Paper Spe 62908

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA

PAPER SPE 62908

Formación Eléctrica de Anisotropía derivada de las mediciones de inducción de registro en un pozo horizontal

RESERVORIOS I

Formación Eléctrica de Anisotropía derivada de las mediciones de inducción de registro en un pozo horizontal

Resúmen

ALUMNO: LUIS ORTIZ SANDI

PROFESOR: ING. LUIS COLÁN GARCÍA

El siguiente artículo es una traducción del Paper SPE 62908 que habla acerca de la formación eléctrica de anisotropía derivada de las mediciones de inducción de registro en un pozo horizontal.

PAPER SPE 62908 22 de diciembre de 2014

Una teoría existente describe cómo la formación de anisotropía eléctrica afecta a la respuesta de herramientas de registro de resistividad. Hemos relacionado esta teoría para el procesamiento de registros de inducción LWD, por lo que son capaces de calcular las resistencias anisotrópicas directamente de los registros.

El método ha sido demostrado mediante la aplicación a los registros de una sección de pozo horizontal. Ratios de anisotropía del 2-5, y los valores más altos de vez en cuando, se obtuvieron para esta formación. También abordamos la exactitud de estas cifras utilizando conjuntos independientes de los registros de entrada. Los resultados indican que los registros están influenciados por factores como la invasión además de la anisotropía.

Nuestro enfoque proporciona un algoritmo informático rápido y eficiente. La salida se calcula en las profundidades de los registros de entrada; por lo tanto, la anisotropía resultante se convierte en una propiedad de la formación dependiente de la profundidad.

IntroducciónAnisotropía eléctrica ha ganado considerable atención en los últimos años. Si está presente en la formación, desatención de esta propiedad al interpretar los registros de resistividad pueden dar lugar a estimaciones erróneas de saturación, y por lo tanto pueden tener grandes consecuencias en las estrategias de desarrollo y de producción y la economía global.

Anisotropía eléctrica denota que la resistividad muestra la dependencia direccional. En las formaciones sedimentarias, se supone comúnmente que la anisotropía es causada por el proceso de deposición, que produce diferente a pequeña escala (escala de grano y tamaño de poro) propiedades estructurales en la dirección vertical y horizontal. La anisotropía puede producirse también en "escala litología", es decir, como resultado de capas delgadas (en comparación con la extensión del campo eléctrico) que tiene propiedades isotrópicas individuales. Dado que el efecto está determinado por la estructura de los sedimentos, se puede esperar una formación para mostrar anisotropía en varias propiedades simultáneamente, como eléctrico, acústico y de resistencia de flujo de fluido (permeabilidad) propiedades.

Una manera común de describir la anisotropía es distinguir entre la dirección vertical y las direcciones en el plano horizontal. En este artículo, vamos a denotar las resistividades en estas direcciones por RV y HR, respectivamente. Sin embargo, los términos "vertical" y "horizontal" se refieren al proceso de deposición original, y puede que ya no corresponden a la orientación real de la formación, debido a las pequeñas o actividad geológica a gran escala. Para mojar camas, es una práctica común para asumir una resistividad (RH) en el plano de estratificación, y uno (RV) en la dirección normal a la cama, a menos evidencia de trastornos de intra-cama sugiere otras orientaciones de la anisotropía.

Numerosas publicaciones han abordado la influencia de la anisotropía eléctrica en los registros de resistividad. Entre los efectos que se han estudiado son la anisotropía en inmersión y formaciones finamente laminadas, y en cruz camas formaciones. Esfuerzo se ha puesto en la modelización teórica respuesta de la herramienta y la simulación, y en correcciones de anisotropía a registros. A partir de casos de campo, se han reportado relaciones de anisotropía (RV / SR) hasta el orden de 5 -10.


En este trabajo se demuestra un método para calcular la anisotropía eléctrica directamente de los registros de pozos, en base a la teoría desarrollada por Hagiwara. El método se ha aplicado y se aplica a los datos de registro de un pozo horizontal del mar del norte.

