la relación entre la permeabi-lidad efectiva y la permeabilidad absoluta. En unyacimiento en producción, el interés se centra enla permeabilidad efectiva, inicialmente de petró-leo o de gas en presencia de agua irreducible, oposteriormente de petróleo, gas o agua a diferen-tes saturaciones. Para complicar más las cosas,las permeabilidades efectiva y absoluta puedenser significativamente diferentes (véase “Medicio-nes convencionales de permeabilidad,” página 4).

Usualmente, las formaciones son anisotrópi-cas, lo cual significa que sus propiedades depen-den de la dirección en la cual se miden. Para laspropiedades relacionadas con el flujo de fluidos,usualmente se asume que las formaciones sontransversalmente isotrópicas, lo cual significa que

las dos permeabilidades horizontales son igualesy equivalen a kh, mientras que la permeabilidadvertical kv, es diferente. Si bien existen formacio-nes más complejas, por lo general no hay sufi-cientes mediciones para cuantificar más queestas dos cantidades. La anisotropía de la perme-abilidad se puede definir como kv/kh, kh/kv, o larelación entre la permeabilidad más alta y la másbaja. En este artículo se utilizará kh/kv; una canti-dad que usualmente es mayor que 1.2

La siguiente complicación se relaciona con ladistribución espacial. El manejo de yacimientossería mucho más simple si la permeabilidad sedistribuyera de manera uniforme, pero en la prác-tica, las formaciones son complejas y heterogé-neas; es decir, tienen un rango de valores cercanoa dos o más promedios locales. La cantidad demediciones necesarias para una descripción com-pleta de una roca heterogénea es demasiado ele-vada e imposible de llevar a cabo; más aún, elresultado de cada medición depende de suescala. Por ejemplo, para un yacimiento idealcompuesto por arena isotrópica con lutitas isotró-picas distribuidas de manera aleatoria, hay tresescalas que considerar: megascópica (el yaci-miento como un todo), macroscópica (las celdasde la retícula utilizada en la simulación numéricadel yacimiento) y mesoscópica (las facies indivi-duales) (arriba). En este ejemplo, la anisotropíamegascópica es muy alta; entre 103 y 105. Sinembargo, las áreas A y B son isotrópicas, mien-tras que las celdas de la retícula son intermedias,

demostrando así que la heterogeneidad local ori-gina la anisotropía de gran escala. Las medicio-nes a diferentes escalas y en distintasubicaciones producirán valores diferentes tantopara kh como para kv y, por lo tanto, una anisotro-pía distinta.

Entonces, ¿qué permeabilidad debemos esco-ger? En un yacimiento homogéneo y monofásico,la pregunta es irrelevante; pero tales yacimientosno existen. Casi todos los yacimientos, y particu-larmente los carbonatados, están altamenteestratificados. Para algunas formaciones, las pro-piedades del sistema roca-fluido también varíanlateralmente. Por ejemplo, en depósitos de are-niscas de delta—los yacimientos más prolíficosdel mundo—las propiedades del sistema roca-fluido varían lateralmente debido a la disposiciónde los sedimentos según su tamaño y pesodurante el transporte y la deposición. Ya sea enareniscas o en carbonatos, a medida queaumenta la heterogeneidad, la distribución de lapermeabilidad se convierte en algo tan impor-tante como su valor promedio.

Al comienzo de la vida de un yacimiento, laprincipal preocupación es la permeabilidad efec-tiva horizontal promedio del petróleo o del gas,puesto que ésta controla la productividad y eldiseño de terminación (completación) de cada unode los pozos. Más tarde, la permeabilidad verticalpasa a ser importante debido a su efecto en la coni-ficación de gas y de agua, así como en la produc-tividad de los pozos horizontales y multilaterales.

A B

100

Prof

undi

dad,

pie

sDistancia horizontal, pies

200 300 400 500 600 700 800 900 1000

100

200

300

400

500

0

0

Celda de la retícula

> Sección transversal de un yacimiento ideal que muestra anisotropía a gran escala causadapor la heterogeneidad local. Un yacimiento de areniscas (amarillo) contiene lutitas distribuidasal azar (gris). La permeabilidad vertical para todo el yacimiento es cerca de 104 veces menorque la permeabilidad horizontal; una gran anisotropía. Sin embargo, las pequeñas áreas A y Bse encuentran en arena y lutita isotrópicas, respectivamente. La celda de la retícula, que podríarepresentar un bloque de simulación del yacimiento, tiene una anisotropía de permeabilidadintermedia. La permeabilidad vertical es cercana al promedio armónico de las permeabilidadesde arena y lutita, mientras que la permeabilidad horizontal es el promedio aritmético de las mis-mas. [Adaptado de Lake LW: “The Origins of Anisotropy,” Journal of Petroleum Technology 40,no. 4 (Abril de 1988): 395-396.]

4 Oilfield Review

Para estimar la permeabilidad se utilizan datosde núcleos y de registros, pruebas de presióntransitoria, pruebas de producción y datos histó-ricos. Cada medición tiene diferentes caracterís-ticas, ventajas y desventajas.

Datos de núcleos—Las mediciones de rutinade núcleos proveen la permeabilidad absoluta ointrínseca. En yacimientos arcillosos con altasaturación de agua o en rocas mojadas por petró-leo, la permeabilidad efectiva puede ser signifi-cativamente menor que la permeabilidadabsoluta (abajo). Los datos de núcleos se tomanen muestras limpias que han sido llevadas a lasuperficie, de modo que las condiciones de medi-ción no son las mismas que las que se efectúanen sitio. Algunas de estas condiciones, talescomo las tensiones de fondo de pozo, se puedensimular en la superficie. Otras, como la altera-ción de las arcillas y las microfracturas causadaspor la liberación de las tensiones, pueden serirreversibles.

Para que sean útiles para la caracterizacióndel yacimiento, es necesario contar con bastan-tes muestras de núcleos que capten de maneracompleta la heterogeneidad del yacimiento. Haymuchas reglas estadísticas para determinarcuántas muestras se requieren. Pero no siemprees posible obtener un rango estadísticamenteválido de muestras, incluso en un pozo. Lasmuestras con alta porosidad pueden caer fueradel barril corta núcleos, mientras que cortartapones de intervalos muy compactos es difícil.Algunos analistas prefieren mediciones de per-

meámetro, debido a que es posible tomar másmuestras.1 El promediado o escalado, es otroasunto problemático. Para el flujo en capas, elmás apropiado para determinar la permeabilidadhorizontal es el promedio aritmético, kav =[∑ki

hi/ ∑hi]. Para el flujo bidimensional aleatorio, esel promedio geométrico, kav =[∏ki

hi / ∑hi],mientras que para la permeabilidad vertical, elpromedio armónico, kav =[∑ki

-1 hi/ ∑hi]-1 es elmás representativo.2

Datos de registros—Los registros miden laporosidad y otros parámetros que se relacionancon el tamaño de los poros; por ejemplo, la satu-ración de agua irreducible y parámetros de reso-nancia magnética nuclear.3 La permeabilidad sepuede estimar a partir de estas mediciones utili-zando una relación empírica adecuada. Estarelación normalmente se debe calibrar paracada yacimiento o área con mediciones másdirectas, usualmente de núcleos, pero a veces,tras el escalado, respecto de los resultados de laspruebas de presión transitoria. El principal usode la permeabilidad derivada de registros es pro-porcionar estimaciones continuas en todos lospozos. En el aspecto económico, los núcleos y losregistros tienen muchas aplicaciones, de modoque el costo adicional de obtener permeabilidada partir de ellos es relativamente pequeño.

Pruebas de pozos—El análisis de las pruebasde presión transitoria permite estimar la perme-abilidad efectiva promedio de la formación ensitio. Sin embargo, los resultados tienen queinterpretarse a partir del cambio de presión con

el tiempo. Los intérpretes usan varias técnicas,incluyendo el análisis de regímenes de flujoespecíficos y el ajuste con curvas tipo o con unmodelo de formación. En las pruebas convencio-nales, el pozo se deja en producción por untiempo lo suficientemente largo como paradetectar los límites del yacimiento. Las pruebasde impulsos duran un tiempo corto y son útilespara pozos que no fluyen a la superficie. Enambos casos, pero especialmente para las prue-bas de impulsos, no necesariamente hay unasolución única para la permeabilidad.

En la mayoría de las pruebas convencionales,el objetivo es medir la transmisividad (khh/µ)durante el flujo radial. El espesor del yacimiento,h, se puede estimar en el pozo, pero ¿es igualdecenas o centenas de pies hacia dentro delyacimiento donde tienen lugar las variaciones depresión? En la práctica, otros tipos de informa-ción—modelos geológicos y datos sísmicos—ayudan a mejorar los resultados. Con las pruebasde pozos convencionales, se puede detectar elgrado de heterogeneidad, pero no se puededeterminar la distribución de la permeabilidad yno hay resolución vertical.

En el aspecto económico, las pruebas de pozosson costosas desde el punto de vista de los equi-pos de prueba y del tiempo de los equipos de per-foración y/o terminación de pozos. Las pruebasde pozos también se llevan a cabo para obteneruna muestra de fluido, de modo que el costo adi-cional para determinar la permeabilidad puedeser pequeño. Sin embargo, la obtención de datos

Mediciones convencionales de permeabilidad Pe

rmea

bilid

ad re

lativ

a

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.20 0.4 0.6 0.8 1.0Sw

Mojado por el agua

krw

kro

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.20 0.4 0.6 0.8 1.0Sw

Perm

eabi

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rela

tiva

Mojado por el petróleo

kro

krw

B A B’ A’

> Curvas de permeabilidad relativa típicas para petróleo y agua en una roca mojada por el agua (izquierda) y en otra mojada por el petróleo (derecha). Las per-meabilidades efectivas son permeabilidades relativas multiplicadas por la permeabilidad absoluta. Los puntos A y A' representan la situación típica de una medi-ción de la caída de presión del período de flujo con un probador de formación operado a cable en lodo base agua. En un yacimiento mojado por el agua, el filtradofluye en presencia de un 20% de petróleo residual y tiene una permeabilidad relativa de 0.3. Los puntos B y B' representan la situación típica de análisis de presióntransitoria en un yacimiento de petróleo. En un yacimiento mojado por el agua, el petróleo fluye en presencia de un 20% de agua irreducible y tiene una permeabi-lidad relativa de 0.9. Los puntos A, A', B y B' también se conocen como puntos extremos de las permeabilidades.


La distribución de la permeabilidad tanto hori-zontal como vertical afecta de modo determi-nante el comportamiento del yacimiento y larecuperación de los hidrocarburos, al mismotiempo que determina la viabilidad de los proce-sos de recuperación secundaria y terciaria.

La magnitud del contraste de permeabilida-des se hace cada vez más importante con la pro-ducción prolongada. Las capas delgadas, lasfallas y las fracturas pueden tener un gran efectoen el movimiento del gas, de un acuífero, y delgas y agua inyectados. Por ejemplo, una capa debaja permeabilidad, o barrera impermeable,

Fracturas selladas Fracturas abiertas

Unidades genéticas de baja permeabilidad Unidades genéticas de alta permeabilidad

Meg

a y

Mac

ro

Estilolita de baja permeabilidad Estilolita de alta permeabilidad

Barreras impermeables Conductos

Falla sellante Falla no sellanteG

iga

Laminaciones compactas Fracturas pequeñas

Lentes de lutitas Vesículas

Mes

o

Recristalización de baja permeabilidad Canal de disolución de alta permeabilidad

> Barreras impermeables y conductos en diferentes escalas de longitud. Encada caso, la cuantificación de los efectos de estas características permitemejorar el manejo del yacimiento.

impedirá el movimiento del gas hacia abajo. Unacapa de alta permeabilidad, o conducto, llevarárápidamente agua indeseada a un pozo en pro-ducción. Ambas pueden afectar significativa-mente la eficiencia de barrido y, en consecuencia,se requerirá un cambio en las prácticas de termi-nación de los pozos. Un manejo eficaz del yaci-miento depende del conocimiento no sólo de lapermeabilidad horizontal promedio, sino tambiénde la distribución lateral y vertical de la permea-bilidad, así como de la conductividad de las barre-ras impermeables y de los conductos (abajo).Como se sabe desde hace ya bastante tiempo, la

de permeabilidad de alta calidad a menudo re-quiere largos tiempos de cierre de pozo y equiposadicionales, tales como válvulas de fondo depozo, manómetros y medidores de flujo.4

Pruebas de producción e historia de produc-ción—Se puede obtener una permeabilidadefectiva promedio a partir del gasto (tasa deflujo, velocidad de flujo, caudal, rata) durante laproducción en estado estacionario, preferible-mente de pruebas específicas a diferentes gas-tos. Es necesario conocer o suponer el daño dela formación u otros efectos cercanos al pozo.También se puede determinar una permeabili-dad promedio a partir de los datos de la historiade producción, mediante el ajuste de la permea-bilidad hasta obtener el historial de produccióncorrecto. Sin embargo, en ambos casos, la distri-bución de la permeabilidad no se puede obtenerde manera confiable. En yacimientos multicapaso heterogéneos, éste es un problema inversoaltamente no lineal, para el que puede habermás de una solución.

