Capítulo 6

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EVALUACION Y MONITOREO DE POZOS EXISTENTES
5.850 pies) existe un muy buen nivel de concordancia.
En la Zona A—con gas, a 5.775
pies de profundidad—también coinciden, lo
cual indica que el gas no se ha desplazado
desde que se perforó el pozo. Por otra parte,
conviene no tener en cuenta el petróleo
movible, mostrado en la Pista 3, ya que en
una zona con gas, la relación C/O es sólo una
medición cualitativa del nivel de saturación.
En la Zona B, a 5.870 pies, se encontró
petróleo con una delgada capa de gas cuando
se perforó el pozo, como se observa en la
Pista 4. La Zona C, a 5.880 pies, también
contenía gas. A pesar de ello—según las
mediciones de C/O—actualmente ambas
están llenas de agua (Pista 3). Al contrario de
lo que ocurre en la zona A, el TPHI muestra
que no existe ningún efecto de gas sobre
ninguna de estas zonas, con lo cual queda
confirmado que las zonas han sido lavadas.
Al momento de la perforación, se encontró
gas a los 5.900 pies (Zona D). Sin
embargo, el TPHI no muestra ningún efecto
de gas, y la relación C/O indica presencia de
petróleo. Esto constituye un ejemplo interesante
del movimiento de los fluidos dentro
del yacimiento.
La Zona E, a 6.375 pies, no presenta ningún
cambio en el contenido de fluidos entre
los registros a hueco abierto y el perfil RST.
Ambas porosidades, NPHI y TPHI, coinciden
casi exactamente; lo mismo ocurre en la zona
de agua más profunda, excepto frente a los
intervalos con mayor presencia de lutitas, en
los que las lecturas del NPHI son más elevadas.
En general, este ejemplo confirma que la
porosidad RST proporciona buenos resultados
a través de dos tuberías en un hoyo de 12 1 ⁄4
pulgadas, con arenas de 25 u.p., y con tubería
excéntrica. También muestra las ventajas que
se obtienen al monitorear los pozos viejos. La
comparación de la porosidad y la saturación
RST con los resultados originales, obtenidos a
hueco abierto, no sólo refleja el estado actual
del yacimiento, sino que también aporta
algunos datos interesantes sobre el movimiento
de los fluidos en el mismo.
Mediciones acústicas
a través del revestidor
Durante muchos años se han utilizado
los primeros arribos para determinar el tiempo
de tránsito de la onda compresional a
través del revestidor. El éxito depende de que
la cementación sea de buena calidad, para
permitir la generación y la transmisión de
señales suficientemente fuertes, provenientes
de la formación. Asimismo, a menos que
exista una adherencia del cemento casi perfecta,
el tiempo de tránsito de la formación y
del revestidor deben ser muy diferentes.
Para superar estas limitaciones conviene
registrar y procesar toda la forma de onda y
para mejorar los resultados, se recomiendan
dos técnicas especiales combinadas. En
primer lugar, los datos deben obtenerse a una
frecuencia tal del transmisor que sea inferior a
la utilizada para la medición a hueco abierto.
En segundo lugar, conviene incluir en el
proceso una técnica de separación de ondas
para remover la señal del revestimiento.
La amplitud de la señal compresional
aumenta con la frecuencia, debido a los efectos
de la resonancia del hoyo. Sin embargo,
en los hoyos revestidos se provocan otros
modos más de propagación por el revestidor,
a altas frecuencias, en especial cuando la
adhesión del cemento es pobre. Por lo tanto,
se debe disminuir la frecuencia, pero sin reducir
la amplitud de la señal compresional por
debajo de los límites medibles. Este límite
depende del tiempo de tránsito de la
formación, dado que la amplitud compresional
también aumenta con el tiempo de
tránsito de la formación debido a la existencia
de un contraste menor—un mejor acople —
entre la pared del hoyo y la formación. La
frecuencia de transmisión recomendada es de
7,5 kHz en una formación dura, que se reduce
a 5 kHz en el caso de formaciones medianas
y blandas y a 3 kHz en formaciones muy
blandas (Dtc > 130 mseg/pie). El resto de los
parámetros; tales como el rango del filtro, el
intervalo y la longitud del muestreo, se deberán
determinar para cada caso en particular.