TeoríaHagiwara ha analizado la respuesta del registro de resistividad en formaciones anisotrópicas. De acuerdo con esta referencia dos mediciones diferentes son suficientes para determinar la anisotropía de forma inequívoca, siempre y cuando se conoce la orientación de la anisotropía. Las mediciones pueden diferir con respecto a uno o más de los siguientes: a) separación de los electrodos (que es un requisito previo para la eliminación gradual y atenuación - resistividad derivada); b) la frecuencia; c) ángulo de desviación entre el eje de la herramienta y orientación anisotropía.

En nuestro trabajo, consideramos que la respuesta a la inducción LWD. Para esta clase de instrumentos, Hagiwara muestra que la tensión compleja V grabada por un par transmisor-receptor de electrodos es:

Donde i es la unidad imaginaria y L es la distancia entre electrodos. Además,

Donde α2 = RH / RV es la relación entre la anisotropía de resistividad horizontal y vertical RH y RV, y θ es la desviación de la dirección de la herramienta de la dirección de RV. Note la interpretación de los términos "verticales" y "horizontales", como se comenta en la introducción.

El número de onda k se define por:

Donde ω es la frecuencia angular de medición, μ la permeabilidad magnética, y εH la constante dieléctrica horizontal. En este estudio, hemos utilizado el espacio libre permeabilidad magnética μ = μ0 = 4π⋅10^ (-7) N / A, y aproximamos εH de la resistividad conectado a través de una relación empírica. Tantas estas aproximaciones se considera que tienen una influencia insignificante sobre los resultados.

Cálculo de la anisotropía de la respuesta de la herramienta. Suponiendo que la formación es anisotrópico con RV≠RH, estas dos resistividades se pueden calcular a partir de los registros de amplitud y de resistividad LWD fase, como se ilustra esquemáticamente en la Figura 1. Seguimos el enfoque se muestra en esta figura. Los detalles que aclaran cómo se obtiene y aplica el algoritmo, se describen a continuación. Los pasos principales son:


A. La tensión compleja dada por las ecuaciones. (1) - (3) que está escrito en la forma V = Ψ⋅ei⋅φ, donde Ψ es la amplitud y φ es la fase. Dos mediciones tomadas en diferentes condiciones (frecuencia, separación de los electrodos, etc.) por lo tanto producir V1 = Ψ1⋅ei⋅φ1 y V2 = Ψ2⋅ei⋅φ2.

B. Expresiones de análisis para la amplitud relación AR = Ψ1 / Ψ2 y diferencia de fase Δφ = φ2-φ1 entonces se derivan. Estas expresiones muestran la dependencia funcional en las resistividades buscados: AR = fΨ (RH, RV) y Δφ = fφ (RH, RV).

C. Al resolver fΨ y fφ para RH y RV, obtenemos HR = g1 (AR, Δφ) y RV = g2 (AR, Δφ). (Este paso fue difícil llevar a cabo analíticamente, como se describe a continuación).

D. Por último, la expresión G1 y G2 resultante se evalúan numéricamente mediante registro deriva ARLOG y Δφlog como entrada.

El hecho de que la relación de amplitud y diferencia de fase son centrales en el procesamiento de las mediciones del registro de inducción es el principal incentivo para considerar estas cantidades en la etapa B (véase la figura 1).

En nuestro estudio, el registro de deriva ARLOG y Δφlog necesaria en la etapa D se calculan a partir de un par de registros de resistividad, RA (resistividad amplitud) y RP (resistividad fase). Por lo tanto, la diferencia básica entre las mediciones que es fundamental para la teoría de Hagiwara es entre la amplitud y la resistividad de fase, correspondiente a dos separaciones diferentes de electrodos. Además, vamos a llevar a cabo los cálculos para dos conjuntos de datos separadas, tomadas en diferentes frecuencias. Esto le da a las evaluaciones independientes de la anisotropía, que permite un control mutuo de la calidad de las estimaciones.

