Palabras clave/Keywords/Palabras-chave:

Adaptation and preparation of data, adecuación y preparación de datos, adequação e preparação de dados, aprendizagem automatizada, aprendizaje automatizado, artificial intelligence, caracterização de yacimientos, caracterización de yacimientos, certificação de registros, certificación de registros, certification of records, characterization of deposits, estudios petrofísicos, estudios sísmicos, estudos petrofísicos, estudos sísmicos, inteligencia artificial, inteligência artificial, machine learning, optimización de resultados de análisis petrofísicos, optimization of petrophysical analysis results, otimização de resultados de análises petrofísicas, petrophysical properties, petrophysical studies, propiedades petrofísicas, propriedades petrofísicas, seismic studies.

Introducción

Los registros de pozos son el resultado del uso de herramientas en pozos perforados con el fin común de obtener una descripción de la litología presente en el pozo, así como la presencia de material de valor económico encontrado en zonas prospectivas de las formaciones presentes. La información de registros se recibe comúnmente en formato (.LAS), los cuales contienen respuestas de las distintas herramientas que reciben información a partir de diversos estímulos transmitidos desde el pozo y en contacto con la formación, según su naturaleza y clasificación. El principio de cada herramienta se ha de cumplir en cada caso según el ambiente de perforación, a lo largo de un hoyo que se asemeja al tamaño de la mecha utilizada, formaciones saturadas con fluidos de yacimientos y fluidos de formación. Los datos y valores adquiridos a partir de herramientas de grabación con frecuencia son afectados y presentan “ruidos” a consecuencia de factores ambientales. Estos factores, a pesar de que no pueden ser evitados en su totalidad debido a la naturaleza cambiante de la corteza terrestre y sus distintos procesos diagenéticos de formaciones, pueden ser sorteados y minimizados mediante correcciones aplicadas a datos obtenidos para obtener valores más ajustados a resultados verosímiles o esperados según el conocimiento que se tenga del área de estudio. Precisamente por esto, esta investigación se fundamenta en un flujo de trabajo en el cual se han establecidos una serie de pasos e indicaciones a tomar en cuenta durante la corrección de datos afectados por varios factores que ocurren durante la perforación de pozos y grabación de datos de registros, y así obtener el mejor resultado posible de un estudio geológico o caracterización de yacimientos en el menor tiempo posible, sin descuidar la calidad del mismo y tomando en cuenta la importancia que tienen los resultados que reflejen la naturaleza del subsuelo y su potencial económico. Con el fin de tener una integración óptima de la información disponible para este proyecto se planteó de manera explícita la situación objeto de la investigación y los objetivos a desarrollar. También se mencionaron los rasgos característicos y los fundamentos teóricos de la zona de interés. Los datos suministrados por la empresa Inter-Rock están sujetos a políticas de confidencialidad, por lo tanto, no se darán detalles de ubicación geográfica exacta, ni nombres reales de los pozos objeto de estudio. Sin embargo, se puede comentar que los yacimientos del área de estudio se encuentran ubicados geográficamente en Norte América y Sur América. En el caso de los pozos ubicados geográficamente en América del Sur, el marco estratigráfico está formado por tres formaciones; dos de ellas pertenecientes al Carbonífero Pensilvánico y que hemos denominado con las letras “X” y “Y”, y la tercera perteneciente al Carbonífero Misisipiense representado por la letra “Z”, Las formaciones “X” y “Y” presentan litologías variadas entre areniscas y rocas calcáreas. La formación “Z” se caracteriza por mayor contenido calcáreo. En el caso de los pozos ubicados geográficamente en América del Norte se denotan tres formaciones, nombradas por razones de confidencialidad “A” (Paleoceno), “B” (Paleoceno), y “C” (Pérmico), con una formación de sal de casi 1.000 pies de espesor y presencia de calizas y dolomitas en menor medida en sus distintas profundidades. El ambiente de formación es probablemente marino cerrado a semicerrado, al haber una extensa formación de sal y anhidrita en menor medida, precedida y sucedida por material calcáreo.

Antecedentes

Theys, P. (1999) en su libro “Log data adquisition and quality control” estipula que en cada uno de los pasos del ciclo de adquisición de data existen fuentes potenciales de error, listados en tres grupos: Errores aleatorios que afectan la precisión de la medición; errores sistemáticos que afectan la precisión de la medición y errores en la locación de sensores. Theys, explica que las correcciones de los registros por efectos ambientales son realizadas en diferentes pasos del ciclo de la data; algunos no pueden ser separados de la herramienta de registro, otras son realizadas en el momento en que la herramienta se encuentra en el hoyo, otras son realizadas en la superficie y algunas en el centro de computación mediante diversos pasos necesitando modelados que permitan la comprensión de efectos ambientales combinados que causen error. En este trabajo se puede evidenciar el tratamiento que debe recibir la data proveniente de registros de pozos y los diversos factores ambientales que pueden provocar errores en los registros.