En ausencia de otros datos, a menudo la per-meabilidad se relaciona con la porosidad. Enteoría, la relación es débil; hay medios porososque han sido lixiviados que pueden tener altaporosidad con cero permeabilidad y otros quehan sido fracturados que muestran exactamentelo contrario. Sin embargo, en la práctica, existenyacimientos de areniscas bien clasificadas conuna relación consistente entre la porosidad y lapermeabilidad. Otros yacimientos son menossimples. Particularmente para los yacimientoscarbonatados, la microporosidad y las fracturashacen prácticamente imposible relacionar laporosidad y las litofacies con la permeabilidad.

1. Zheng S-Y, Corbett PWM, Ryseth A y Stewart G:“Uncertainty in Well Test and Core Permeability Analysis:A Case Study in Fluvial Channel Reservoirs, NorthernNorth Sea, Norway,” AAPG Bulletin 84, no. 12, (Diciembrede 2000):1929-1954.

2. Pickup GE, Ringrose PS, Corbett PWM, Jensen JL ySorbie KS: “Geology, Geometry, and Effective Flow,” artí-culo de la SPE 28374, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 25 al 28 de septiembre de 1994.

3. Herron MM, Johnson DL y Schwartz LM: “A RobustPermeability Estimator for Siliclastics,” artículo de la SPE49301, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30de septiembre de 1998.

4. Modern Reservoir Testing, SMP-7055, Houston, Texas,EUA: Schlumberger Wireline & Testing, 1994.

heterogeneidad de los yacimientos es una de lasprincipales causas que dificultan la recuperaciónasistida de petróleo. La heterogeneidad de lapermeabilidad, las barreras impermeables ines-peradas y una evaluación del yacimiento con unnivel de detalle insuficiente, a menudo son lasrazones por las cuales estos proyectos no resul-tan rentables.3

En la práctica normal de ingeniería de yaci-mientos, las fuentes principales de permeabilidadefectiva promedio son las pruebas de presionestransitorias en los pozos y las pruebas de produc-ción. Generalmente, éstos son buenos indicado-res del desempeño general del pozo. También seutilizan núcleos y registros, pero a menudo trasalgún tipo de comparación o escalado de losdatos respecto de los resultados de las pruebasde pozo. Una vez que un yacimiento ha estado enproducción, el ajuste de la historia de producción(comparación de valores medidos y simulados)provee información acerca de la permeabilidadpromedio, pero no puede resolver su distribución.La presencia de elementos de alta o baja perme-abilidad y sus distribuciones se infiere de núcleosy registros, pero esta información es cualitativamás que cuantitativa. Los probadores de forma-ción operados a cable han comenzado a llenar

este vacío, proporcionando varias mediciones depermeabilidad, desde valores obtenidos de sim-ples caídas de presión del período de flujo conuna sola probeta, hasta el análisis de múltiplescapas con probadores de varias probetas. Estosúltimos probadores se usaron originalmente paradeterminar la anisotropía.4 Con las técnicas analí-ticas desarrolladas recientemente y una mayorexperiencia, los análisis de múltiples capas ahoraproporcionan información cuantitativa acerca dela distribución de la permeabilidad.

Probadores de formación operados a cableLos primeros probadores de formación operados acable fueron diseñados principalmente para obte-ner muestras de fluidos. Se registraban las presio-nes, de modo que el incremento de presión al finaldel muestreo se pudiera analizar para determinarla permeabilidad y la presión de la formación. Apesar de la limitada resolución de los manómetrosy los pocos puntos de datos disponibles, a menudolos resultados fueron un importante aporte para laevaluación de la formación. Hoy, el incremento depresión medido tras el muestreo, todavía se ana-liza para obtener una estimación de la permeabili-dad con un bajo costo adicional.

El Multiprobador de Formaciones RFT intro-dujo el pre-ensayo, una prueba corta diseñadainicialmente para determinar si valía la penatomar muestras en ese punto. Para sorpresa demuchos, la presión del pre-ensayo resultó serrepresentativa de la presión del yacimiento.Como resultado, las mediciones de presión seconvirtieron en la principal aplicación de los pro-badores de formación operados a cable. La per-meabilidad se pudo estimar tanto de la caída depresión del período de flujo como del incrementode presión medido durante el pre-ensayo. Puestoque un perfil de presión confiable requería pre-ensayos a varias profundidades, se pudo dispo-ner de muchos más datos de permeabilidad. Condecenas de puntos de prueba en un solo pozo, sehizo más fácil establecer un perfil de permeabili-dad y comparar los resultados con los datos denúcleos y de otras fuentes.

Los pre-ensayos siguen siendo una impor-tante función de las herramientas modernas, sibien la confiabilidad de la estimación de lapermeabilidad varía. Puesto que en los pre-ensa-yos se toman muestras de un pequeño volumen,por lo general de 5 a 20 cm3 [0.3 a 1.2 pulg3], eldaño de la formación y otras características pró-

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8 pies

2.3 pies~3 pies

6.6 pies

ks

A B C D E F G H

Puerto deentrada

Usualmente

A veces

kh

kh,kv kh,kv kh,kv,φCt kh,kv,φCt ks and/or kh kh,kv kh,kv

φCt φCt

> Configuraciones típicas de la herramienta MDTpara mediciones de permeabilidad: una sola pro-beta con cámara para muestras y módulo de con-trol de flujo (A); una probeta pulsante, normalmentela probeta inferior, con una (B) o dos (C) probetasde observación verticales; módulo de dos probetascon una (D) o dos (E) probetas verticales; configu-ración de prueba mini-DST con empacador dual ymódulo de bombeo (F); módulo de empacador dualcon una (G) o dos (H) probetas verticales. El módu-lo de control de flujo, la cámara para muestras y elmódulo de bombeo se pueden añadir a cualquierconfiguración. Cuando sólo se registra una presióntransitoria, como en (A) y (F), la determinación de lapermeabilidad depende de la identificación de losregímenes de flujo particulares, del ajuste con cur-vas tipo o de la estimación de parámetros utili-zando un modelo predictivo. Con una o más probe-tas verticales, como en otras configuraciones, esposible efectuar una prueba de interferencia local,también conocida como prueba de presión transi-toria de intervalo (IPTT, por sus siglas en inglés).Con estas pruebas, los intérpretes pueden determi-nar kv y kh para una cantidad limitada de capascerca de la herramienta. El almacenamiento de laformación, øCt, se puede determinar con el módulode probeta dual y, a veces, cuando se dispone detres variaciones de presión verticales, como en (C)y (H). Con otras configuraciones, se debe determi-nar a partir de otros datos. Las permeabilidades delos períodos de flujo y de incremento de presión delos pre-ensayos se pueden determinar en todasestas configuraciones con el módulo de empaca-dor dual y con cada probeta.

7

ximas al pozo pueden afectar altamente la per-meabilidad del período de flujo, kd.5 Un análisisdetallado muestra que kd es más cercana a kh,aunque es afectada por kv.6 El volumen de inves-tigación es significativamente mayor que el deuna muestra de núcleo, pero del mismo orden demagnitud. Sin embargo, kd por lo general repre-senta la permeabilidad efectiva del filtrado delodo en la zona invadida, más que la permeabili-dad absoluta tal como se obtiene de los núcleos.Si bien se han encontrado algunas buenas corre-laciones entre ambas, generalmente se consi-dera que kd es la permeabilidad mínimaprobable.7 No obstante, se puede calcular auto-máticamente en la localización del pozo y todavíase utiliza de manera regular como un indicadorcualitativo de la productividad.

Los períodos de incremento de presión de lospre-ensayos proveen una mayor profundidad deinvestigación de la formación que los períodos deflujo; varios pies si la resolución del manómetroes suficientemente alta y el incremento de pre-sión se registra durante un tiempo suficiente-mente largo. Excepto en formaciones de bajapermeabilidad, el tiempo de incremento de pre-sión es corto, de modo que la herramienta puedeestar midiendo la permeabilidad de la zona inva-dida, de la zona no invadida o la de alguna com-binación de ambas.8 Al igual que en lainterpretación de cualquier conjunto de datos depresión transitoria, los regímenes de flujo se iden-tifican mediante la observación de pendientescaracterísticas de la velocidad del cambio de lasdiferencias de presión con el tiempo. Para losperíodos de incremento de presión de los pre-ensayos en los cuales los regímenes de flujo sonesféricos y ocasionalmente radiales, las pendien-tes características a menudo resultan difíciles deencontrar, e incluso pueden verse afectadas porpequeños cambios en el volumen de muestreo delos pre-ensayos. Para obtener resultados confia-bles, se debe analizar cada pre-ensayo, un pro-ceso que consume mucho tiempo. Hoy en día, elanálisis de los períodos cortos de incremento depresión de los pre-ensayos para la determinaciónde la permeabilidad es poco común, principal-mente debido a que hay maneras mucho mejoresde obtener la permeabilidad con herramientasmodernas.

Probadores modulares operados a cable La tercera generación de probadores operados acable está dada por el probador modular. Estaherramienta se puede configurar con diferentesmódulos para satisfacer distintas aplicaciones, opara manejar condiciones variables del pozo y dela formación (página anterior).

Algunos de estos módulos son particularmenterelevantes para las mediciones de permeabilidad. Amenos que se especifique lo contrario, las siguien-tes descripciones de los módulos se refieren alProbador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT de Schlumberger.

Módulo de una sola probeta—Este móduloproporciona comunicación hidráulica entre elyacimiento y la herramienta. Consta del ensam-blaje de la probeta, la cámara de pre-ensayos,los medidores de presión de cuarzo y de defor-mación, y los sensores de resistividad y tempera-tura. El ensamblaje de la probeta consta de unpequeño empacador que contiene la probeta.Cuando se asienta la herramienta, los pistonestelescópicos de apoyo presionan el ensamblajedel empacador contra la pared del pozo. La pro-beta atraviesa el revoque de filtración de lodohasta llegar a la formación. Se encuentran dispo-nibles diseños de probetas especiales para con-diciones difíciles.9 La comunicación con laformación se establece mediante un breve pre-ensayo, después del cual el módulo puede suc-cionar fluidos para muestreo o actuar como unmonitor pasivo de las variaciones de presión.

Módulo de probeta dual—Este módulo constade dos conjuntos de probetas montadas en posi-

ciones fijas en el mismo mandril. En la herra-mienta de Descripción del Yacimiento (ROT) deHalliburton, las probetas están montadas unasobre la otra, separadas por unas pulgadas yorientadas en la misma dirección.10 Una probeta,conocida como probeta pulsante, succiona losfluidos mientras que la otra monitorea la presióntransitoria. En la herramienta MDT, los dos con-juntos de probetas están montados de modo dia-metralmente opuesto entre sí en el mandril.11 Unaprobeta actúa como pulsante, mientras que laotra, conocida como probeta horizontal, es sóloun monitor de presiones sin capacidad de mues-treo. La principal utilidad del módulo de probetadual consiste en su posibilidad de combinacióncon una probeta vertical para determinar kh, kv yel almacenamiento de la formación (øCt) ), a tra-vés de una prueba de interferencia local o, parausar un nombre más específico, una prueba depresión transitoria de intervalo (IPTT, por sussiglas en inglés).12 Mediante la extracción de flui-dos a través de la probeta pulsante, es posiblemedir presiones transitorias en tres posicionesdel pozo, dos de las cuales corresponden a probe-tas de observación y no están contaminadas porlos efectos de almacenamiento de las herramien-tas, del daño y de la limpieza de la formación.13

Invierno de 2001/2002

3. Weber AG y Simpson RE: “Gasfield Development—Reservoir and Production Operations Planning,” Journal ofPetroleum Technology 38, no. 2 (Febrero de 1986): 217-226.

4. Ayan C, Colley N, Cowan G, Ezekwe E, Wannel M, GoodeP, Halford F, Joseph J, Mongini A, Obondoko G y Pop J:“Measuring Permeability Anisotropy: The LatestApproach,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 24-35.

5. La llamada permeabilidad del período de flujo, derivadade la caída de presión de este período del pre-ensayo secalcula como kd = C qµ /∆pss en unidades de mD, donde qes el gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata)en cm3/s, µ es la viscosidad del fluido en cp, y ∆pss es lacaída de presión medida en lpc (incluye cualquier caídaen la presión debido al daño de la formación). El factorde forma del flujo, C, depende del radio efectivo de laprobeta y es igual a 5660, en las unidades dadas, paralas probetas de las herramientas RFT y MDT estándares.