Las relaciones entre ARLOG y Δφlog y AC y CC se muestran en la Figura 2. Se calcularon las curvas utilizando parámetros válidos para el funcionamiento del instrumento y la tala considerado más tarde. Nuestras curvas se aproximan mucho a las relaciones calibradas utilizadas por la empresa maderera.

La inversión de las fórmulas necesarias en la etapa C era poco práctico para llevar a cabo analíticamente. En lugar de ello, hemos creado las tablas de búsqueda mediante el cálculo de AR y Δφ para un rango de humedad relativa y los valores de RV. La interpolación en estas tablas así dió RH y RV como funciones de ARLOG y Δφlog, o, eventualmente, como funciones de AC y CC. Estas funciones se pueden visualizar gráficamente como se muestra en la Figura 3. Esta figura es esencialmente el mismo que el nomograma de Hagiwara.

Las relaciones que se muestran en la Figura 3 se calculan con parámetros que describen los instrumentos, pozo, y las condiciones de registro de nuestros datos. En particular, los diagramas se derivan para un pozo horizontal (inclinación 90 °), que es una buena aproximación para nuestros datos. Debido a consideraciones de legibilidad, la figura no muestra toda la gama de parámetros de resistividad. Las tablas de consulta utilizados en el análisis real fueron creados para RH ≤ 200 Ωm y RV / RH ≤ 20, resultando en vigencia para la entrada de registros de AC y CC hasta 300 Ωm.


Observe que ciertas combinaciones de 2 MHz RA y los valores de RP pueden dar resultados ambiguos, que se manifiesta como dos regiones de soluciones en las tablas de consulta. Esto puede ser un punto de gran preocupación con respecto a la aplicabilidad general del método. Al diseñar el código de computadora, tomamos precauciones para asegurarse de que no se encontró la solución más plausible (factor de anisotropía más bajo), y la inspección visual de los cambios bruscos inexplicables en los resultados nos permite confiar en que se evitó la ambigüedad.

Observe también que los diagramas son relativamente estrechos, aunque en una escala logarítmica. Esto implica que la anisotropía calculada y RH y los valores de RV son relativamente sensibles a las fluctuaciones en las lecturas de registro de entrada, si dichas fluctuaciones son debidas a las variaciones de resistividad real o debido al ruido de medición.

El algoritmo descrito aquí calcula anisotropía y formación resistividades directamente de resistividades de registro. Esto significa que no hay iteraciones son necesarias, en contraste con muchos métodos de modelización de avance.

Datos del materialUn conjunto de registros y otros datos petrofísicas de un pozo del Mar del Norte con el apoyo de una compañía petrolera. El pozo fue perforado con lodo a base de aceite, y la sección considerada aquí es casi horizontal.

A lo largo de este estudio, supondremos que la anisotropía es paralelo / perpendicular a la dirección vertical verdadera en la formación; por lo tanto, el ángulo relativo θ entre RV y el eje del instrumento corresponde a la inclinación del pozo.

La figura 4 muestra los datos de registro esenciales disponibles en la sección de bien de interés. Rayos Gamma, el potencial espontáneo, la densidad, y los registros de neutrones indican un cuerpo de arena homogénea en todo el intervalo. El registro calibrador muestra un pozo sin problemas, posiblemente con un poco de torta de barro. Sin datos básicos estaba disponible en esta sección así; Sin embargo, las muestras de núcleos de la misma formación en un pozo cercano espectáculo permeabilidad anisotropía (Figura 5).