Krygowski, D. (2003) en la “Guide to petrophysical interpretation” así como en el libro de Schlumberger “Principios/aplicaciones de la interpretación de registros” Se mencionan las correcciones que es posible realizar para los registros de pozos más comunes, permitiendo conocer qué efectos provocados por causa ambiental pueden ser corregidos, de manera individualizada.

Caparrini, N. (2006) en su trabajo de grado “Interpretación y correlación de registros geofísicos en sondeos de captación de aguas subterráneas para la caracterización hidrogeológica y la gestión de la explotación” enuncia la corrección de tendencias de los registros de pozos y explica que “Se denominan como tales a las variaciones de carácter global que sufren algunos registros geofísicos debido a cambios de ciertas características del entorno de medida a lo largo de los sondeos”. Explica a continuación que “Para una correcta interpretación de los registros se debe realizar un tratamiento previo para eliminar ciertos efectos derivados del sistema de medida, espesor de las capas, geometría del pozo, temperatura, densidad o conductividad del lodo, que apantallan los resultados de parámetros medidos”, señalando la importancia del tratamiento previo de los registros para su correcto aprovechamiento.

Barbato, R., Quaglia, A., Panesso, R., Porras, J., & Soria, J. (2006) en el Paper del SPE 104072-PP “Log data preparation: A real opportunity to save money and time!” introducen de manera sistemática y detallada cada uno de los pasos del proceso de “Certificación de registros” generado por la empresa Inter-Rock, estableciendo especificaciones precisas e indicando los beneficios que representa el aplicar este flujo de trabajo.

López, M. (2013) en su trabajo de grado “Petrofísica y efectos ambientales en registros geofísicos de pozos” manifiesta los efectos ambientales que afectan en mayor o menor medida a alguno o varios de los registros geofísicos de pozos como lo son el diámetro de pozo, la densidad del lodo, la salinidad del lodo, el espesor de enjarre, la excentricidad, el diámetro de invasión de filtrado, la salinidad de la formación, la presión, temperatura y espesor de capa.

Metodología

La presente investigación consiste en una investigación descriptiva; Arias, F. (2012), ya que se explica el comportamiento y los efectos que tiene un flujo de trabajo ya creado, probado, aplicado y establecido, como lo es el proceso de “Certificación de registros” desarrollado por la empresa Inter-Rock. Por otro lado, el diseño de investigación del presente estudio es de tipo documental y de campo. Según Arias, F. (2012) el cual afirma que “La investigación documental es un proceso basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas. Como en toda investigación, el propósito de este flujo de trabajo es el aporte de nuevos conocimientos. Para poder alcanzar los objetivos previstos fue necesario establecer un plan de trabajo el cual contempla los pasos siguientes ilustrados en la (Figura 1). 

Documentación. Por último, en esta etapa, se procede a archivar y documentar, estructurada y ordenadamente, las mejoras realizadas para de manera subsiguiente realizar la presentación del producto final. Mediante esta metodología se garantiza que el dato digital resultante sea reproducción más completa y fiel del dato original. (Barbato et al. Congreso Mexicano del petróleo. SPE. 2006). Como se mencionó anteriormente, este proceso se ha mejorado en los últimos años, integrando la experiencia con las tecnologías emergente de manera que los archivos de registros resultantes de este proceso sean cada vez más representativos de las características de las áreas de estudio sin sacrificar la calidad de los mismos. (Figura 4). Estos resultados serán sometidos a un flujo de trabajo complementario que hemos denominado “ediciones especiales”. 

La empresa Inter-Rock, C. A., cuenta en su base de datos con información de registros que provienen de estudios realizados en campos ubicados en diversas áreas geográficas a nivel global, entre las cuales se encuentran: Norte y Sur América, las cuales estaban previamente organizados e inventariados. Se evaluó la disponibilidad de registros convencionales (Rayos Gamma, Resistividad, Densidad, Neutrón y Acústicos); y registros de imágenes (o interpretaciones previas) como requisito mínimo para la selección de los pozos de estudio. Adicionalmente, se ubicó información de núcleos, topes de las unidades, informes finales, historias de pozos y sísmica de uno de los campos a estudiar para su posterior comparación vs sismograma sintético.

Análisis de causas que generan incertidumbre y alteraciones en las propiedades obtenidas a través de los registros de pozos y algunos métodos para corregir o mejorar dichas alteraciones.