6. Dussan EB y Sharma Y: “Analysis of the PressureResponse of a Single-Probe Formation Tester,” SPEFormation Evaluation 7, no. 2 (Junio de 1992): 151-156.

7. Jensen CL y Mayson HJ: “Evaluation of PermeabilitiesDetermined from Repeat Formation TesterMeasurements Made in the Prudhoe Bay Field,” artículode la SPE 14400, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada,EUA, 22 al 25 de septiembre de1985.

8. Goode PA y Thambynayagam RKM: “Influence of anInvaded Zone on a Multiple Probe Formation Tester,”artículo de la SPE 23030, presentado en la Conferenciadel Pacífico Asiático de la SPE, Perth, AustraliaOccidental, Australia, 4 al 7 de noviembre de 1991.Podemos esperar que la permeabilidad del incrementode presión sea mayor que kd puesto que, al tener unamayor profundidad de investigación, ésta debería darresultados más cercanos a la permeabilidad efectiva delpetróleo o del gas. Sin embargo, la experiencia generalmuestra que la permeabilidad de las pruebas de incre-mento de presión resulta más baja.

9. Para la herramienta MDT, los ensamblajes incluyen:empacadores de gran área para formaciones compactas;probetas de gran diámetro para formaciones no consoli-dadas y compactas; probetas largas para formaciones noconsolidadas y revoques de filtración compactos; y

probetas para empaques de grava y un filtro de gran áreasimilar al filtro de aceite de un automóvil para arenasextremadamente no consolidadas (la probeta Martineau).

10. Proett MA, Wilson CC y Batakrishna M: “AdvancedPermeability and Anisotropy Measurements WhileTesting and Sampling in Real-Time Using a Dual ProbeFormation Tester,” artículo de la SPE 62919, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.

11. Zimmerman T, Maclnnes J, Hoppe J, Pop J y Long T:“Applications of Emerging Wireline Formation TestingTechnologies,” artículo de la OSEA 90105, presentado enla 8va. Conferencia del Sudeste Asiático sobre Opera-ciones Marinas, Singapur, 4 al 7 de diciembre de 1990.

12. El término prueba de interferencia vertical (VIT, por sussiglas en inglés) también se utiliza para pozos verticales.Los términos prueba de interferencia local y prueba depresión transitoria de intervalo son adecuados parapozos desviados u horizontales.El almacenamiento de la formación es el producto de laporosidad, ø, por la compresibilidad total de la roca, Ct,que es la suma de la compresibilidad de sólidos, Cr, y lacompresibilidad de fluidos, Cf . Cuando la compresibili-dad total no se mide con una prueba IPTT, Cf se debeestimar a partir de las propiedades de los fluidos y Cr apartir del conocimiento de la estructura de los sólidosinferido de registros acústicos, de la porosidad y deotros datos. Si hay más de un fluido, la saturación decada uno se estima a partir de registros o volúmenes de muestra.

13. El factor de daño se define como la caída de presiónextra causada por el daño en las inmediaciones delpozo (daño mecánico), la convergencia del flujo en unacapa parcialmente penetrada y los efectos del flujovisco-inercial (usualmente ignorados). El factor de con-vergencia del flujo se puede calcular a partir del espe-sor de la capa y del intervalo de pruebas.El almacenamiento de la herramienta se debe a la com-presibilidad del fluido dentro de la herramienta y haceque el gasto medido sea diferente al gasto real frente ala formación. El término limpieza se refiere al aumentoen el gasto a medida que los fluidos remueven el dañode la formación cercana al pozo.

14. En un trabajo reciente, el módulo de bombeo trabajó demanera continua por 36 horas. En otro trabajo, el módulode empacador dual estuvo en el pozo durante 11 días.

15. Ayan C y Nicolle G,“Reservoir Fluid Identification andTesting with a Modular Formation Tester in an AgingField,” artículo de la SPE 49528, presentado en la 8va.Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, 11 al 14 de octubre de 1998.

16. El almacenamiento de la herramienta incluye la compre-sibilidad del fluido alojado entre los empacadores. Unmodelo común es relacionar el gasto frente a la forma-ción, qsf, con el gasto medido, q, y la velocidad de cam-bio de la presión por una constante, C: qsf = q+24Cdp/dt.La parte más temprana del incremento de presión estádominada por el almacenamiento en el pozo, tambiénllamado flujo posterior al cierre. El parámetro C sepuede estimar a partir de la velocidad de cambio de la presión en ese momento.

Módulo de empacador dual—Este móduloposee dos empacadores que se inflan para aislarun intervalo de formación de casi un 1 m [3.3 pies]de longitud. Una vez que los empacadores estáninflados, se succiona fluido del intervalo aislado,primero del pozo y luego de la formación. Puestoque en este caso hay una gran sección de forma-ción expuesta al pozo, el área de flujo de los flui-dos es varias veces mayor que la de las probetasconvencionales. Esto ofrece importantes ventajasen formaciones de baja y alta permeabilidad, asícomo en otras situaciones.• A veces las probetas son ineficaces cuando

penetran formaciones laminares, arcillosas,fracturadas, vesiculares, no consolidadas o debaja permeabilidad. El empacador dual permiteefectuar mediciones de presión y obtener mues-tras de fluido en estas condiciones.

• Utilizado por sí solo, el empacador dual permiteefectuar una pequeña versión de la prueba deformación estándar a través de la sarta(columna) de perforación (DST, por sus siglas eninglés), conocida como mini-DST. Puesto quedurante una prueba mini-DST se abre sólohasta un metro de formación, ésta actúa comouna prueba de entrada limitada a partir de lacual, y en condiciones favorables, se puedendeterminar kv y kh. Utilizado en combinacióncon una o más probetas verticales, el empaca-dor dual puede registrar una prueba IPTT.

• La caída de presión durante el período de flujoes, por lo general, mucho más pequeña que laobtenida con una probeta. Por lo tanto, es másfácil asegurar que el petróleo se produzca a unapresión por encima de su punto de burbujeo yevitar que no colapsen las arenas no consolida-das. Además, con una menor caída de presión,los fluidos se pueden bombear a una mayorvelocidad, de modo que para el mismo períodose pueda extraer un mayor volumen de fluidode formación y se genere un pulso de presiónque penetre mucho más en la formación.

Módulo de bombeo—Este módulo bombeafluido de la formación hacia la columna de lodo ydesde una parte de la herramienta hacia otra. Elbombeo hacia la columna de lodo permite laextracción de volúmenes mucho mayores de flui-dos que cuando se toman muestras en cámarasde muestra de volumen fijo. El módulo tambiénpuede bombear fluido de una herramienta a otra;desde la columna de lodo hacia la herramienta,por ejemplo para inflar los elementos del empa-

cador; o hacia el intervalo entre los empacadorespara iniciar una fractura hidráulica pequeña. Paralas mediciones de permeabilidad, el módulo debombeo es capaz de sostener un gasto (tasa deflujo, velocidad de flujo, caudal, rata) constante ymedido durante la caída de presión, simplifi-cando considerablemente con ello la interpreta-ción de las presiones transitorias. El gasto através de la bomba depende de la presión dife-rencial, aumentando a un máximo de 45 cm3/s

8 Oilfield Review

• El método más simple de establecer comunicación con la formación• Se pueden agregar múltiples probetas de observación a una misma sarta de herramientas

Empacador dual • Facilidad para probar formaciones fracturadas, vesiculares o compactas

• Resulta difícil realizar buenas pruebas en formaciones fracturadas, vesiculares y compactas (dificultad para extraer fluidos, pérdida de sello)• Las altas caídas de presión en formaciones de baja movilidad pueden originar liberación de gas, lo cual complica el análisis

• Temor, usualmente injustificado, de atascamiento o liberación de gas en el pozo

• A la misma velocidad de prueba que con la probeta pulsante, la menor caída de presión evita la vaporización y la producción de arena• Para el mismo período que el de la probeta pulsante, se extrae mayor cantidad de fluido y se crea un pulso de presión que penetra más en la formación

• Las bajas caídas de presión pueden proveer señales insignificantes en las probetas de observación verticales en formaciones de alta movilidad

Fuente de flujo Ventajas Limitaciones

Probeta

Período de flujo • Computación automática, disponible durante la adquisición

Incrementode presión

• Radio de investigación más profundo que para el período de flujo

• A menudo se registran decenas de pre-ensayos para la determinación de la presión, lo cual permite comparaciones cualitativas

Pre-ensayos

• Volumen de investigación pequeño (pulgadas)

• Mide la permeabilidad efectiva del filtrado del lodo de perforación

• A menudo se registran decenas de pre-ensayos para la determinación de la presión, lo cual permite comparaciones cualitativas

• El volumen de muestreo pequeño, la limpieza del filtrado y el almacenamiento de la herramienta pueden dificultar el análisis• Mide la permeabilidad efectiva del filtrado del lodo de perforación, del fluido de forma- ción o de una mezcla de ambos

• Datos disponibles mientras se toma la muestraMini-DST conmódulo deempacador dualo período de flujoextendido eincremento depresión conuna probeta

• Requiere una combinación particular de las propiedades de la formación y del espesor para obtener kv y kh

Análisis de pruebas de presión transitoria

• Provee ks y/o kh y puede evitar costosos DST

• El almacenamiento de la herramienta, el daño, el gas libre y la limpieza continua del filtrado pueden complicar el análisis (en particular con probeta)

• Requiere el conocimiento de φCt para obtener ks, y es necesario conocer h para determinar kh

• Provee kh y kvEmpacador dualcon probetapulsante o conprobetas deobservaciónen tándem

Prueba dual de presión transitoria de intervalo

• Es la configuración más simple para una prueba IPTT • La caída de presión y la primera etapa del

incremento de presión se ven afectadas por el daño, el almacenamiento de la herramienta y la limpieza de la formación

• Es necesario tener una buena idea del producto φCt

Tres probetas(una pulsante y dosde observación:horizontal y vertical)

• El análisis puede efectuarse ignorando el período de flujo de la probeta pulsante

Una segundaprobeta deobservaciónvertical

• Es la mejor configuración para yacimientos multicapa, con fallas y naturalmente fracturados

• Menor profundidad de investigación que para otras configuraciones IPTT (en ocasiones, esto es una ventaja)

• Herramienta de mayor longitud

Prueba múltiple de presión transitoria de intervalo

• Provee el producto φCt así como también kh y kv

• El análisis puede efectuarse ignorando el período de flujo de la probeta pulsante

> Características de fuentes de flujo y métodos utilizados para determinar permeabilidad con laherramienta MDT.


[0.7 gal/min] cuando la presión diferencial esbaja. A una presión diferencial muy alta, tal comoen roca compacta, la bomba puede no ser capazde mantener un gasto constante.

Módulo de control de flujo—Este móduloextrae hasta 1000 cm3 [0.26 gal] de fluido de laformación, mientras controla y mide el gasto. Elfluido extraído se envía a una cámara para mues-tras o se bombea hacia el pozo. El módulo fun-ciona en varios modos, tales como gastoconstante, presión constante y presión en rampa,así como también puede recibir pulsos repetidosde fluido de la formación. El tiempo necesariopara que los pulsos lleguen a la probeta verticales un dato importante para la determinación dekv. Puesto que el módulo de control de flujo puedecontrolar de manera precisa el gasto, puede regu-lar la extracción de fluidos sensibles de la forma-ción hacia botellas de muestra de pequeñovolumen para análisis de la relación presión, volu-men y temperatura (PVT, por sus siglas en inglés).Esto es importante para el muestreo de yacimien-tos de condensado de gas. (Para mayor informa-ción acerca del muestreo, véase “Cuantificaciónde la contaminación utilizando el color del crudo ydel condensado,” página 24).

Todas estas características proporcionanmuchas maneras de medir la permeabilidad,variando de la simple caída de presión en pre-ensayos a múltiples probetas y empacadores dua-les (página anterior). La experiencia indica que esnecesario efectuar pruebas de interferencia conmúltiples presiones transitorias para obtener ladeterminación más confiable de la permeabilidady de la anisotropía en sitio. Los resultados conotros métodos siempre serán más ambiguos, peropueden seguir siendo estimaciones de utilidad, eincluso buenas, en las condiciones adecuadas.Una de tales técnicas es la prueba mini-DST.

Pruebas mini-DSTEn una prueba DST estándar, los perforadores aís-lan un intervalo del pozo y hacen que los fluidos dela formación fluyan hacia la superficie, en donde semiden los volúmenes de flujo antes de quemar losfluidos o enviarlos a un tanque de desecho. Por razo-nes de seguridad, muchas pruebas DST requierenque el pozo sea entubado, cementado y perforadode antemano. La herramienta MDT, en particular elmódulo de empacador dual, ofrece funciones simi-lares a una prueba DST, pero es operado a cable yla prueba se realiza a una escala menor.