La figura 4 muestra en amplitud y fase-derivado registros de resistividad (LWD) a 400 kHz y 2 MHz en Traza 3, junto con registros de inducción profundas y medianas (alámbricas) en Traza 4. Estos registros en combinación con los datos de la encuesta de dirección (Traza 5 ) indican que el bien inicialmente se encuentra en la zona de agua. El pozo se dirige luego hacia arriba, y sobre 8 metros de profundidad vertical se obtiene durante el intervalo de 3750-3900m MD. A eso de 3840m el bien entra en la zona de hidrocarburos. A partir de 3900 m en el pozo se perfora horizontalmente (inclinación dentro de 89 ° -91 °), y desde 3970m MD se estabiliza alrededor de 3 m por encima del contacto agua / petróleo observado antes. El aumento de la resistividad a 4010-4060m MD más probablemente refleja las condiciones de saturación en el depósito, ya que no hay cambios en la litología se pueden deducir de los otros registros disponibles.

Los registros de resistividad de fase LWD y los registros de inducción de telefonía fija son casi idénticos sobre la sección de interés, mientras que las resistividades de amplitud difieren de este


nivel y el uno del otro. Esto puede ser debido a la invasión de filtrado de lodo, como se discute más adelante.

Resultados y discusiónLa teoría fue implementada en Matlab en un ordenador personal. Primero aplicamos la teoría a la 2 MHz registros de resistividad RAEH y RPEH. Resultando estimaciones para RH, RV y la relación de anisotropía ρ = RV / HR = 1 / α2 se muestran en la Figura 6. Debido a la limitada resolución al interpolar en las tablas de búsqueda, los resultados se limitan a niveles discretos, y esto puede ser visto en algunas de las curvas. Otra característica del programa de ordenador es truncado automático de la relación de anisotropía calculado para valores mayores que o iguales a 1.

Para comprobar si los resultados son razonables, se utilizó el otro conjunto de registros (400 kHz; REALES y carrete) en un cálculo independiente. Estos resultados se muestran en la Figura 7. Nos damos cuenta de que los registros de alta frecuencia predicen ρ del orden de 2-3 sobre la mayor parte del intervalo. Esto contrasta los valores ρ obtenidos a partir de los registros de baja frecuencia: típicamente 3-5, e incluso superior en el extremo inferior de la sección. Los valores de este orden de magnitud se han reportado en otros estudios, y por lo tanto no son realistas. Sin embargo, la relativamente gran discrepancia indica que otros efectos que anisotropía ha influido sobre las mediciones.

Factores que afectan a los registros. La teoría incluye la frecuencia de operación como un parámetro independiente. Por lo tanto, cabe esperar efectos dependientes de la frecuencia a ser manejados adecuadamente y compensadas, y por lo tanto las mediciones de 400 kHz y 2 MHz deben producir idealmente los mismos valores de anisotropía. Una comparación de las Figuras 6 y 7 muestra que este no es el caso.

La discrepancia se remonta a las diferencias en los registros de entrada. De la Figura 4 se observa que RPEH y RPEL son aproximadamente iguales, mientras que RAEH y RAEL difieren entre sí, y desde las resistividades de fase. La pregunta es ahora: ¿Qué causa la diferencia de resistividades de amplitud?

Los registros de 400 kHz y 2 MHz se midieron esencialmente con la misma separación entre electrodos. Por consiguiente, la diferencia más pronunciada es la frecuencia de operación, que inevitablemente influye en el volumen investigado, caracterizado por el radio de investigación (ROI). En escenarios reales, retorno de la inversión sólo puede estimarse aproximadamente. Como regla general, la penetración más profunda en la formación se obtiene a bajas frecuencias, y las mediciones de resistividad fase implican un volumen más cerca del pozo de sondeo que hace resistividad amplitud. Números ROI típicos se dan en la Tabla 1. Los números se derivan de la respuesta de la herramienta de modelado en una formación invadido con Rt = 10 Ωm (zona virgen) y Rxo = 1 Ωm (zona invadida) calculado por la compañía maderera. En nuestra situación con lodo a base de aceite de Rxo debería ser considerablemente mayor, y en la Tabla 1 debe ser tomado como únicos números indicativos. Sin embargo, la gran variación en el ROI se puede esperar también para nuestros registros.