Causas más comunes que generan incertidumbre: Existen numerosas fuentes de información e indicios a partir de los cuales se puede hacer un diagnóstico de la calidad de los registros y por consiguiente tener idea de la incertidumbre de estos. Entre estas fuentes están los problemas de calibración de las herramientas, los problemas operaciones donde se presenten irregularidades del hoyo de perforación, especificaciones no contempladas para el entorno del pozo tales como presión, temperatura, etc… En la actualidad, la evolución de la tecnología y el uso de un enfoque de factibilidad previo y preplanificación/conceptualización para los proyectos, hace posible generar técnicas y especificaciones técnicas precisas que permiten la generación de un “flujo de trabajo” que disminuyen o eliminan los efectos de los problemas antes mencionados y, además, agrega valor para cualquier proyecto que utilice estos resultados.

Para este trabajo fueron creados dos proyectos que denominamos: “Caracterización de Yacimientos (A)” y “Evaluación Sísmica (B)”, con el objetivo de evaluar la mejora de resultados de dichos proyectos mediante la aplicación de un flujograma que permitiera y facilitara la adecuación y corrección de registros. Por ejemplo, en los proyectos A y B se analizaron visualmente los registros de Caliper vs tamaño de la mecha (bit size) y se determinó la presencia de derrumbes importantes en los pozos seleccionados, en algunos ellos, se identificaron derrumbes de hasta 5 pulgadas, los cuales pueden afectar la calidad de registros, y consecuentemente la calidad de los resultados de estudios realizados.

Proyecto de Caracterización de yacimientos (A): para este proyecto se emplearon tres pozos denominados “Y”, “J” y “C”. Luego fueron cargadas cada una de las curvas de registros presentes en dichos pozos, siguiendo la plantilla con el formato usado por la empresa Inter-Rock en su metodología de trabajo, desplegando cada una de las curvas en pistas (tracks) según categorías como “Correlación” que contiene Registros de Caliper (CALI), Gamma Ray (GR) y Potencial Espontáneo (SP), “Resistividad” que contiene (RD,RM y RS), “DEN/NEUT” conteniendo (Densidad/Neutrón) y Acústico con curvas de (DT,DTS). Se utilizó el pozo designado con la letra “J” para ilustrar los procesos al ser el pozo más completo, ya que cuenta con registro sónico.

Algunos pozos no poseían el registro de tamaño de mecha (Bit Size), por lo cual se obtuvieron dichos valores a partir de los datos de cabezal de los archivos certificados o directamente de los archivos .tiff de cada pozo. Esto demuestra la importancia que tiene el cabezal del pozo. Posteriormente se generó dicho registro mediante el módulo del software Interactive Petrophysics “Calculation – User Formula” con el objetivo de analizar de manera visual la presencia de revoques y derrumbes con mayor facilidad, al comparar el registro de tamaño de mecha (bit size) con el registro de Caliper. La figura 5 muestra al pozo “J” según formato y plantilla de Inter Rock, C. A. 

En el caso de los registros de resistividad, estos no son incluidos en la generación de registros sintéticos ni en los procesos de normalización debido a su naturaleza y valores que dependen del tipo de fluido contenido en las rocas.

No podemos dejar de mencionar la “Normalización de registros”, proceso que se emplea para identificar y eliminar errores sistemáticos de los datos de registro de pozos, de manera que se puedan obtener resultados confiables para la evaluación de yacimientos, resolviendo problemas difíciles de correlación y modelado sísmico. Para ello hay que definir “pozos clave” que están relacionados con patrones litológicos regionales. Las comparaciones entre pozos se realizan mediante histogramas, gráficos cruzados, gráficos de profundidad y mediciones estadísticas. Los factores a considerar en la planificación de un proyecto de normalización incluyen los tipos de rocas y los patrones de compactación en el área de estudio, la rugosidad del pozo, los tipos de curvas y la estratigrafía. Adicionalmente, se proporcionan pautas para evitar la introducción de inexactitudes eventuales. (SPWLA)

En los proyectos considerados para esta investigación se llevaron a cabo una serie de correcciones y normalizaciones de curvas con respecto a un pozo control (target) previamente seleccionado donde se consideró necesario y se pudo observar profundidades similares. Estos pozos clave son los que mejor representaban la formación estudiada, tenían menor afectación por derrumbes y poseían la mejor calidad de registros de corrección de densidad (DRHO), Caliper y registro de tensión. Al analizar visualmente los registros de Caliper vs tamaño de la mecha (bit size) se determinó la presencia de derrumbes importantes en varios pozos de ambos proyectos, designando el Pozo “J” como pozo clave para el proyecto de Caracterización de Yacimientos por el hecho de tener registros acústicos a lo largo de toda la sección de interés y el pozo “Well-3” como pozo clave para el proyecto de análisis sísmico por las mejores condiciones de hoyo y mayor sección atravesada.

