10 MÉTODOS MÉTODOS DE INTERPRETA INTERPRETACIÓN CIÓN DE PERFILES PERFILES 10.1
INTRODUCCIÓN
Al término de la perforación de un pozo surge una pregunta fundamental que tiene que ver con la decisión de completarlo o abandonarlo. Esta decisión crucial se debe tomar sin demora, teniendo en cuenta toda la información geológica y petrofísica disponible, desde la información litológica de ripios y muestras de corazón, propiedades del lodo, perfiles de pozo abierto, pruebas DS, DS, !asta datos de producción de pozos vecinos. En este capitulo se incluyen tres tipos de métodos de interpretación de perfiles que se utilizan para fundamentar la decisión de completar o abandonar un pozo" métodos r#pidos, métodos convencionales y métodos de interrelación.
10.2 10 .2
MÉTO MÉTODO DOS S RÁPID RÁPIDOS OS DE INTE INTERP RPRE RET TACIÓN. CIÓN.
El ob$e ob$eti tivo vo de los los méto método dos s r#pi r#pido dos s de inte interp rpre reta taci ción ón de perf perfil iles es es iden identi tifi fica car r tempran tempraname amente nte,, median mediante te procedi procedimie miento ntos s y c#lcul c#lculos os sencill sencillos, os, posibles posibles zonas zonas con !idrocarburo !idrocarburo que ameriten ameriten ser investigadas investigadas en detalle. A continuación continuación se e%plican e%plican cuatro de estos métodos"
10.2.1 Método del per!l R "o #Rt Este método r#pido consiste en reconocer la presencia de !idrocarburo en las zonas porosas permeables limpias, comparando los perfiles & %o'&t y S(, los cuales se grafican en la pista ). A efecto de entender el propósito de esta comparación, conviene recordar que la amplitud de la defle%ión de la curva del S(, frente a zonas acuíferas, se calcula con
2a ecuación )*.1 se puede usar para calcular el valor del S( en frente de zonas acuíferas si e%iste !idrocarburo en alguna de las zonas supuestamente acuíferas, la resistividad de la zona virgen, & t, resultar# mayor que &o y esto !ace que el S( calculado con el perfil &%o'&t sea menor que el S( del potencial espont#neo. Entonces el perfil & %o'&t, calculado con la ecuación )*.1, se interpreta de manera muy sencilla" 3en zonas acuíferas los perfiles & %o'&t y S( se superponen y en zonas con !idrocarburo el perfil &%o'&t se separa del perfil del S(4. En la figura )*.) se puede deducir que la zona ) contiene !idrocarburo, a diferencia de las zonas /, 0 y 1 que son acuíferas.
L!$!t%&!o'e( del per!l R"o #Rt) Este perfil no siempre reconoce la presencia de !idrocarburo, por tanto se debe ser muy prudente al usarlo. 2as razones por las cuales no siempre reconoce la presencia de !idrocarburo son las siguientes" efecto de la presencia de !idrocarburo • Atenuación de la defle%ión del S( por efecto efecto o de la presencia de s!ale • Atenuación de la defle%ión del S( por efect En el e$emplo anterior, a $uzgar por el patrón de respuesta de los perfiles de resistividad profunda, 52d, y resistividad mediana, 52m, la zona /, al igual que la zona ), también contiene !idrocarburo, que el método & %o'&t no reconoció, porque la curva del S( !a sido atenuada probablemente por la presencia de s!ale y'o de !idrocarburo. Esta incertidumbre disminuye cuando se dispone de un perfil de rayos gamma, el cual permite aclarar si la atenuación del S( obedece a presencia de s!ale o de !idrocarburo. Este método ofrece e%celentes resultados en areniscas limpias, perforadas con lodos dulces que generen buen contraste contraste entre las resistividades resistividades & & , pero no traba$a bien
/*
1/**
+
LL*
IL d IL $
R "o R t
S P
, 11**
10.2.2 Método del per!l Ro Este método es muy eficaz para reconocer la presencia de !idrocarburo en los reservorios y consi consist ste e en comp compara ararr el perfi perfill &t, leíd leído o fren frente te a zona zonas s de inte interés rés supue supuest stam ament ente e petrolíferas, con el perfil & o, leído frente a una zona acuífera. (ara aplicar este método se requiere requiere conocer el valor de &- y adem#s disponer disponer de un perfil de resistividad resistividad profunda profunda y de un perfil de porosidad, como por e$emplo los perfiles obtenidos con alguna de las siguientes combinaciones de !erramientas" 5ES
-e't%% -e't%% del per!l R o =na venta$a de este método sobre el método anterior, radica en el !ec!o que con este método se puede calcular la saturación de agua. 2as zonas de interés se reconocen f#cilmente con base en la separación" 3a mayor separación entre los perfiles & o y &t, mayor saturación de !idrocarburo4. Antes de calcular la saturación de agua con la formula de Arc!ie conviene recordar que" &
* ./
)
) *
) >
& o
6 S (
& % o & t
9
1?>*
B 2 1???