Las ventajas de las pruebas mini-DST estándadas por su menor costo y por la ausencia de flui-dos en la superficie. Los beneficios en cuanto a cos-tos provienen de un equipo de fondo de pozomenos costoso, de un menor tiempo de operación yde que se eviten los equipos de manejo de fluidos

de superficie. En los pozos marinos de evaluación,los ahorros en costos pueden ser de más de $5millones. Puesto que no hay fluidos producidos ensuperficie, no hay problemas de desecho de flui-dos, ni de seguridad en la superficie, así comotampoco conflictos con las regulaciones ambien-tales locales. Las pruebas mini-DST son muchomás fáciles de planear y pueden probar múltiplesintervalos en el mismo viaje, usualmente unnúmero suficiente para muestrear el intervalocompleto del yacimiento.

La prueba mini-DST también tiene sus desven-tajas: investiga un menor volumen de la formaciónrespecto a la prueba DST convencional, debido almenor intervalo aislado por el empacador (3 piesversus decenas de pies) y a la extracción de unamenor cantidad de fluido y a un menor gasto. Enteoría, se podrían extender las pruebas y extraergrandes cantidades de fluido, pero en la prácticapuede haber un límite respecto al tiempo duranteel cual se puede dejar la herramienta en el pozode manera segura.14 La profundidad real de inves-tigación de un probador operado a cable dependede la permeabilidad de la formación y de otrosfactores, pero es del orden de las decenas de pies,más que de cientos de pies, como se ve con unaprueba DST convencional.

El menor volumen de investigación no es nece-sariamente una desventaja. Una prueba DST con-vencional revela las características promedio delyacimiento y permite evaluar la capacidad de pro-ducción inicial de un pozo. Las variaciones de per-meabilidad se promedian y, aunque contribuyen alpromedio, tales variaciones no se localizan ni cuan-

tifican. Con la ayuda de registros, la prueba mini-DSTde menor volumen puede evaluar intervalos clave. Elprocedimiento para interpretar la presión transitoriade las pruebas mini-DST es el mismo que para laspruebas DST convencionales y se puede usar elmismo programa de computación para ambas.

TotalFinaElf efectuó una prueba mini-DST enun yacimiento de un campo de Medio Oriente queestaba agotándose, para buscar zonas con petró-leo movible y para calibrar la anisotropía de per-meabilidad utilizada en un modelo desimulación.15 Puesto que el intervalo aislado porel empacador rara vez cubre el yacimiento com-pleto, una prueba mini-DST es una prueba depozo de entrada limitada, o que penetra parcial-mente. Para determinar los parámetros de la for-mación, los intérpretes deben identificar losregímenes de flujo de la curva de incremento depresión. En una capa homogénea, hay tres regí-menes de flujo: flujo radial temprano alrededordel intervalo aislado por el empacador, flujo seu-doesférico hasta que el pulso de presión alcanceun límite de la formación, y finalmente flujo radialtotal entre los límites impermeables superior einferior de la capa en cuestión. Rara vez se venlos tres, debido a que los efectos de almacena-miento de la herramienta pueden enmascarar elflujo radial temprano, mientras que la distancia ala barrera más cercana determina si los otrosregímenes se desarrollan o no durante el períodode prueba.16 Sin embargo, es común observar unrégimen de flujo seudoesférico y, ocasionalmente,un flujo radial total en pruebas de incremento depresión (abajo). En un diagrama doble logarítmico

0.1 1 10 100 1000

Tiempo desde el final del período de flujo, segundos

0.01

0.1

1

10

100

1000

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c, y

su

deriv

ada

Flujo radial Flujo esférico Parámetros de la curva tipo:kh = 39 mDkv = 24 mDµ = 1 cpEspesor de la zona = 8 mDaño mecánico: = 1.3

Diferencias de presión medidasDerivada de las diferencias de presiónDiferencias de presión del modeloDerivada de las diferencias de presión del modelo

> Diferencias de presión y su derivada con respecto a una función de tiempo para el incremento depresión al final de una prueba mini-DST típica. Las diferencias de presión se computan entre la pre-sión medida y una presión de referencia tomada al final del período de flujo. La derivada se calculacomo d∆p/dln[(tp+∆t)/∆t], donde tp es el tiempo de producción y (∆t) ) es el tiempo medido desde elfinal del período de flujo. Se identifica el flujo esférico por la curva cuya pendiente es –0.5 en la deri-vada de la gráfica doble logarítmica y el flujo radial por la curva de pendiente igual a 0 (horizontal).Las líneas continuas corresponden a la curva tipo, o modelo, calculadas con los parámetros de latabla mostrada arriba.

de la derivada de las diferencias de presión ver-sus una función de tiempo particular, el flujo esfé-rico se identifica por una curva cuya pendiente es–0.5 y el flujo radial mediante una línea horizon-tal estabilizada.

La permeabilidad esférica, ks= 3√(k2hkv) se

puede estimar a partir de un diagrama de la deri-vada de las diferencias de presión durante el flujoesférico o a partir de un diagrama especializadodistinto.17 La permeabilidad horizontal kh, se puedeestimar a partir de un diagrama de la derivada delas diferencias de presión durante el flujo radial, ode un diagrama especializado de presión versus eltiempo de Horner, siempre que se conozca el espe-sor del intervalo.18 En este caso, el espesor seobtuvo de los registros de pozo abierto, en parti-cular de las imágenes de la herramienta de

Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMIde Schlumberger. Cuando se desarrollaron losregímenes de flujo esférico y radial, los intérpretespudieron estimar la permeabilidad vertical, kv, apartir de kh y ks. Estas estimaciones iniciales secombinaron con datos geológicos para crear unmodelo de propiedades de la formación. Luego seusaron diferentes técnicas de análisis, como elanálisis con curvas tipo para ajustar todo el rangode datos de presión transitoria y mejorar las esti-maciones de permeabilidad.

TotalFinaElf efectuó diez pruebas en dos pozos,en uno de los cuales se extrajeron núcleos. Tantokv como kh se midieron en muestras de núcleotomadas cada 0.25 o 0.5 m [9.8 o 19.6 pulg] y com-paradas con los resultados de la prueba mini-DST(abajo). Se puso especial atención en el escalado

de los datos de núcleo respecto del intervalo de laprueba mini-DST y en la conversión de la permea-bilidad absoluta en efectiva. Para algunas de laspruebas, se contaba también con datos de presióntransitoria de dos probetas de la herramientaMDT, lo cual posibilitó la comparación de losresultados de la prueba mini-DST con los resulta-dos de una prueba IPTT completa, así como conlos de muestras de núcleo. Las pruebas IPTTmiden mayores volúmenes de formación y, sinembargo, los resultados concuerdan con los de laprueba mini-DST, especialmente para la probetacercana. El hecho de que las diferentes medicio-nes concuerden sugiere que las formaciones pue-den ser relativamente homogéneas, o que elescalado de los datos de núcleo fue el apropiado.Mientras que esta concordancia valida el uso deuna prueba mini-DST en estas condiciones, no esaconsejable asumir el mismo grado de homoge-neidad en otras formaciones.

Mini-DST en pozo entubadoPhillips Petroleum, operador del campo Peng Laien las costas de China, descubrió al evaluar suyacimiento, que las pruebas mini-DST de pozoentubado fueron un valioso complemento de laspruebas DST convencionales y de las de proba-dores de formación operados a cable.19 Al igualque muchos operadores, inicialmente corrieronmini-DST para obtener muestras de alta calidadpara ensayos PVT, pero luego descubrieron quelos datos de presión transitoria contenían infor-mación valiosa. El campo Peng Lai consta de unaserie de yacimientos apilados y no consolidadoscon petróleo pesado (11° a 21°API), de baja rela-ción gas/petróleo (RGP), cuyas propiedadesvarían de manera importante con la profundidad.La ejecución de pruebas en cada pozo con sartasDST convencionales resultaba muy costosa y nosiempre exitosa. Entre otros factores, el manejodel petróleo pesado en superficie causaba quelas pruebas DST duraran entre cinco y siete días.

10 Oilfield Review

17. En un diagrama esférico especializado, la pendiente,msp durante el flujo esférico está dada por: msp =2453qµ(√µøCt)/ks

3/2 en unidades de campo, en donde øusualmente se toma de los registros y q, el gasto, semide o estima. La viscosidad, µ, se determina de laspropiedades PVT de los fluidos móviles. Si hay más deun fluido móvil, sus saturaciones se estiman a partir deregistros o de volúmenes de muestra.

18. El tiempo de Horner es [(tp+∆t)/∆t] donde tp es el tiempode producción y ∆t es el tiempo desde el fin del períodode flujo. La pendiente, mr , durante el flujo radial estádada por mr = 162qµ/khh, donde h es el espesor del inter-valo de formación. Los otros términos están definidos enla referencia 17.

19. Hurst SM, McCoy TF y Hows MP: ¨Using the Cased HoleFormation Tester for Pressure Transient Analysis,¨ artí-culo de la SPE 63078, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, 1 al 4de octubre de 2000.

0

0

400

Perm

eabi

lidad

, mD

600

500

300

200

100

0

Número de la prueba

Permeabilidad horizontal

0

5

10

15

20

25

30

35

Perm

eabi

lidad

, mD

Número de la prueba

Permeabilidad vertical

1 2 3 4 5

1 2 3 4 5

Permeabilidadvertical

IPTT (V2)

Mini-DSTNúcleoIPTT (V1)

IPTT (V2)

Mini-DSTNúcleoIPTT (V1)

> Comparación de las permeabilidades horizontal (arriba) y vertical(abajo), derivadas de pruebas mini-DST, núcleos y pruebas IPTT. Losdatos de núcleo se promediaron para cada intervalo de prueba mini-DST y fueron convertidos a permeabilidad efectiva utilizando curvasde permeabilidad relativa. Se recurrió al promediado aritmético paralas permeabilidades horizontales y al promediado armónico para laspermeabilidades verticales. Los datos de las pruebas IPTT provienende las mismas zonas que las de las pruebas mini-DST, pero usandodos probetas: V1 a 2 m [6.6 pies] y V2 a 4.45 m [14.6 pies] por encimadel intervalo empacado. Por lo tanto, los intervalos probados sondiferentes. En este caso, la coincidencia entre las diferentes medi-ciones es por lo general buena.


Las grandes caídas de presión, que a menudofueron necesarias para elevar el petróleo a lasuperficie, hicieron que la formación colapsara yque la presión cerca del pozo cayera por debajode la presión del punto de burbujeo. Como resul-tado, las pruebas mini-DST fueron una alterna-tiva atractiva para todas las zonas, excepto lasde mayor tamaño.

Las caídas de presión que se daban con la pro-beta eran muy altas. Por otro lado la inestabilidadde los pozos y las altas presiones diferencialeshacían riesgosa la realización de pruebas a pozoabierto con el módulo de empacador dual. Ladecisión de Phillips entonces fue correr el empa-cador dual en pozos entubados. Para fines del año2000, habían realizado 27 pruebas mini-DST a

pozo entubado, en siete pozos. En una pruebatípica, se identificó una zona resistiva de 3 pies deespesor que estaba aislada del yacimiento princi-pal por lutitas delgadas (abajo). Una vez que serevisó el aislamiento de cemento, se disparó unintervalo de 30 cm [1 pie] y se instaló el módulode empacador dual de la herramienta MDTcubriendo dicho intervalo. Se estableció comuni-cación entre la formación y el pozo, y se bombeóel fluido de formación hacia el pozo hasta que seestabilizó la proporción de petróleo (izquierda). Setomaron dos muestras de petróleo y, tras unacaída de presión adicional, se registró el incre-mento de presión durante 2 horas. Normalmente,el tiempo total de pruebas de 16 horas sería con-siderado excesivo y riesgoso en condiciones depozo abierto, pero no presentó problemas en elpozo entubado.

La derivada de las diferencias de presióndurante el incremento de la misma, muestra uncorto período de probable flujo esférico, seguidode un período de flujo radial (abajo a laizquierda). A partir de la identificación de estosregímenes de flujo, se computaron valoresiniciales de ks y kh. Luego se compararon losdatos de incremento de presión con los de un mo-delo de entrada limitada, suponiendo un espesorde formación de 3 pies sin límites externos. El a-juste es excelente, tal como lo muestra la gráfica.

Rayos Gamma Resistividad Porosidadohm-mAPI0 150

SP-100 0mV

1 1000 45 0p.u.