Para la normalización fueron seleccionados los registros GR (Rayos Gamma), RHOB (Densidad), NPHI (Neutrón), y DT (Sónico). Como se mencionó anteriormente, se excluyeron los registros de resistividad, ya que en gran medida las respuestas de los registros eléctricos debido a las diferencias en las saturaciones de fluidos suelen ser variables. Ejemplos de ediciones y normalización en figuras 8 y 9. 

Como parte importante de la metodología que debe tomarse en cuenta para el control de calidad y preparación de datos de registros para proyectos integrados debemos establecer un proceso de selección, del método de predicción probabilística para edición de registros, los cuales pueden variar de un proyecto a otro.

Al editar registros mediante inteligencia artificial y predicción probabilística se obtienen resultados diversos, por lo cual es importante seleccionar aquel o aquellos que reflejen más adecuadamente la naturaleza geológica del área, haciendo necesario realizar una serie de evaluaciones previas para optar por un resultado u otro:

a) En función de la disponibilidad de datos de núcleos o registros de litología, comparar (Calibrar) los valores de registros editados vs valores de núcleo.

b) Comparar las zonas fuera de tendencia vs los registros de Caliper, corrección de Densidad y tensión para determinar las posibles causas de la anomalía.

c) Anomalías causadas por litología específica o por fluidos presentes en la formación, deben ser tomadas en cuenta para la subsecuente evaluación petrofísica.

d) Anomalías causadas por derrumbes, revoques, aumentos de tensión en la herramienta, presencia de revestidor (casing) u otras provenientes del proceso de adquisición de registros, deben ser omitidas para la realización de la evaluación petrofísica.

e) Realizar gráficos cruzados (crossplots) de cada uno de los resultados obtenidos mediante los distintos procedimientos de edición a través de inteligencia artificial y predicción probabilística vs los registros originales.

f) Identificar y resaltar los valores fuera de tendencia.

g) Observar, en los registros, las características de las zonas que causarían la existencia de datos fuera de tendencia.

h) Será seleccionado como procedimiento más satisfactorio aquel que elimine con mayor precisión, en el registro, las respuestas anómalas identificadas en el proceso de adquisición de registros y que no sigan la tendencia esperada.

Evaluaciones petrofísicas:

Luego de los procedimientos de adecuación y reconstrucción de los registros de pozos en ambos proyectos, se describen a continuación, de manera general, los métodos y ecuaciones empleadas para las evaluaciones petrofísicas.

Cálculo de volumen de arcilla: El volumen de arcilla es calculado a través del módulo del software IP™ “Clay Volume Analysis”, el cual permite calcular el volumen de arcillosidad basándose en un solo indicador o indicadores combinados o dobles. Ambos métodos son utilizados para posterior comparación de resultados entre ambos. Para el método de un solo indicador, se empleó el registro de Gamma Ray (GR), el cual resulto ser el seleccionado luego de compararlo con todos los indicadores, tales como: Neutrón (NPHI), Resistividad (ILD) y Potencial Espontáneo (SP) y la combinación de los registros de Densidad (RHOB) vs Neutrón (NPHI).

Los resultados son obtenidos a partir del modelo lineal para cálculo de volumen de arcilla, definido por la siguiente ecuación: 

Donde:

Vsh = Volumen de arcilla.

GRlog = Valores de rayos gamma leídos en el registro (GAPI).

GRClean = Valor de rayos gamma limpio o mínimo (GAPI).

GRShale = Máximo valor de rayos gamma (GAPI).

Cálculo de porosidad y saturación de agua: los valores de porosidad y saturación de agua son calculados a través del módulo del software IP™ “Porosity and water saturation”. Para realizar los cálculos correspondientes a porosidad y posteriormente de saturación de agua son utilizados los registros de neutrón (NPHI) calibrado en matriz caliza, densidad (RHOB), sónico (DT), factor fotoeléctrico (PEF) y resistividad (RD), así como el registro de valores de volumen de arcilla calculado previamente y el registro de temperatura. Como modelo inicial de porosidad se utiliza la porosidad a partir de la densidad y se establecen como parámetros la presencia de arena, caliza y dolomita para ejecutar un análisis multi-mineral. Para el cálculo de saturación de agua se utilizó el modelo de Archie: 

Donde: Sw = Saturación (%).

m = Factor de cementación; n = Exponente de saturación. Se asume = 2

Rw = Resistividad de agua de formación (Ohmm).

Ø = Porosidad de formación (%).

Rt = Resistividad de formación (Ohmm).

