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Caso de Estudio: El Servicio de Espectroscopía Litho Scanner y la Herramienta de Perfilaje de RMN CMR-Plus Permiten Diferenciar el Kerógeno de los Hidrocarburos Líquidos

Una evaluación petrofísica robusta resuelve la mineralogía, el volumen de kerógeno y el petróleo liviano producible en un yacimiento de petróleo de la lutita Eagle Ford

Challenge: Determinar con exactitud la proporción de hidrocarburos líquidos móviles para optimizar y racionalizar las decisiones relacionadas con las operaciones de terminación de pozos en un yacimiento de la lutita Eagle Ford.

Solution: Diferenciar el kerógeno de los hidrocarburos mediante la comparación de la porosidad total insensible al kerógeno (TMCR), derivada de la herramienta combinable de resonancia magnética CMR-Plus, con la porosidad total sensible al kerógeno y los fluidos derivada de la densidad volumétrica (PHID) y computada utilizando la densidad de grano de la matriz corregida, proporcionada por el servicio de espectroscopía de alta definición Litho Scanner.

Result: Se evaluó la calidad del yacimiento de modo seguro mediante la substracción del contenido de carbono del kerógeno, derivado de la comparación entre PHID y TCMR, del carbono orgánico total (TOC) determinado por el servicio Litho Scanner para identificar los hidrocarburos móviles y optimizar el diseño de las terminaciones.

Mineralogía y contenido orgánico no diferenciados

Un operador deseaba comprender mejor la mineralogía y el contenido orgánico de un yacimiento de petróleo de la lutita Eagle Ford para mejorar las decisiones relacionadas con las operaciones de terminación de pozos. El principal interés era la diferenciación del contenido orgánico total en kerógeno y petróleo liviano producible.

Conocimiento a través de mediciones de RMN y espectroscopía cuantificada

El servicio de espectroscopía de alta definición Litho Scanner mide con precisión un amplio conjunto de concentraciones elementales clave, incluido el carbono, para cuantificar con exactitud la mineralogía y determinar en forma directa el TOC independientemente del ambiente del pozo y de la resistividad del yacimiento. El TOC local se computa mediante la substracción del volumen de carbono inorgánico (IC) asociado con los minerales carbonatados de la medición inelástica total del carbono. El TOC derivado del servicio Litho Scanner es el carbono aportado por toda la materia orgánica presente en la formación: kerógeno, petróleo, bitumen, filtrado, gas, carbón, etc.

Para diferenciar visualmente el contenido de kerógeno presente en el TOC, la porosidad total calculada utilizando la densidad volumétrica (PHID), que fue corregida con la densidad de la matriz obtenida a partir de la medición de las fracciones en peso de los elementos determinadas por el servicio Litho Scanner, se compara con la porosidad total (TMCR) determinada con la herramienta de resonancia magnética CMR-Plus. La herramienta CMR-Plus utiliza la técnica de adquisición de 50 pulsos, que recolecta más datos mediante la aplicación de prepolarización. La porosidad medida con la herramienta CMR Plus responde a los fluidos pero no es sensible al kerógeno. El déficit de porosidad resultante de la comparación identifica la proporción de kerógeno del TOC; por consiguiente, el TOC remanente local se asocia con el contenido de hidrocarburos líquidos.

Determinación petrofísica de la calidad del yacimiento

Mediante la determinación visual del contenido de kerógeno y del petróleo producible, obtenida con el servicio Litho Scanner, y la adquisición de registros de resonancia magnética CMR-Plus del yacimiento de la lutita Eagle Ford, el operador pudo evaluar con precisión la calidad del yacimiento.


Download: El Servicio de Espectroscopía Litho Scanner y la Herramienta de Perfilaje de RMN CMR-Plus Permiten Diferenciar el Kerógeno de los Hidrocarburos Líquidos (0.28 MB PDF)

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