Prof

, pie

s

X00

X10

X20

X30

X40

X50

X60

Disparos

> Registros de rayos gamma, resistividad y poro-sidad de un yacimiento de baja resistividad en elcampo Peng Lai, ubicado en las costas de China.La prueba mini-DST se realizó en una zona del-gada de 3 pies, aislada por arriba y por abajo porláminas delgadas de lutitas (gris) dentro de unyacimiento de mayor tamaño. Se esperaba quecualquier petróleo que se encontrara en estazona tendría alta viscosidad y una densidad cercana a 13ºAPI.

Incremento inicial de presión

Pres

ión,

lpca

1700

1600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Velocidad de bombeo constante de 300 rpm

Tiempo, horas

Irrupciónde petróleo

Muestreo

Incremento de presión

0

300

600

1800

Velo

cida

d de

bom

beo,

rpm

> Presión y velocidad de bombeo durante la prueba mini-DST a pozoentubado, efectuada en el campo Peng Lai. Después de que se esta-bleció comunicación con la formación, la bomba succionó el filtradohasta que irrumpió el petróleo. Una vez que la proporción de petróleose estabilizó (según lo medido por el Analizador Óptico de FluidosOFA), se tomaron dos muestras. Tras un caída de presión adicional,se registró un período de incremento de presión de 2 horas. La pre-sión mínima medida fue igual o algo superior a la presión del puntode burbujeo esperada, evitándose así la liberación de gas. La curvade presión indicada en negro corresponde a la predicción del modelode entrada limitada.

Diferenciasde presión

Flujo radialFlujo esférico

Derivada de lasdiferencias de presión

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c, y

su

deriv

ada

1

10

100

1000

0.0001Tiempo desde el final del período de flujo

0.001 0.01 0.1 1 10

Parámetros del modelo:kh = 2390 mDkv = 6 mDµ = 300 cpEspesor del intervalo = 3 piesFactor de daño = + 5.5Profundidad de investigación = 80 pies

> Diferencias de presión y su derivada para la prueba de incrementode presión en el pozo del campo Peng Lai. El flujo esférico se identifi-ca por la pendiente de –0.5 en la curva de la derivada y el flujo radialpor la porción horizontal. Las líneas sólidas corresponden a las pre-dicciones del modelo de entrada limitada, con los parámetros indica-dos en la gráfica.

Tratándose de esta zona, la alta permeabilidadhorizontal (2390 mD) y la baja permeabilidad ver-tical (6 mD) no fueron una sorpresa. En suma, unazona que parecía dudosa en los registros probóno sólo contener petróleo, sino también teneruna excelente productividad.

Limitaciones de las pruebas mini-DSTA pesar de los buenos resultados descritos, lasmediciones de permeabilidad tienen ciertas limi-taciones. La falta de una probeta de observaciónimplica que los únicos datos de presión transito-ria provienen de una probeta pulsante, la cualestá afectada por el daño de la formación y elalmacenamiento de la herramienta. Tanto eldaño como el almacenamiento afectan la primeraparte del incremento de presión, lo cual dificultala identificación de los regímenes de flujo y lainterpretación de los datos. Más adelante en elincremento de presión se requiere que las propie-dades de la formación y el espesor de la capasean tales que se produzcan los regímenes deflujo esférico y radial. La interpretación del flujoradial depende directamente de la identificaciónde los límites de la capa, mientras que la inter-pretación del flujo esférico depende del cono-cimiento del almacenamiento de la formación.Por lo tanto, es difícil determinar kv y kh simultá-neamente.

Finalmente, muchos factores pueden dificul-tar la interpretación de una prueba de presióntransitoria. Entre ellos, se encuentran la libera-ción de gas en la vecindad del pozo, variacionesde presión y de gasto debido a la limpieza conti-nua de la formación, y presión de flujo con muchoruido debido al accionar de la bomba. Las medi-ciones de presión efectuadas en las probetas deobservación no se ven afectadas por estos fenó-menos. Dado que estas probetas se encuentranen la parte superior de la herramienta, el volu-men investigado es mayor.

12 Oilfield Review

Sinpermeabilidad

de núcleos

0

Porosidad, u.p.05 10 15 20 25 30 35

X180

X190

X200

X210

X220

X230

X240

X250

X260

X270

X280

X290

X300

X100

X110

X120

X130

X140

X150

X160

X170

Prof

undi

dad,

pie

s

Porosidad de un carbonato de EAU

Permeabilidad de un carbonato de EAU

kh (Núcleo)mD

kh (Modelo multicapa)

kv (Modelo multicapa)

0.1 1000

0.1 1000mD

mD

0.1 1000

Capa No.

31

30

2928

27

262524

23

2221

20

19

1817

16

1514

13

12

11

1098 7

6

4

5

321

< Porosidad de registros de un yacimiento car-bonatado multicapa (izquierda). Las franjas debaja porosidad son estilolitas. Las posiciones delempacador y de las probetas en cada ubicaciónde prueba se escogieron para abarcar las estilo-litas. El carril derecho muestra el modelo multi-capa utilizado para interpretar las pruebas IPTT,con kv y kh del modelo y kh de los núcleos. Laspermeabilidades de núcleo generalmente sondemasiado altas y están ausentes en las estiloli-tas o no reflejan los grandes contrastes detecta-dos por la prueba IPTT. La imagen FMI (izquierda)muestra dos franjas de baja porosidad (blanco)separadas por un intervalo oscuro. La franja su-perior, en particular, es muy irregular. El modelomulticapa utilizado para comparar la pruebaIPTT que se muestra en la franja superior poseíauna kv mayor que kh, mientras que el intervalocentral poseía una permeabilidad muy alta.


Las pruebas IPTT han probado ser un métodoeficaz para determinar la distribución de la per-meabilidad cerca del pozo; de hecho, son elmétodo preferido para sistemas multicapa. Laspruebas mini-DST usualmente se ejecutancuando el objetivo principal es recuperar unamuestra de fluido, o medir la presión del yaci-miento, particularmente en formaciones compac-tas o heterogéneas. La permeabilidad es unparámetro adicional con el cual se puede evaluarla capacidad de producción del intervalo.

Prueba de presión transitoria de intervaloUna prueba IPTT llevada a cabo en un yacimientocarbonatado de los Emiratos Árabes Unidos (EAU)ilustra la secuencia de operaciones y los méto-dos empleados en un análisis completo.20 El yaci-miento tiene capas claramente diferenciadas queparecen extenderse por grandes áreas. El manejodel yacimiento y el diseño de los esquemas derecuperación secundaria dependen en granmedida del conocimiento de las permeabilidadesvertical y horizontal, y de la comunicación entrelas capas. En particular, la implementación de unesquema de inyección depende de la permeabili-dad de varios intervalos de estilolitas de bajaporosidad. Entonces, cabe la siguiente pregunta.¿Actuarán las estilolitas como barreras imperme-ables frente al fluido inyectado y afectarán demanera importante la eficiencia de barrido?

Los intervalos de estilolitas pueden tener unespesor menor a 30 cm, pero se pueden observaren registros y núcleos (página anterior). Sinembargo, su eficacia como barreras al flujo no esclara. Pueden correlacionarse entre pozos, perosu continuidad lateral y su permeabilidad soninciertas. En muchos de estos intervalos no fueposible recuperar núcleos y, en cualquier caso, losnúcleos proveen un valor muy localizado de la per-meabilidad. El operador decidió entonces investi-gar las estilolitas con una serie de pruebas IPTT enun pozo nuevo. Estas pruebas se podían efectuaren un solo viaje al pozo, permitiendo probar demanera eficiente toda la sección del yacimiento.

Una prueba IPTT requiere como mínimo, unaprobeta de observación vertical y una probetapulsante, ya sea un módulo de probeta dual o deempacador dual. En este caso, con el fin demuestrear más capas, la herramienta MDT fueequipada con dos probetas de observación verti-cales a 1.95 y 4.4 m [6.4 pies y 14.4 pies] porencima del centro del intervalo abarcado por elempacador dual. El módulo de empacador dualfue escogido con el fin de generar un cambio depresión suficientemente importante en la probetamás lejana. El módulo de bombeo fue utilizadopara extraer fluidos de formación de cada inter-

valo sometido a prueba. Las presiones se midie-ron con manómetros equipados con sensores decristal de cuarzo y de deformación en ambas pro-betas y en el empacador dual.

Secuencia de operaciones—Utilizando regis-tros de pozo abierto, el operador seleccionó seisubicaciones de prueba, escogiendo las profundi-dades de manera tal que las estilolitas quedaranentre el empacador dual y la probeta más cercana.En cada ubicación de prueba, el operador siguió lamisma secuencia de eventos: fijar los empacado-

res y las probetas, hacer pre-ensayos en las pro-betas y en el intervalo del empacador, generar lacaída de presión, registrar el incremento de pre-sión y retraer los empacadores y las probetas(arriba). Con los pre-ensayos se midió la presiónde formación y se estableció la comunicación con

Pres

ión

del e

mpa

cado

r, lp

c

3600

3800

4000

4200

0 40001000 2000 3000

Tiempo, seg

20

15

10

5

0

Gast

o, B

/D

Gasto

Presión

Anclajede la

herramienta Pre-ensayo Período de flujo Período de incremento de presión

Retracciónde la herramienta

Pres

ión

del e

mpa

cado

r, lp

c

3800

3600

0 40001000 2000 3000

Tiempo, seg

3880

3890

3900

3910

Pres

ión

de la

s pr

obet

as, l

pc4000

4200

3920

3930

Empacador

Probeta 1

Probeta 2

> Secuencia de eventos en una prueba IPTT típica, según lo indican la presión yel gasto registrados en el intervalo abarcado por el empacador dual (arriba). Trasel anclaje de la herramienta, los pre-ensayos establecen comunicación con elyacimiento mediante la extracción de hasta 1000 cm3 [60 pulg3] a través del em-pacador y 20 cm3 [1.2 pulg3] a través de cada probeta. Durante el período deflujo, la velocidad del fluido es constante, puesto que se controla con el módulode bombeo. Durante el período de incremento de presión, la presión se registrapor un tiempo suficientemente largo, aproximadamente igual al período de flujo,para asegurar buenos datos de presión transitoria. Al término del período de in-cremento de presión, las probetas y el empacador se retraen. Durante las prue-bas IPTT, las presiones en el intervalo abarcado por el empacador dual y las delas probetas se registraron con manómetros de presión equipados con Sensoresde Cristal de Cuarzo CQG (abajo). Obsérvese la escala amplificada para las pre-siones de las probetas. El valor final de la presión (del período de incremento depresión) medido por las probetas es menor, ya que están a menor profundidad enel pozo. Obsérvese también la clara demora en el inicio del incremento de pre-sión en la Probeta 2, debido a la baja permeabilidad vertical. La demora en laProbeta 1 no se puede ver en la escala de tiempo mostrada en la gráfica. La pre-sión del empacador es ligeramente ruidosa debido al movimiento de la bomba.

20. Kuchuk FJ, Halford F, Hafez H y Zeybek M: “The Use ofVertical Interference Testing to Improve ReservoirCharacterization,” artículo de la ADIPEC 0903, presen-tado en la 9na. Conferencia y Exhibición Internacionaldel Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, 15 al 18 deoctubre de 2000.

la formación. Una vez establecida dicha comuni-cación, se extrajeron fluidos de formación delintervalo abarcado por el empacador dual a unavelocidad casi constante durante un período de 30a 60 minutos. El gasto fue ligeramente diferentepara cada prueba, pero se mantuvo entre 15 y 21B/D [2.4 y 3.3 m3/d]. Tras cada caída de presión, elintervalo se cerraba por otros 30 a 60 minutos.

En esta prueba, la presión del empacadorcayó abruptamente unos 300 lpc [2070 kPa],mientras que la presión en las inmediaciones dela probeta cayó más lentamente, unos 10 lpc [69kPa] y en la probeta lejana alrededor de 2 lpc [14kPa]. Estas respuestas dan una primera idea de lapermeabilidad. El hecho de que hubo respuestaen las probetas verticales confirmó la existenciade comunicación a través de la estilolita.

Análisis—La interpretación comienza con unanálisis de cada prueba de manera indepen-diente. Como con las pruebas mini-DST, el primerpaso consiste en analizar los regímenes de flujo.En general, se prefiere analizar los períodos deincremento de presión en lugar de los de flujo, yaque están menos afectados por los factores cer-canos al pozo, tales como la limpieza de la for-mación y las fluctuaciones de presión causadaspor el pistón del módulo de bombeo. El intérpreteexaminó cada una de las tres presiones transito-rias de las seis pruebas y estableció algunas esti-maciones iniciales de la permeabilidad. Debido ala naturaleza altamente estratificada de esteyacimiento carbonatado, estas estimaciones fue-ron promedios burdos de la permeabilidad cercade cada punto de medición.