Discusión de resultados

Luego de revisar e implementar el flujo de trabajo elaborado por Inter-Rock, se obtuvieron resultados favorables que permiten corroborar la utilidad de dicho flujo de trabajo, al poder proporcionar a los proyectos con la reproducción más fiel de los datos analógicos disponibles, de manera que los intérpretes pudieran contar con la mayor cantidad de datos y la mejor calidad posible. En este caso se utilizó el pozo designado con la letra “J”, perteneciente al proyecto (A) para ilustrar el producto de los procesos. Este pozo es uno de los más completos, ya que cuenta con el registro sónico compresional DT. (Figura 10).

Siguiendo la plantilla con el formato (template) usado por la empresa Inter-Rock en su metodología de trabajo, se distribuyeron cada una de las curvas en pistas (tracks) según categorías como “Correlación” (Registros de Caliper CALI, Gamma Ray GR y Potencial Espontáneo SP), “Resistividad” (Resistividad profunda ILD – Resistividad Media ILM – Resistividad Somera ILS), “Porosidad” “DEN/NEUT” (Densidad RHOB / Neutrón NPHI) y “Acústicos” Tiempo de tránsito de Onda Compresional DT y Tiempo de Tránsito de Onda de Corte DTS si se tiene disponible).

La certificación de registros permitió aplicar correcciones de manera efectiva, al hacer un control de calidad previo para luego proceder con el proceso de ediciones especiales. El proceso de certificación de perfiles de pozos se aplicó tanto para los tres pozos del proyecto de “Caracterización de Yacimientos” (A) como para los tres pozos del proyecto de “Evaluación Sísmica” (B). 

Proyecto de Caracterización de Yacimientos (A):

Mediante el análisis del registro Caliper se observaron varias secciones afectadas por irregularidades de hoyo en todos los pozos del proyecto (A): “Y”, “J” y “C” donde el valor de dicho registro aumenta significativamente, concluyendo que estas secciones han sido afectadas principalmente por derrumbes. A ciertas profundidades, el registro Caliper indica valores de hasta 5 pulgadas por encima del valor del tamaño de la mecha (Bit Size), lo cual señala importantes derrumbes que afectan negativamente la fiabilidad y subsecuentemente la interpretación de los valores observados en los registros a la misma profundidad. Por ejemplo, en el pozo “C”, el registro de Neutrón NPHI es afectado de manera considerable por los derrumbes debido a la sensibilidad de la herramienta utilizada. De la misma manera, el registro de Densidad RHOB evidencia importantes atenuaciones por la misma causa (Figura 11). 

En ocasiones el registro de tensión indica “pegas” de la herramienta en el hoyo, lo cual es indicativo de que los valores registrados pueden no ser totalmente confiables. En la figura 12, resaltado en el pequeño ovalo rojo se indica irregularidades en la curva de tensión, observándose variaciones importantes en el registro de densidad (Línea roja) y variaciones moderadas en otros registros. Luego de haber evaluado la incidencia de factores ambientales como derrumbes o “pegas” de la herramienta, se determina la necesidad de proceder con las correcciones y ediciones de los registros afectados tal como se explicó anteriormente en la metodología. Estas correcciones se basarían principalmente en reconstrucciones y predicciones estadísticas. 

Figura 12. Registro de tensión indicando variaciones o picos comunes durante “pegas” de la herramienta en el hoyo. Zonas resaltadas en azul.

Una vez identificados los problemas presentes en los registros y la consecuente aparición de valores anómalos, se procedió a aplicar las correcciones correspondientes. Los registros resultantes serán comparados con registros originales y otros factores que nos ayuden a dilucidar la eliminación de valores anómalos presentes. En este caso fue posible observar valores anómalos en los registros de Neutrón NPHI y de Densidad RHOB. Como ejemplo, se muestran los registros de densidad RHOB, figuras 11 y 12, cuyos valores, en muchos casos atenuados, se evidenciaban en ciertas zonas con derrumbes y rugosidad de hoyo.

Una vez identificados los valores anómalos, se procede a corregir el registro de Densidad RHOB mediante la aplicación de varios métodos, siendo uno de los más efectivos, en este caso, el de mapas auto-organizados, donde se pudieron obtener registros de RHOB con menos picos anómalos de valores atenuados y exagerados. Es posible apreciar los valores anómalos del registro de Densidad original en la pista 3 entre los 9.500 a 10.000 pies de profundidad (Atenuación de densidad) debido a los derrumbes. Esto se refleja en las curvas de frecuencia del registro original (Gráfico superior derecho) más pronunciada en sus valores mínimos y máximos con respecto a la curva corregida (Gráfico inferior derecho) (Figura 13).