Las discrepancias pueden por lo tanto ser debido a los registros que se miden en diferentes regiones espaciales con diferentes resistividades. Uno de tales contraste de resistividad se produce en el contacto de aceite / agua. Sin embargo, la distancia relativamente grande al contacto


(alrededor de 3 m) hace que sea poco probable que el agua deba influir significativamente en los registros.

Otro posible contraste de resistividad puede surgir debido a la invasión. Observamos varios factores que pueden suponer la invasión considerable:

• La permeabilidad de esta arena depósito es generalmente alta, según lo indicado por las muestras de núcleos en un pozo cercano (Figura 5).

• La asunción de alta permeabilidad también en el bien considerado aquí es apoyado por lo general altas porosidades (hasta 30%), como se predijo desde el registro de densidad.

• La baja saturación de agua cerca del contacto de hidrocarburos / agua indica buenas propiedades de drenaje.

• Construcción de torta de barro en algunos intervalos.

• Las lecturas de registro de telefonía fija en la pata de agua (3700-3740m y 3790-3830m) supera lecturas LWD, lo que indica una zona invadida (lodo a base de aceite) desarrollar con el tiempo.

Por lo tanto, es razonable creer que el filtrado de lodo ha comenzado la invasión de la formación poco después de la perforación. La zona invadida (alta resistividad) tiene mayor influencia en los registros de la resistencia de fase, que dicen más cerca de la boca del pozo, y menos en el registro de resistividad atenuación de baja frecuencia, que dice más lejos. El registro de la atenuación de alta frecuencia se encuentra entre estos dos extremos, tanto en el ROI y en el nivel de resistencia.Por el momento los registros por cable se ejecutan, la zona invadida se ha expandido, y los registros de inducción medir principalmente en esta zona (resistividad comparable a resistividad fase LWD).

Debido a la anisotropía de la permeabilidad, la zona invadida no necesita tener simetría cilíndrica. Aunque posiblemente corrompida por efectos de la invasión, los números de anisotropía calculados anteriormente todavía pueden reflejar una verdadera propiedad de la formación. Sin embargo, la contribución de cada factor es difícil de determinar, en nuestro caso, debido a la falta de datos cuantitativos sobre Rxo, profundidad de invasión y perfil, y parámetros similares.

También es difícil juzgar cuál de las Figuras 6 y 7 más cercano que describe la situación real del depósito. Los registros kHz 400 leen más lejos del pozo y por lo tanto deben ser los menos afectados por la invasión. Por otra parte, suponiendo que las proporciones entre los diversos ROI en la Tabla 1 de retención también para nuestra situación, los volúmenes investigados son más iguales para la atenuación y fase registros de 2 MHz que para los registros de 400 kHz.

Dado que los otros registros disponibles no muestran cambios significativos en la litología en sobre 4020m, esperaríamos que ρ a ser bastante constante durante el intervalo. Esto indica que la estimación de los registros de 2MHz puede ser el más realista.

El material de los datos disponibles ofrece otras formas de estimar la anisotropía. Teniendo en cuenta la frecuencia como la variable fundamental, ρ podrían calcularse a partir de la RPEH resistividades de fase y RPEL, o alternativamente (como una estimación independiente), a partir de


las resistividades de amplitud RAEH y RAEL. Esto se requiera la modificación de partes del código de computadora. No hemos hecho esto, ya que una discrepancia similar en resultados se puede esperar, procedente de la separación discutida previamente entre RAEH, RAEL, y las resistividades de fase.

ConclusionesHemos combinado una descripción teórica existente de la respuesta del registro de inducción con mediciones de registro, y hemos implementado el algoritmo en un ordenador personal. A continuación, el programa de ordenador se utilizó para estimar la anisotropía de resistividad en una sección de pozo horizontal, sobre la base de los registros de amplitud y fase de resistividad LWD. Mediante el uso de registros en dos frecuencias diferentes (2 MHz y 400 kHz), se obtienen dos estimaciones independientes, y esto nos permite abordar también la exactitud de los resultados.