El corazón de la interpretación es un modelorealista, multicapa en este caso, con permeabilida-des, porosidades y espesores para cada una de las31 capas (arriba). Los límites y espesores inicialesde las capas se determinan de los registros, en rea-lidad, de imágenes de alta resolución, ya que lascapas tan delgadas como de 15 cm [0.5 pies] pue-den jugar un papel importante en el comporta-miento del yacimiento. La porosidad y lacompresibilidad de la roca se derivan de los regis-tros; la compresibilidad y la viscosidad de los flui-dos se obtienen de las saturaciones de los fluidosy de los análisis PVT. Las permeabilidades horizon-tal y vertical iniciales se determinan del análisis delos regímenes de flujo de las presiones transitoriasy de otras fuentes disponibles; núcleos, registros ypre-ensayos. También se requieren estimaciones

14 Oilfield Review

mDmDmDpiesNúmerosConfiabilidad ComentariosPorosidad

kvkhkh de núcleosEspesorCapa

baja0.2165989771

moderada zona densa0.150.0210.1_22

alta alta permeabilidad0.27610610_63

moderada0.2635687874

baja0.28162633105

baja0.2848676186

baja0.1839534627

baja0.152832190.58

moderada estilolita irregular0.1411.10.9_0.59

alta súper permeabilidad0.277251350_410

moderada0.283175811211

baja0.26142430812

baja estilolita irregular0.233.89.92.7214

alta0.295.415.616515

alta0.312.911.318716

alta zona densa0.111.31.49.3217

alta0.292.36.713718

alta0.283.569.4619

alta0.37.87.412.3820

alta0.253.53.312.1321

alta zona densa0.191.11.3_222

alta0.23.23.2_823

alta0.286.47.98.6424

alta estilolita irregular0.23.819.819.1125

alta0.282.35.416626

alta0.294.611.410527

alta0.283.16.811728

alta zona densa0.190.890.1_129

alta0.2814.211.32230

alta zona densa0.10.450.91.41431

26 baja0.26468-60913

Modelo de 31 capas

> Modelo de 31 capas utilizado para interpretar pruebas de presión transitoria. A cada capa se leasignan valores de espesor, permeabilidad vertical y horizontal, porosidad y nivel de confiabilidad.


iniciales para el almacenamiento de la herra-mienta y para el daño de la formación alrededor delempacador.21 Finalmente, otro dato importante esel gasto durante el período de flujo; en este caso,se midió y se consideró básicamente constantedurante la mayor parte de cada prueba.

Con estas estimaciones iniciales, se calculanlas presiones transitorias esperadas en el empa-cador y en las dos probetas, y se comparan conlas presiones transitorias medidas durante elperíodo de flujo y el de incremento de presión(arriba). Los parámetros del modelo se ajustanmediante un procedimiento de optimizaciónautomático que busca minimizar las diferenciasentre todas las presiones transitorias. El objetivoprincipal es obtener las mejores estimaciones de

kv y kh para las capas cercanas a cada punto demedición. Los límites de las capas se cambianmanualmente de ser necesario; sin embargo, eneste caso øCt era lo suficientemente conocido yse dejó fijo. Las permeabilidades de las capasalejadas de los puntos de medición pueden afec-tar los resultados en cierta medida, pero no sepermite que cambien de manera significativa. Elgasto se mantiene cercano al valor medido, peroaún se calcula de modo tal que permita conside-rar el almacenamiento de la herramienta y elefecto de pequeñas variaciones del gasto en laspresiones transitorias.

Cuando los resultados no son satisfactorios,el modelo geológico se reexamina con el geólogodel yacimiento, redefiniendo algunas capas y

cambiando algunas estimaciones iniciales. Esposible aplicar diferentes pesos a distintos pe-ríodos y a distintas presiones transitorias. Porejemplo, el período de flujo del empacador podríarecibir menos peso porque, a diferencia de laspresiones de la probeta de observación, seencuentra afectado por el ruido relacionado conla producción y la limpieza del filtrado.

21. Puesto que el gasto hacia la probeta es insignificante,se pueden ignorar el daño de la formación y el almace-namiento de la herramienta en la probeta.

P

tIdentificación yanálisis delrégimen de flujo

Definicióndel modelo

Daño de la formación,constantes dealmacenamiento,presiones de laformación, gastos

Modelode una

sola capa

Modelomulticapa

Otros datos

Datos medidos del MDT

Probeta

Empacador

Calculado apartir de laspresionestransitorias ydel modelo

Datos medidos

Ajuste del modelopara minimizar ladiferencia entre losdatos computadosy los medidos

Probeta

Empacador

Probeta

Empacador

Datos computados

khkvφCt

khkvφCt

khkvφCt

khkvφCt

PresióntransitoriaGasto

Probeta

Empacador

Probeta

Empacador

ProbetaProbeta

log∆t

∆P,∆P’

Análisis defluidos: µ,Cf

Registros de pozoabierto: φ,Sw,Cr

Registros de pozoabierto, imágenes: capas

P

tAnálisis delpre-ensayo

Empacador

• Presiones de formación• Permeabilidades del período de flujo

Empacador

Promedio inicial• ks, si se desarrolla flujo esférico• kh, si se desarrolla flujo radial• kv,kh, si se desarrollan ambos flujos

∆P,∆P’

log∆t

> Secuencia de tareas típica para la interpretación de una prueba IPTT, ejecutada con empacador dual y una probeta vertical. Cada trabajoes diferente y el camino real que se tome depende de un equilibrio entre rapidez, complejidad del problema y exactitud de los resultados. Elanálisis de las variaciones de presión individuales proporciona resultados más rápidos, pero menos precisos. El siguiente paso puede ser unanálisis de todas las variaciones de presión a partir de una prueba con un modelo de una capa, y luego con un modelo multicapa. El ajuste delmodelo para que todos los datos disponibles coincidan de la mejor manera posible con datos teóricos puede requerir varias repeticiones.

El intérprete aplicó el modelo a cada prueba;una a la vez. Sin embargo, éste no fue el final, yaque como algunas pruebas se efectuaron muypróximas entre sí, el cambio de los parámetrosen las cercanías de un punto de medición podríahaber alterado los resultados de otro punto. Porlo tanto, el modelo optimizado se aplicó nueva-mente a cada prueba, de manera de lograr unabuena coincidencia entre todas las presionesmedidas y calculadas (izquierda). Algunas capasse definieron mejor que otras, ya que había máspresiones transitorias en sus cercanías. Por estarazón, el factor de confiabilidad para las 15 capasinferiores, para las cuales hubo cuatro pruebas,fue superior al de las 15 capas superiores, en lascuales hubo sólo dos pruebas.

Resultados—En suma, el intérprete llevó acabo un tipo de ajuste histórico en el cual ajustóel modelo del yacimiento de manera iterativapara ajustar las 18 presiones transitorias distri-buidas a lo largo del pozo. Las permeabilidadesestimadas difirieron considerablemente de laspermeabilidades de núcleo, siendo generalmentemás bajas y variando en varios órdenes de mag-nitud, de casi 0.02 mD a 1350 mD. No había medi-ciones de permeabilidad de núcleo disponibilesen los intervalos con estos valores extremos. Porotra parte, la porosidad varió poco, excepto den-tro de las zonas de estilolitas. Para la mayoría delos yacimientos carbonatados de Medio Oriente,la porosidad no es un buen indicador de la per-meabilidad. De los seis intervalos que mostraronbaja porosidad en los registros, sólo dos teníanpermeabilidades inferiores a 1 mD. Otros doseran irregulares y tenían una permeabilidadimportante, uno con kv > kh a X151 pies. En estaprueba en particular, la pequeña respuesta depresión en las probetas de observación (menos de0.5 lpc [3.5 kPa]) se pudo explicar sólo por unacapa de súper permeabilidad entre el empacadory la probeta. Este sorprendente resultado fuecorroborado por una imagen FMI de la estilolita,que mostró una capa conductiva entre dos franjasdensas, una de las cuales tenía vacíos en ella(figura, página 12). Ninguna de ellas era detecta-ble en los datos de núcleo.

16 Oilfield Review

Tiempo, seg0 500 1000 1500 2000 2500

Tiempo, seg0 500 1000 1500 2000 2500

Tiempo, seg0 500 1000 1500 2000 2500

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c

4

0

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c

12

10

8

6

4

2

0

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c

1

2

3

Probeta de observación 2

Probeta de observación 1

Empacador

CalculadaMedida

CalculadaMedida

CalculadaMedida

Probeta 2 (como referencia)

> Comparación entre las respuestas de presión transitoria medidas enel empacador (abajo) y en las dos probetas (arriba y al centro), y la res-puesta calculada a partir del modelo multicapa tras una optimizaciónno lineal de los parámetros. La buena coincidencia entre los valoresmedidos y los teóricos valida los parámetros del modelo. Si bien sonposibles otras soluciones, éstas fueron descartadas sobre la base deotros datos.


El modelo final sugirió que las capas podríancomunicarse con el tiempo. La comunicación depresión fue confirmada por el gradiente de pre-sión de la formación determinado por los pre-ensayos MDT (izquierda). El gradienterelativamente uniforme mostró que las estilolitasno actuaban como barreras hidráulicas. Sinembargo, una buena comunicación de la presiónno necesariamente significa que los fluidos flui-rán uniformemente a través del yacimiento.Como mostró el modelo, al menos dos capas dealta permeabilidad pueden actuar como conduc-tos para el agua inyectada. Esta información hasido utilizada en el simulador a escala de yaci-miento, y para examinar irrupciones de aguainesperadas en los pozos productores.

Mapeo de estilolitasLas rocas carbonatadas generalmente se formanen ambientes someros, marinos y tropicales. Enalgunos casos, una formación se puede extenderpor miles de kilómetros. Los sedimentos de carbo-nato contienen cantidades significativas de mine-rales metaestables como la aragonita y la calcitade magnesio; la calcita en sí se disuelve rápida-mente y reprecipita por la percolación de los flui-dos alojados en el medio poroso. Por lo tanto, lasrocas carbonatadas pueden sufrir fácilmente unadisolución, el reemplazo mineralógico y la recris-

talización. Estos efectos varían según la tempera-tura, la química de los fluidos alojados en el medioporoso y la presión. La diagénesis de los carbo-natos por lo general comienza con la cementaciónmarina y la perforación causada por organismosen la interfaz agua-sedimentos antes del enterra-miento. Continúa a través del enterramientosomero con cementación, disolución y recristali-zación y luego con un enterramiento más profundoen donde los procesos de disolución, conocidoscomo solución de presión, pueden originar carac-terísticas tales como estilolitas y vesículas(vacuolas, cavidades, vúgulos, oquedades) (abajo).

Las zonas diagenéticamente alteradas resul-tantes, ya sea que tengan menor o mayor perme-abilidad que la formación circundante, confrecuencia son de gran tamaño y afectan grandessecciones de un yacimiento potencial. Por estarazón, estas características, detectadas pormediciones del pozo, a menudo se pueden extra-polar cierta distancia dentro de la formación.

El primer ejemplo de prueba IPTT mostrócómo se podía determinar la permeabilidad delas estilolitas en un solo pozo. La siguiente pre-gunta es hasta qué distancia se extienden lascapas en el campo. La profundidad de investiga-ción de una prueba IPTT depende de la transmi-sividad (khh/µ) y del almacenamiento de laformación ( øCt), y varía con cada prueba.

8300

Prof

undi

dad,

pie

s

8250

8200

8150

8100

3840 3860 3880 3900 3920Presión, lpc

0.34 lpc/pie

> Perfil de presión de los pre-ensayos MDTefectuados a través del yacimiento. Estospre-ensayos se tomaron en el empacador yen las probetas como parte de cada pruebaIPTT. El yacimiento había estado en produc-ción durante unos 20 años. Tras toda estaproducción, cualquier barrera de comunica-ción de presión podría hacer que el gra-diente de presión fuera mucho menos uni-forme. Por otro lado, la falta de barreras depresión no necesariamente significa que losfluidos fluyan verticalmente con facilidad.

> Vesícula de disolución de gran tamaño. Aunque los carbonatos pueden tener grandes cavidades dedisolución, no siempre son tan grandes como ésta.

En el ejemplo anterior, la profundidad deinvestigación varió entre 6 y 9 m [20 y 30 pies]. Elsiguiente ejemplo, de otro campo en los EAU,investiga la extensión lateral de las barrerasmediante la ejecución de pruebas IPTT en variospozos adyacentes (derecha).22 Las estilolitas den-sas y de baja porosidad se pueden correlacionarfácilmente entre pozos, pero su densidad realvaría, por lo que es bastante posible que su per-meabilidad también varíe. Se observa que eltamaño y el número de las estilolitas aumentahacia los flancos y hacia un lado del campo.