De los cálculos de arcillosidad para el proyecto de Caracterización de yacimientos (A)

Para el proyecto de Caracterización de Yacimientos (A) se determinó el volumen de arcillosidad a partir de varios registros GR, NPHI, SP, ILD y la comparación entre el registro de Densidad RHOB vs Neutrón NPHI como mecanismo de validación y obtención de resultados verosímiles al no contar con datos duros de laboratorio (XRD). Utilizamos el pozo “C” como pozo clave para describir los resultados obtenidos. Luego de zonificar en distintas profundidades a los registros y establecer los parámetros para formaciones limpias y con mayor cantidad de arcilla como se explicó anteriormente en la parte metodológica, se obtuvieron curvas resultantes a partir de los distintos indicadores utilizados; en la última pista (Track 8) se muestran los registros de cálculo de arcillosidad resultante a partir de cada uno de los indicadores utilizados (Figura 16). A continuación, se muestra mediante histograma, los valores de arcillosidad obtenidos a partir de los registros editados y sin editar a partir de los registros de Densidad RHOB y Neutrón NPHI (Figura 17), aunque para la interpretación final se utilizó el valor de volumen de arcilla a partir del registro de rayos gamma (GR). 

Las zonas de intervalos netos e hidrocarburíferos generadas a partir de registros originales subestiman la capacidad productora del pozo, al indicar espesores netos menores de 25 pies, además de profundidades erradas sin correspondencia litológica. Mientras que los resultados obtenidos relacionados a los espesores netos de los cálculos hechos a partir de los registros corregidos son más optimistas al cuantificar 58,5 pies. En este caso, para el proyecto de Caracterización de Yacimientos (A), el hecho de haber corregido los registros hizo posible el incremento de espesores útiles. Es importante hacer notar que esto no necesariamente siempre es así, por el contrario, cuando los cálculos son sincerados vía control de calidad de los datos, puede muy bien obtenerse espesores útiles menores.

Proyecto de evaluación sísmica (B):

Luego de la carga de datos al proyecto de Evaluación Sísmica (B) y posterior diagnóstico de la calidad de los registros de Densidad RHOB, Neutrón NPHI y Sónico DT, se observaron diversas causas probables de irregularidades y de valores anómalos como densidades excesivamente bajas, valores negativos en el registro de neutrón y valores de DT muy atenuados, muy probablemente por la presencia de derrumbes en distintas secciones de los pozos (Well-1, Well-2 y Well-3). En el caso del pozo Well-3, este presenta derrumbes con un promedio de 2 pulgadas a lo largo de una de las secciones de interés, lo cual afecta principalmente a registros sensibles como lo es el registro de densidad RHOB, donde los picos o valores anómalos (Delineados con franjas delgadas azules) los cuales se corresponden con zonas de derrumbes (resaltadas en azul claro), tanto en lutitas como en areniscas, y que aunque de poca espesor son considerablemente profundas. (Figura 20).

Figura 20. Registro de densidad RHOB afectado por mal hoyo en pozo Well-3.

Otro ejemplo de irregularidades de hoyo lo tenemos en el pozo Well-1, en el cual se observan derrumbes de hasta un poco más de 4 pulgadas en algunas zonas y es afectado de manera considerable en la totalidad de su profundidad evidenciándose, en este caso, valores anómalos en el registro de Neutrón NPHI. (Figura 21). Adicionalmente podemos comentar que, en el pozo Well-2, existe también una afectación de la calidad de los datos principalmente atribuido a la presencia de una formación salina presente en todos los pozos, los cuales veremos más adelante y que puede ser apreciada en los registros litológicos originales e interpretados. 

Luego de confirmar la presencia de valores anómalos, se implementó el proceso de correcciones, normalizaciones y reconstrucciones, donde han sido utilizados métodos tales como: regresiones simples y múltiples, inteligencia artificial, lógica difusa y mapas autoorganizados. Como se indicó anteriormente en la sección metodológica, se aplicó el proceso de normalización de registros donde se consideró necesario, tomando el pozo (Well-3), el cual se consideró menos afectado por las irregularidades mencionadas hasta ahora. Fueron objeto de normalización los registros GR (Rayos gamma), RHOB (Densidad), NPHI (Neutrón), y DT (Sónico) de los pozos Well-1 y Well-2. (Figura 22) Este proceso es fundamental para generar el flujo de trabajo integral de preparación de datos para proyectos integrales, para los cuales se debe obtener un nuevo set de curvas adecuadas por cada pozo, de manera que sea factible comparar todos los registros corregidos vs. originales, y asegurarse de que las variaciones favorables que obtengan en dichas curvas, luego del proceso integral de ediciones y correcciones, estén en óptimas condiciones para ser empleadas por los usuarios o intérpretes. Figura 23.