Las proporciones de anisotropía predichos van de 2-3 a 5 y los valores más altos de vez en cuando, y por tanto son razonablemente de acuerdo con los casos reportados en la literatura. Sin embargo, debido a la ambigüedad entre los distintos registros, encontramos una ambigüedad correspondiente en la anisotropía interpretado. Esto indica que otros efectos están presentes y contribuye además al efecto de anisotropía. Lo más probable, las mediciones son influenciados en diversos grados por la invasión de filtrado de lodo. No somos capaces de distinguir sin ambigüedad entre estos factores; Sin embargo, creemos que con los parámetros de entrada adicionales disponibles, el algoritmo podría ampliarse para hacer frente a estos efectos simultáneamente.

Así, hemos demostrado la aplicabilidad práctica de un método para estimar la anisotropía de resistividad directamente de registros. El método es válido para una amplia gama de parámetros de pozo y de formación. Las siguientes características del método son consideradas como particularmente ventajosas desde el punto de vista práctico de análisis de registros:

• El software es relativamente simple y requiere un mínimo de potencia de los ordenadores y la memoria.• No se necesitan iteraciones, y esto hace que el algoritmo rápido y eficiente.• La salida se calcula con la resolución escala logarítmica, obteniéndose anisotropía como una propiedad de formación de profundidad variable.

AgradecimientosDamos las gracias a Jan Kristiansen I. de Norsk Hydro, Bergen, Noruega, para proporcionar el material de datos, y útil para los debates. También agradecemos a Tron B. Helgesen de Baker Hughes Inteq, Stavanger, Noruega, para obtener información sobre los procedimientos de construcción y medición de herramientas de inducción. Este trabajo se llevó a cabo en SINTEF Petroleum Research como parte del Programa del Instituto Estratégico "Formación de Evaluación", que es financiado por el Consejo de Investigación de Noruega.

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Fig. 1 - Algoritmo (línea discontinua) para determinar resistividades anisotropía de SR y RV partir de amplitud y de fase registros de resistividad AC y CC, mediante la combinación de pasos de

procesamiento de registros (arriba) con la descripción respuesta teórica (abajo).

Fig. 2a - Funciones teóricas de transformación de resistividad conectado a la amplitud y la fase de relación diferencia, para la herramienta de inducción LWD. Relaciones válidas para 2 MHz.


Fig. 2b – Funciones teóricas de transformación de resistividad conectado a la amplitud y la fase de relación diferencia, para la herramienta de inducción LWD. Relaciones válidas para 400 kHz.

Fig. 3a - Presentación gráfica de tablas de consulta (Nomogramas) usados en el código de computadora para calcular resistividades de formación de los troncos, para la herramienta de

inducción LWD en un pozo horizontal. Relaciones válidas para 2 MHz.


Fig. 3b - Presentación gráfica de tablas de consulta (Nomogramas) usados en el código de computadora para calcular resistividades de formación de los troncos, para la herramienta de

inducción LWD en un pozo horizontal. Relaciones válidas para 400 kHz.

Fig. 4 - Registros petrofísicos y los datos de la encuesta de dirección de la sección así considerados en este estudio. Traza 1: Calibre, tamaño Bit, rayos gamma, potencial espontáneo. Traza 2:

Neutrón porosidad, densidad aparente. Traza 3: alta y baja frecuencia LWD amplitud resistividad; resistividad fase correspondiente. Traza 4: Wireline profundo y medio resistividad de inducción.

Traza 5: La saturación de agua, Desviación (inclinación) de verdadera profundidad vertical, vertical.


Fig.5 - Anisotropía de permeabilidad en la zona de depósito en cuenta en este estudio (datos básicos de un pozo cercano).

Fig. 6 – Resistividad de formación horizontal y vertical y la relación entre ellos (factor de anisotropía ρ), derivado de la fase MHz LWD 2 y los registros de amplitud.


Fig. 7 - Resistividades de formación verticales y horizontales, y la relación entre ellos (factor de anisotropía ρ), derivado de la fase kHz LWD 400 y los registros de amplitud.

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