Se registraron 23 pruebas IPTT en siete pozosubicados en dos áreas donde se iban a imple-mentar esquemas piloto de inyección de gas. Elobjetivo principal fue determinar la permeabilidadvertical de cuatro estilolitas: Y2, Y2A, Y3 e Y4.

En este caso, la herramienta MDT se confi-guró con cuatro probetas (página siguiente,arriba). Una probeta pulsante S crea un períodotransitorio, cuya presión es medida por una pro-beta de observación horizontal H a la misma pro-fundidad, pero en una posición diametralmenteopuesta a la probeta pulsante, y dos probetas deobservación V1 y V2 desplazadas verticalmente dela probeta pulsante 0.7 y 4.4 m [2.3 pies y 14.3pies]. Con esta configuración, no es necesarioconocer el almacenamiento de la formación, øCt,para el análisis de permeabilidad, puesto que sepuede determinar directamente de las presionestransitorias. Una imagen FMI, registrada tras laspruebas, mostró claramente la huella dejada porlas probetas en la pared del pozo. Se puede verla herramienta cubriendo dos estilolitas. En algu-nas pruebas, se utilizó el módulo de control deflujo para suministrar un gasto constante. Enotras, se extrajeron fluidos de formación utili-zando el módulo de bombeo durante una pruebamás larga. Así, como en el último ejemplo, por logeneral se disponía de un gasto medido paracada prueba.

En algunas pruebas, la probeta pulsante nopudo extraer fluidos, puesto que estaba ancladafrente a un punto altamente impermeable. Enestos casos, se modificó la operación paraextraer fluidos con la probeta V1, utilizando S y V2

como probetas de observación. Más reciente-mente, se han realizado pruebas de intervalo encarbonatos con el empacador dual, ya que suintervalo de producción es varias miles de vecesmayor que el de una probeta pulsante. La extrac-

18 Oilfield Review

22. Badaam H, AI-Matroushi S, Young N, Ayan C, Mihcakan My Kuchuk FJ: “Estimation of Formation Properties UsingMultiprobe Formation Tester in Layered Reservoirs,” artí-culo de la SPE 49141, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

A

B

C

D

EF

G

Patrón norte

Patrón sur

XI

XII

XIIIA

XIIIB

XIV

XV

XVI

Y2

Y2A

Y3

Y4

Y5

Y1

Estilolitas

analizadas

> Campo con dos esquemas piloto de inyección de gas planeados, uno alnorte y el otro al sur. El diseño dependió en gran medida de las propiedadesde las estilolitas Y1 a la Y5. Estas zonas se podían identificar fácilmente enlos registros de densidad y también correlacionarse de manera relativamen-te fácil en todo el yacimiento. Sin embargo, sus propiedades variaban, y sueficacia como barreras de flujo no era del todo clara. Se registraron pruebasIPTT en siete pozos (A al G) para cuantificar y mapear sus propiedadescorrectamente.

A GB C D E F

Y2

Y2A

Y3

Y4

0 0 - 0.3 0.3 -1 1-3 3 -10 >10 Noprobado

Permeabilidad, mD

Estil

olita

Pozo

> Permeabilidad vertical para los cuatro intervalos de estilolitas, determinada por 23 pruebasIPTT efectuadas en siete pozos.


ción de fluidos es entonces posible incluso conun alto grado de heterogeneidad y en capas depermeabilidad relativamente baja.

La interpretación comenzó igual que en elcaso anterior, mediante la identificación de losregímenes de flujo y el posterior análisis. Debidoa los grandes volúmenes de datos, cada pruebase interpretó inicialmente asumiendo que se tra-taba de una sola capa anisotrópica. Esta interpre-tación es más rápida y proporciona valores de kh

y kh/kv promedios para cierto intervalo de roca deyacimiento, que contiene la estilolita. Más tarde,se llevó a cabo un estudio más completo, utili-zando un modelo multicapa como en el ejemploanterior.

Los resultados mostraron una variación consi-derable entre los pozos (página anterior, abajo).En general, se observó que las estilolitas no eranbarreras absolutas para el flujo. Por ejemplo, seencontró que la estilolita Y2 se comportaba comobarrera en el sur del área, en los Pozos F y G, peroque era muy conductiva en el Pozo E. La estilolitaY2A también era muy conductiva en el Pozo E. Lasimágenes FMI mostraron que la estilolita y suscapas adyacentes tenían un número significativode vesículas, una característica no observada enlos núcleos. Generalmente, los datos de núcleosarrojaron valores de kh mayores que los de laspruebas IPTT pero pasaron por alto casi comple-tamente los intervalos vesiculares (abajo). Laspruebas IPTT cuantificaron el grado de comunica-ción hidráulica y permitieron una mejor planifica-ción del esquema piloto de inyección de gas.

Estilolitadiscontinua

Estilolita

Caliza porosa

Estilolita

Prof

undi

dad,

pie

s

Petróleo sin desplazar

Petróleo desplazado

Agua

X125

X150

X175

X200

Arcilla

Dolomita

Caliza

Anhidrita

Volumen, %100 0

< Análisis volumétrico (izquierda) y cuatro probe-tas de la herramienta MDT (centro) ancladas den-tro del intervalo de estilolitas Y3 en el Pozo F. Laimagen FMI (derecha) se obtuvo después de laspruebas y muestra claramente las huellas (mar-cadas con un círculo verde) de las cuatro probe-tas en dos posiciones diferentes de la herra-mienta.

Perm

eabi

lidad

de

capa

s de

l MDT

, mD

0.1

1

100

0 10 1001

10

Permeabilidad de tapones de núcleo, mD

Pozo E - Y4Pozo G - Y2APozo E - Y2APozo D - Y2Pozo E - Y2 Capas con

vesículas enel Pozo E

> Comparación de kh de tapones de núcleo conkh de la interpretación de las pruebas IPTT. Losvalores de núcleo fueron obtenidos mediantepromediado aritmético de las muestras del inter-valo de la prueba IPTT, y mediante la conversiónde la permeabilidad absoluta a efectiva. En unacoincidencia perfecta, los puntos quedarían en lalínea punteada. La permeabilidad kh derivada delnúcleo generalmente es mayor. Los datos denúcleo no captan eficazmente las capas vesicu-lares del Pozo E.

Anisotropía en areniscasLas areniscas también presentan interrogantesacerca de la permeabilidad vertical y de las barre-ras de flujo. Los planes de Anadarko en Argeliapara el desarrollo del campo Hassi Berkine Sur(izquierda) contemplaron la inyección de agua y degas miscible y, posiblemente en el futuro, gasalternando con agua (WAG, por sus siglas eninglés). Necesitaban conocer la anisotropía de lapermeabilidad del campo para mejorar la confiabi-lidad y eficacia del barrido vertical y de los valoresde recuperación que predecían los modelos numé-ricos. Esta información se requirió en una etapatemprana del programa de perforación de pozosde evaluación, ya que influiría en las decisionessobre las instalaciones y las obras de infraestruc-tura. El yacimiento se encuentra en la arenisca delTriásico Argilo-Greseux Inferior (TAGI, por sussiglas en inglés).23 El yacimiento TAGI es de origenfluvial, con arenas cuyo espesor varía entre 5 y 15m [15 y 50 pies]. El área de interés tiene dos tiposde rocas principales: arena de grano fino a muyfino con láminas de lutitas intercaladas y depósitoanastomosado de grano fino a medio con capasdiscretas de lutita (página siguiente).

20 Oilfield Review

km 500

millas 300

ARGELIA

TÚNEZ

LIBIA

HassiBerkineSur

ARGELIA

> Campo Hassi Berkine Sur en Argelia, operado por Anadarko.

2200.00

2198.95

2200.00

2199.852193

2200

2200

2184

2200

2198

2200

2040

Probeta vertical Probeta vertical Probeta vertical

Empacador Empacador Empacador

Tiempo, seg0 500 1000






kh = 10

kh = 10

kh = 100

kh = 100

kh = 1000

kh = 1000

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

kh/kv = 100kh/kv = 10kh/kv = 1

kh/kv = 100kh/kv = 10kh/kv = 1

> Respuestas de presión teóricas frente a un empacador dual y a una probeta vertical posicionada a 2 m [6.6 pies] más arribadurante un período de flujo seguido de uno de incremento de presión. El modelo asume tres diferentes permeabilidades horizon-tales y tres anisotropías, pero en todos los casos mantiene el mismo gasto. Obsérvese la amplificación de la escala de presiónpara cada diagrama conforme aumenta kh de izquierda a derecha. Una permeabilidad kh más alta reduce la señal (causa unacaída de presión menor) tanto en el empacador como en la probeta. Una relación kh/kv más alta reduce la señal en la probeta,pero la aumenta en el empacador. La respuesta es compleja y a veces paradójica. Por ejemplo, al término de un período de flujomuy largo, la caída de presión en la probeta vertical depende sólo de kh, mientras que la caída en el empacador dual dependetanto de kh como de la anisotropía. Además, ninguna señal en la probeta vertical puede significar que hay una capa de permea-bilidad cero o infinita entre ella y el empacador dual. Estas paradojas explican en parte porqué las soluciones analíticas simplesno son confiables.


Tras la reinyección, el gas y el agua se ex-traerán principalmente de las capas de alta per-meabilidad. Fue importante determinar el gradode segregación gravitacional esperado en el yaci-miento TAGI y su influencia correspondiente en elbarrido vertical, en la recuperación del petróleo yen el futuro rendimiento de la producción. Paralos ingenieros de yacimientos que simulaban lainyección de gas, el parámetro más importanteera la anisotropía, kh/kv. No confiaban en la ani-sotropía obtenida de los núcleos—alrededor de10—ya que este valor era inesperadamente bajopara un ambiente de depósito como el de esteyacimiento. Las capas de lutita eran preocupan-tes, ya que parecían extenderse por todo elcampo. La ejecución de una prueba IPTT era unasolución atractiva. Ésta permitiría probar la ani-

sotropía en una escala mucho mayor que la de losnúcleos y podría proporcionar valores de permea-bilidad a casi la misma escala vertical que la delos bloques de la retícula utilizada en la simula-ción numérica.

Se planearon cuatro puntos de medición: dosen la capa de grano fino y menor resistividad ydos en la capa de grano medio, uno de los cualesfue seleccionado de manera tal que la lutita depoco espesor quedara entre las probetas.

Las permeabilidades son altas, de modo quecomo parte del planeamiento de los pre-ensayosera importante verificar que se detectaran sufi-cientes variaciones de presión en la probeta deobservación. Utilizando valores estimados de per-meabilidad y otros parámetros, las simulacionesmostraron que si los módulos de control de flujo y

de bombeo se usaran como fuentes de flujo, elpulso de presión resultante en la probeta deobservación apenas podría medirse (página ante-rior, abajo). Un gasto mayor y, por ende, una res-puesta de presión mayor, se pueden obtenerfluyendo directamente a una cámara de mues-treo. Claramente, esto es deseable, a menos queorigine la liberación de gas de la solución o causearenamiento. Tras un modelado adicional y enbase a experiencias de otras áreas, el operadorefectuó pruebas con el empacador dual conec-tado directamente a la cámara de muestreo.

23. Peffer J, O'Callaghan A y Pop J: “In-Situ Determination ofPermeability Anisotropy and its Vertical Distribution ACase Study,” artículo de la SPE 38942, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

Agua

Petróleo

Arenisca

Arcilla

Análisis volumétrico

Prof

undi

dad,

pie

s Rayos gammaAPI

Calibre

pulg

Presión de la probeta(cuarzo)

lpc

Movilidad horizontal dela prueba IPTT, mD/cp

Movilidad del período de flujo

mD/cp

Resistividad de AIT

ohm-m

Anisotropíakv/kh

Núcleo

MDT

Capa 1

Capa 20.1 mm

0.1 mm

0 140

4 20

XX30

XX40

XX50

5110 5150

1 300

1 300

1 300

1 100

1 100 10 vol/vol

Agua ligada

> Dos capas de la arenisca TAGI de 15 m. La Capa 1 es de grano fino con laminaciones de lutitas; la Capa 2 es una arenisca masiva de granomedio con capas de lutitas delgadas. Las dos pruebas IPTT en la Capa 1 proporcionan movilidades horizontales por debajo de 100 mD/cp y unaanisotropía moderada. En la Capa 2, ambas pruebas muestran una alta movilidad horizontal, pero la prueba superior indicó una anisotropía leve,mientras que la prueba inferior mostró una anisotropía considerable, que probablemente se debía a la arcilla delgada (resaltada en verde en elCarril 4) a XX40.2 m entre el empacador y la probeta. La anisotropía promedio de los datos de núcleo es similar, pero ligeramente superior.