En la figura 24, se muestra la sección atravesada por el pozo (Well-1) donde en la pista (track) 1-Correlación se evidencia las irregularidades del hoyo, en la pista (track) 2-profundidad, en la pista (track) 3 se observa el registro de Neutrón original (curva azul oscuro a trazos) vs el Neutrón corregido (curva continua azul claro) y en la pista (track) 4-Litologia, las descripciones litológicas. Así como es de suma importancia la adecuación y control de calidad de los registros, también es conveniente tomar en cuenta los cambios aparentes de litología para subdividir o zonificar la sección del pozo objeto del estudio para así establecer los parámetros que permitan calibrar un modelo multimineral de baja incertidumbre. Para ello, es indispensable contar con un set mínimo de curvas de registros clave tales como: el registro de rayos gamma GR para identificar presuntas zonas arcillosas, además de los registros de Densidad RHOB, Sónico DT, y factor fotoeléctrico PEF. 

registros de Neutrón NPHI, resistividad RD y la relación entre el registro de Densidad RHOB vs. Neutrón NPHI. Al comparar las curvas de frecuencia de los registros de volumen de arcilla a partir del registro de rayos gamma GR originales vs. editados, observamos una variación de los valores mínimos, pasando de una moda mayor al 2 % (a partir de registro original) a una menor de 2 % (a partir de registros editados). Estos valores mínimos de arcillosidad se corresponden, en su mayoría, a la sección salina atravesada por los pozos seleccionados para el proyecto de análisis sísmico (B). A continuación, se muestra, mediante un histograma de frecuencia, los valores de arcillosidad a partir de los registros editados y sin editar (Figura 25).

calculada utilizando el registro de densidad como registro de entrada principal para este proyecto. Luego de aplicar el procedimiento descrito en la metodología y evaluar los valores de porosidad total y efectiva, así como de saturación de agua, se pueden observar características indicativas de posible presencia de hidrocarburos.

En la figura 26 se muestran valores de porosidad, volumen de agua total y litología a partir de registros originales comparados con los calculados a partir de los registros editados, ambos relacionados con las zonas de derrumbes en la pista #1 (Correlación) resaltadas en azul claro. Los registros originales presentan picos abruptos representados en las (Pistas 2 y 3), siendo visiblemente suavizados en los resultados a partir de registros corregidos (Pistas 5 y 6), así como litologías mejor ajustadas en la pista 5 en relación con las litologías directamente descritas y analizadas de los ripios en la pista 6.

En este caso, las zonas de intervalos netos e hidrocarburíferos generadas a partir de registros originales subestiman apenas por 3 pies la capacidad productora del pozo estudiado en relación con los cálculos hechos a partir de los registros corregidos. La diferencia radica más en algunos espesores de intervalos específicos, como resulto en el intervalo (7.912-7.917) al indicar un decrecimiento del 50 %. En este caso, para el proyecto de Análisis Sísmico (B), el hecho de haber podido mejorar el carácter de los registros y haber tenido la posibilidad de generar sismogramas sintéticos que faciliten la calibración con la sísmica ha sido uno de los factores más beneficiosos y ventajosos de este procedimiento.

En el proyecto de análisis sísmico (B) se complementó el flujo de trabajo generando un sismograma sintético a partir de los registros objeto de estudio para compararlo con el sismograma original extraído de la sísmica disponible. El sismograma obtenido a partir de registros originales muestra inconsistencias con el registro grabado en campo debido a irregularidades en los valores de densidad y sónico (Figura 28), mientras que aquel obtenido a partir de registros corregidos posee una mejor correlación y se observa más balanceado, reproduciendo un comportamiento optimo y mejor correlación con los registros de densidad y sónico (Figura 29).

En la figura 28 se muestran no solo inconsistencias entre los registros de densidad y sónico, originales, vs. editados, sino también en la Impedancia Acústica calculada.

En la figura 29 se muestra que las ediciones y correcciones hechas a los registros objeto del estudio no solo subsanaron las inconsistencias entre los registros de densidad y sónico señaladas anteriormente, sino que también generan impedancias acústicas más lógicas y sismogramas mejor balanceados. Con este ejemplo, queda más que demostrado la importancia que tiene el proceso previo de control de calidad y adecuación de datos en la ejecución de proyectos integrados.

Un sismograma sintético se generó utilizando como datos de entrada tanto los registros de densidad y sónico, originales, como aquellos corregidos para luego ser comparado vs. un sismograma extraído de la sísmica adquirida en campo. Para ello, inicialmente se calcula la impedancia acústica mediante siguiente ecuación:

Donde:

Z = Impedancia acústica (kg/m2*s).

ρ = Densidad (kg/m3).

Vp = Velocidad del sónico compresional (m/s).

Posteriormente, es calculada una curva de coeficiente de reflexión a partir de la curva de impedancia generada utilizando la ecuación: 

Donde:

R = Coeficiente de reflexión.

i2 = Impedancia acústica del medio 2 (kg/m2*s).

i1 = Impedancia acústica del medio 1 (kg/m2*s).

