Evaluación de formaciones en pozos horizontales. El rol fundamental de la anisotropía (Parte II)
La anisotropía y sus implicaciones
En la industria, el término anisotropía es usado para describir el carácter de formaciones cuyas propiedades físicas son significativamente diferentes en dos o tres direcciones ortogonales. Muchos estudios asumen que hay isotropía en el plano “horizontal” (paralelo a la estratificación) pero no en plano “vertical” (perpendicular a la estratificación). La anisotropía se refiere a un parámetro dado. Los grados de anisotropía pueden ser diferentes para diversos parámetros que describen la misma roca. Es bastante factible para una formación ser isotrópica para un parámetro direccionalmente dependiente y anisotrópica en términos de otro. El entendimiento de la anisotropía es un prerrequisito para la evaluación de formaciones en pozos horizontales: en este último contexto, la palabra “horizontal” se refiere a la trayectoria del pozo y no respecto a la estratificación.
Después de discusiones hechas en cuanto a una consistencia de terminologías aplicables tanto en pozos verticales como en horizontales, se recomienda descontinuar el uso de las expresiones “transversalmente isotrópico” e “isotropía transversa” de la terminología petrofísica y ser reemplazados por términos menos confusos como verticalmente anisotrópico y horizontalmente isotrópico debido a que las formaciones muestran anisotropía vertical e isotropía horizontal, donde las palabras horizontal y vertical se refieren a la estratificación, y tal descripción tiene la ventaja de ser independiente de la trayectoria del pozo.
Representación matemática
El coeficiente de anisotropía λ es definido de la siguiente manera:
Λ = (Rv/Rh)0.5 (1)
Donde Rv es la resistividad en la dirección vertical, Rh es la resistividad en el plano horizontal, y las dos componentes principales de la resistividad en el plano horizontal, Rh1 y Rh2 se asumen iguales. En los casos donde esa suposición no sea satisfecha, se tiene:
Rh = (Rh1Rh2)0.5 (2)
Las ecuaciones de la forma (1) y (2) han sido extendidas a otros parámetros tales como permeabilidad, y ellas pueden ser aplicadas a cualquier escala.
Escalas de ocurrencia
La anisotropía puede variar con la escala a la cual es considerada. Para propósitos petrofísicos, la siguiente clasificación provee una útil referencia:
Micro-anisotropía: poros/intergranular (10^-6 – 10^-3 m)
Meso-anisotropía: laminaciones/capas delgadas (10^-3 – 10^-1 m)
Macro-anisotropía: estratificaciones (10^-1 – 10^1 m)
Meso-anisotropía: laminaciones/capas delgadas (10^-3 – 10^-1 m)
Macro-anisotropía: estratificaciones (10^-1 – 10^1 m)
El coeficiente de anisotropía incrementa proporcional a la escala de la misma.
Escalas de medición
La anisotropía únicamente puede ser reportada a la escala a la cual es medida:
Micro-escala (λmicro): medido a través de análisis de conexiones de núcleos.
Meso-escala (λmeso): análisis de núcleos enteros, registros de alta resolución.
Macro-escala (λmacro): registros convencionales.
Meso-escala (λmeso): análisis de núcleos enteros, registros de alta resolución.
Macro-escala (λmacro): registros convencionales.
Siempre y cuando las mediciones estén en su correspondiente escala, la anisotropía total puede aproximarse teóricamente de la siguiente manera:
ΛT = λmicro x λmeso x λmacro (3)
Donde λT es un coeficiente de anisotropía total. La ecuación (3) ha sido derivada de sistemas de capas horizontales superpuestas y anisotrópicas. En el caso de que las capas tengan diferentes coeficientes de micro-anisotropía y grupos de capas diferentes coeficientes de meso-anisotropía, la ecuación (3) sólo puede ser usada como una aproximación.