Los intérpretes analizaron cada prueba con unmodelo de una sola capa, tratando toda la areniscade 15 m como un solo estrato. Sin mediciones degasto disponibles, había que enfocar el análisis deun modo especial. En este enfoque, la presión tran-sitoria de la probeta se usa para estimar kv y kh,mientras que la presión transitoria del empacadorse usa para estimar el gasto y el daño del intervaloabarcado por el empacador. Puesto que las estima-ciones son interdependientes, es necesario efectuariteraciones de los parámetros de la formaciónfrente a la probeta, y el gasto y el daño del intervalodel empacador hasta lograr la convergencia de losresultados.

Las permeabilidades resultantes reflejaron laspropiedades promedio de la formación vecina acada punto de medición. Los resultados de los dospuntos de medición superiores fueron similares,con una movilidad horizontal (permeabilidad/visco-sidad) cercana a 50 mD/cp y una anisotropía dealrededor de 10. Los dos puntos de medición in-feriores se ubican en la capa de grano medio.Ambos mostraron una alta movilidad horizontal,pero mientras el tercer punto de medición mostróser casi isotrópico, el cuarto punto de mediciónmostró una relación kh/kv mucho mayor. Su-poniendo que el tercer punto de medición defina laspropiedades de la arenisca limpia, pareciera que elcuarto punto de medición está afectado por la arci-lla delgada que se encuentra a XX40.2 m, ubicadaentre la probeta y el empacador (página anterior).

Suponiendo también que la arcilla actúa como undisco impermeable que yace alrededor del pozo,se puede estimar que tiene un radio de 2 m [6.6pies].24 Según esta estimación, su extensión esbastante limitada.

Se obtuvieron núcleos de todo el intervalo TAGIde este pozo, y se efectuaron mediciones de per-meabilidad horizontal en tapones de núcleo cada15 a 30 cm [6 a 12 pulg], y de permeabilidades ver-ticales casi a cada metro. Cuando las permeabili-dades de núcleo se promediaron a lo largo delintervalo de 2 m correspondiente a cada punto demedición del probador operado a cable, se ajusta-ron bien con los resultados del MDT, indicandoambos una anisotropía menor a 100.25 En ausenciade láminas de lutitas o de lechos de arcilla endure-cida, la anisotropía es menor a 10. Estos resultadosfueron confirmados por cinco muestras de núcleocompleto, tomadas en otros pozos del campo.

Los datos del MDT se analizaron en mayordetalle con un modelo de dos capas; el únicomodelo multicapa disponible en ese momento.Los resultados fueron similares. Idealmente, senecesita un modelo con al menos cinco capaspara simular la formación completa. Sin embargo,en este caso de formaciones relativamente homo-géneas, el operador obtuvo respuestas que fueronlo suficientemente adecuadas para el propósitoperseguido, con el modelo más simple de una solacapa.

Los resultados del MDT aumentaron la con-fianza en los valores de la anisotropía que estabanusando los ingenieros de yacimientos para lasimulación numérica y, por lo tanto, en la predic-ción del rendimiento del esquema de inyecciónplaneado. De hecho, los valores medidos del MDTse utilizaron directamente en el simulador. Elcampo había estado en producción desde comien-zos de 1998, produciendo más de 70,000,000barriles [11,123,000 m3]. Los valores de anisotro-pía derivados del MDT siguen siendo utilizados enel simulador, puesto que el ajuste histórico entreel comportamiento real del campo y las prediccio-nes del simulador ha sido excelente. Aunque eneste caso los datos de anisotropía de núcleo pro-baron ser generalmente correctos, la confirmaciónen una escala mucho mayor fue una informaciónclave durante la etapa de evaluación del campo.

Pozos horizontalesRara vez los operadores adquieren datos de per-meabilidad en pozos horizontales para utilizarlosen la descripción de un yacimiento. Sin embargo,a menudo los pozos horizontales no satisfacen lasexpectativas. Algunas de las muchas causas serelacionan con las heterogeneidades de los yaci-mientos. En un pozo horizontal, se efectuaron 6pruebas IPTT y 19 pre-ensayos para investigar por-qué algunos pozos vecinos habían tenido un rendi-miento por debajo de lo esperado (izquierda).26 Seobservaron dos características importantes quepodían causar una baja producción: la variación enla presión del yacimiento, que caía tanto como 100lpc [689 kPa] en el centro del pozo, y la variaciónde la permeabilidad, de 5 a 50 mD para una poro-sidad bastante constante. Claramente, el intervalocentral se había agotado más y había recibidomenos soporte de la inyección de agua en el yaci-miento. Tras la terminación del pozo, se esperaba

22 Oilfield Review

24. Goode PA, Pop JJ y Murphy WF III: “Multiple-ProbeFormation Testing and Vertical Reservoir Continuity,”artículo de la SPE 22738, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,6 al 9 de octubre de 1991.

25. Se utilizó un promedio aritmético ponderado por losespesores para determinar la permeabilidad horizontal yun promedio armónico, también ponderado por los espe-sores para computar la permeabilidad vertical.

26. Kuchuk FJ: “Interval Pressure Transient Testing withMDT Packer-Probe Module in Horizontal Wells,” artículode la SPE 39523, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y del Gas de la SPE en India,Nueva Delhi, India, 17 al 19 de febrero de 1998.

27. Ayan C, Donovan M y Pitts AS: “Permeability andAnisotropy Determination in a Retrograde Gas Field toAssess Horizontal Well Performance,” artículo de la SPE71811, presentado en la Conferencia Europea deOperaciones Marinas, Aberdeen, Escocia, 4 al 7 de sep-tiembre de 2001.

28. Underhill WB, Moore L y Meeten GH: “Model-BasedSticking Risk Assessment for Wireline Formation TestingTools in the U.S. Gulf Coast,” artículo de la SPE 48963,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30de septiembre de 1998.

Desplazamiento horizontal, pies0 2000 4000 6000 7000

6800

Prof

undi

dad

verti

cal v

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dera

, pie

s

6900

Pres

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o, lp

c

4200

4150

4100

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4000

6820

6840

6860

6880

Perm

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, mD

10

1

1000 3000 5000

0.4

Poro

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0.3

0.2

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0

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Trayectoria del pozoPorosidadPre-ensayo (khkv)1/2

Prueba de intervalo (khkv)1/2

Presión

> Presión del yacimiento y permeabilidad de la herramienta MDT en un pozohorizontal. La permeabilidad se mide tanto de los períodos de flujo de los pre-ensayos como de pruebas de presión transitoria de intervalo, siendo estas últi-mas generalmente un orden de magnitud mayores. La permeabilidad del pre-ensayo puede ser baja debido al daño de la formación o debido a que se estámidiendo la permeabilidad efectiva del filtrado en un yacimiento mojado poragua. La porosidad proviene de los registros de pozo abierto. Entre 1765 y 5266pies de desplazamiento horizontal, la presión es significativamente menor queen cualquier otro lugar, indicando un mayor agotamiento y un menor soportede presión por parte de la inyección de agua en el yacimiento.


que el intervalo medio se limpiaría con mayor faci-lidad, mientras que la inyección de agua probable-mente irrumpiría primero en la punta del pozo. Porestas razones, se recomendó entubar el pozo.

Las pruebas IPTT son particularmente útilespara evaluar la conductividad de las fallas y de lasfracturas en los pozos horizontales. La interpreta-ción de las pruebas convencionales de pozos esdifícil debido al fuerte flujo cruzado causado porlas variaciones de presión y de permeabilidad. Lasimágenes de la pared del pozo pueden determinarla ubicación de las fallas geológicas y de las frac-turas, y si éstas están mineralizadas o no. En estepozo de un yacimiento carbonatado, las imágenesmostraron muchas fracturas verticales, pero noayudaron a determinar sus conductividadeshidráulicas. Las diferencias de presión indicaronque, mientras algunas fracturas estaban cerradas,otras podrían haber estado abiertas. Las fracturasabiertas podrían afectar la producción, al conducirrápidamente agua hacia el pozo.

Para probar las fracturas, se corrió la herra-mienta MDT y se asentó el módulo de empacadordual abarcando una serie de fracturas detectadasa los 2983 pies (arriba). La derivada de las dife-rencias de presión con respecto al tiempo deHorner para la prueba de incremento de presión enla zona del empacador, indica un período domi-nado por el almacenamiento de la herramienta; elque termina con una corta pendiente de –1.0 a las0.015 hr. Inmediatamente después del período dealmacenamiento, la derivada muestra un régimende flujo esférico con una pendiente de –0.5 hastalas 0.15 hr, tras lo cual la derivada desciende, indi-cando una región de mayor permeabilidad. La deri-vada correspondiente al incremento de presiónobservada en la probeta también indica un cortorégimen esférico, a pesar de que su valor es másbajo que el de la prueba correspondiente al empa-cador. El hecho de que la derivada de la probetasea menor, pero termine al mismo tiempo tanto

para el empacador como para la probeta, indicauna fractura conductiva hacia la izquierda de laprobeta. La(s) fractura(s) debe(n) ser corta(s) otener una conductividad limitada, ya que la deri-vada disminuye sólo gradualmente. Además, elmejor ajuste con las variaciones de presión seobtuvo con un factor de daño positivo; otro indica-dor de que las fracturas abarcadas por el empaca-dor no estaban abiertas.

La totalidad de los principales intervalos defracturas se analizó del modo descrito. La combi-nación de análisis de fracturas con los datos depermeabilidad y de presión es de gran utilidad, nosólo para predecir el comportamiento de un pozoen particular, sino también para analizar cómoestá respondiendo el yacimiento a la inyección deagua, y decidir si es necesario perforar pozos hori-zontales o verticales.

ConclusiónLos operadores están ampliando el uso de losmodernos probadores operados a cable, paradeterminar la permeabilidad y ayudar a tomarimportantes decisiones de terminación de pozosy de manejo de yacimientos. Comparados con laspruebas de pozo y de núcleos convencionales,estos probadores ofrecen una información conve-niente en cuanto a los costos y a una escalaintermedia entre los otros dos. Esta informaciónes esencial para evaluar el efecto de las hetero-geneidades, de las barreras impermeables y delos conductos del yacimiento.

Los probadores de formación operados acable miden la permeabilidad de diferentesmaneras, dependiendo de la configuración de lasherramientas. La prueba mini-DST es particular-mente útil para evaluar pequeños intervalos auna fracción del costo de la prueba DST conven-cional de un pozo. La prueba de presión transito-ria de intervalo proporciona la información másconfiable y amplia que se puede obtener con

Empacador

Probeta

Deriv

ada

de la

s di

fere

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s de

pre

sión

0.1

1

10

100

0.001 0.01 0.1 1

Tiempo desde el final del período de flujo, hr

Pendiente = 1/2

Pendiente = 1

Pendiente = 1/2

ProbeDual-packer

module

< Derivadas de las diferencias de presiones de laprobeta y del empacador (izquierda) para el aná-lisis de fracturas en un pozo horizontal. Los inge-nieros anclaron el empacador dual (derecha)cubriendo una serie de fracturas que habían sidointerpretadas en imágenes FMI (a 2983 pies,véase la figura de la página anterior), y efectua-ron una prueba IPTT. La derivada de los valoresde la probeta es menor que la derivada de losdatos del empacador, pero el flujo esférico termi-na al mismo tiempo en ambas pruebas de presión.Estas observaciones, junto con el daño superfi-cial positivo, se comprenden mejor si se asumeque las fracturas entre los empacadores no sonhidráulicamente conductivas y que hay una frac-tura conductiva a la izquierda de la probeta.

estas herramientas. Con los recientes desarrollosde aplicaciones y técnicas de interpretación, laspruebas de intervalo ahora permiten evaluar for-maciones multicapas, pozos horizontales eincluso yacimientos de gas27. A menudo se haconsiderado que estos últimos plantean dema-siados desafíos, debido a la alta compresibilidady movilidad del fluido. Además, el riesgo de atas-camiento de la herramienta, temor de muchosoperadores, se ha reducido mediante el uso deaplicaciones de evaluación de riesgos.28

Actualmente, los ingenieros están tratandode mejorar los resultados en formaciones conaltas movilidades, petróleo pesado o arenas noconsolidadas; todos ellos casos difíciles pero noimposibles. Continúa el trabajo sobre el eternoproblema de llevar los datos de núcleos a esca-las de pruebas de presión, y de integrar los resul-tados de las pruebas de intervalo con otrosdatos. Se están haciendo intentos por medir ensitio la variación de la permeabilidad efectivacon la saturación de agua, utilizando las propor-ciones de fluidos medidas mientras que se tomanmuestras, en combinación con los registros depozo abierto y datos de pruebas de intervalo.Mientras los yacimientos sigan siendo heterogé-neos y la distribución de la permeabilidad sigasiendo un problema, lo cual es prácticamenteseguro, los probadores de formación operados acable serán necesarios para su evaluación y nose interrumpirán los esfuerzos para seguir intro-duciendo mejoras a los mismos. —JS/LS

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