Para luego convolucionar la curva obtenida de coeficiente de reflexión con la ondícula de Ricker, ondícula de fase cero que para este proyecto se realizó con una frecuencia entre 5 Hz y 65 Hz. Por último, se aplicó un procedimiento de ajuste (“Squeeze” and “Stretch”) para obtener mejor correlación con el sismograma adquirido en campo. 

Flujo de trabajo de corrección de registros generado a partir de los procedimientos desarrollados:

Luego de demostrar la utilidad e importancia de la edición de registros para obtener resultados de mayor precisión y que reflejen con mejor aproximación la naturaleza de una zona geológica o productora, se procede a establecer un flujograma de trabajo que incluya los pasos a seguir durante la preparación, adecuación y corrección de registros como guía para dicho proceso, procurando resultados de baja incertidumbre, optimizando el tiempo y, por ende, el rendimiento económico de un proyecto tanto de caracterización geológica de reservorios como de interpretación sísmica (Figuras 30 y 31). 

Conclusiones y recomendaciones

Conclusiones

1. Los flujos de trabajos preexistentes aplicados por el grupo técnico Inter Rock para control de calidad y certificación de registros fueron de mucha utilidad para inicializar el proceso de corrección de curvas y adecuación de datos, los cuales fueron validados a partir de una base de datos preexistente, tanto para el proyecto de caracterización de yacimientos (A) como para el proyecto de Análisis sísmico (B).

2. Los factores ambientales como derrumbes, “pegas” de herramientas y presencia de lecturas a través del revestidor tienen como consecuencia valores erróneos y fuera de tendencia que no se correspondían con la naturaleza de las formaciones estudiadas.

3. La comparación de registros como el Caliper vs. el tamaño de mecha, la corrección del registro de densidad y la tensión, permitió identificar la presencia de valores anómalos en los registros convencionales evaluados tanto en el proyecto de Caracterización de Yacimientos (A) como de Evaluación Sísmica (B) mediante el uso de gráficos cruzados e histogramas de frecuencia.

4. Los valores fuera de tendencia influyen de manera negativa en los resultados de las evaluaciones petrofísicas y análisis sísmico, por lo que es necesario planificar un proceso de corrección y adecuación de datos de registros previo a un estudio de manera de poder obtener resultados de baja incertidumbre, de mayor calidad y sentido geológico.

5. Se diseñó un flujo de trabajo eficiente y compatible con el aprendizaje de máquina para la adecuación de registros de pozos, complementado con un flujograma prexistente conocido como “Certificación de registros”, el cual contempla un procedimiento detallado de preparación, adecuación y correcciones de curvas de registros para disminuir la incertidumbre en estudios geológicos de yacimientos.

6. En un proceso de edición y corrección de curvas de registros de pozos como el que se llevó a cabo en este trabajo, se determinó que no siempre los resultados obtenidos indicarán una mejora desde el punto de vista cuantitativo de “zonas reservorio o de interés”, mas sin embargo, se obtendrán resultados que mejoren la calidad y fidelidad de los datos, los cuales representarán de mejor manera la naturaleza del pozo estudiado.

Recomendaciones

1. Definitivamente, es altamente recomendable realizar un proceso previo de control de calidad y corrección de registros de pozos para todo proyecto de caracterización geológica o evaluación sísmica, con la primordial finalidad de generar resultados de baja incertidumbre. El tiempo que se lleve este proceso, no será tiempo perdido, por el contrario, evitará retardos frecuentes y generación de costos extra.

2. Comparar los valores anómalos con registros litológicos y estado del hoyo para establecer si en efecto los valores son causados por un factor ambiental, un problema de calibración de las herramientas o se trata de una característica natural de la formación.

3. Aplicar correcciones de registros de manera ordenada, siguiendo el flujo de trabajo recomendado en este artículo para identificar y eliminar anomalías de manera justificada y con una lógica secuencial.

4. Jerarquizar las correcciones, desde zonas o pozos de mayor importancia prospectiva y económica, planificando las categorías de datos afectados en función de las zonas o pozos que así lo requieran.

5. Para la aplicación de ediciones especiales, bien sea mediante inteligencia artificial o predicción probabilística, es importante seleccionar aquel o aquellos métodos que reproduzcan más adecuadamente los registros de entrada que provengan de pozos con las mejores condiciones de hoyo.

6. Analizar el sentido geológico de los resultados obtenidos a partir de registros corregidos, teniendo el cuidado de no eliminar datos que puedan representar características litológicas reales de la sección geológica atravesada por el o los pozos disponibles para cada proyecto.

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