52 d
& o 1:)?
52 m 1:>*
2 2 ;
& o
) * *
) * * *
interés, que se reconoce por una disminución brusca en el valor de la curva de resistividad profunda, &t, por deba$o del contacto agua
= ) [log( & ) − log( & ) ]
log( S - )
o
/
Ec )*.;
t
2a separación se mide !aciendo coincidir la curva & t con el valor ) 6S-@)**+9 de la escala de saturación de agua y leyendo el valor de S -a @ ))+ en el sitio en que la curva & o corta la reglilla logarítmica. El e%ponente )'/ significa que la longitud de una década de la escala logarítmica de S- es igual en longitud a dos décadas de la escala logarítmica del registro. /2
S * .* )
- a
1
10
100
@ ) ) +
1000
Gndice * .)
) .*
E ( F E F E * .>
S P R
F
•
El camión de registro calcula y grafica autom#ticamente la curva & o a partir de un perfil de porosidad, asumiendo un valor constante para & -. 2os coeficientes a y m, se seleccionan de conformidad con la litología de las rocas reservorios que !ay en el pozo F =
a
∴
φ m
Ro
= F R
W
Ec. )*.8
• Algunos perfiles de densidad, adem#s de la curva de densidad total, I b, muestran un perfil del factor de formación, , a partir del cual se obtiene el perfil & o. •
El ingeniero de pozo calcula cada J pie y después grafica el perfil & o sobre la misma pista de la resistividad profunda.
10.2., Método del per!l R% De los métodos r#pidos de an#lisis, el método de la resistividad aparente del agua de formación, &-a, es el m#s utilizado en la industria y es aplicable a cualquier litología" consolidada, no consolidada, sobrepresionada, de composición cl#stica o calc#rea, limpia o con s!ale 6Dresser Atlas, )8;/9. Este método permite distinguir las zonas acuíferas de las zonas potencialmente productoras y adem#s estimar su correspondiente saturación de agua, S-.
F'd%$e'to del $étodo R% Despe$ando de la ecuación de Arc!ie la resistividad del agua de formación, &-, se tiene" 2
Rw
=
S w Rt F
Ec. )*.)*
En zonas acuíferas, por definición S - @ ) y por tanto la e%presión anterior se convierte en" m R R R ( φ )
obtiene"
S w
2
=
F Rw Rt
=
Rw Rt
F
Ec. )*.)0
&eemplazando la ecuación )*.)) en la ecuación )*.)0, se llega a la e%presión" & / S- = Ec. )*.)1 &-a 2uego, Rw S w = Ec. )*.)> Rwa Cuando el perfil &-a aparece graficado $unto al perfil S(, las zonas potencialmente productoras se distinguen visualmente porque presentan altos valores en el perfil & -a y por el contrario, las zonas acuíferas se distinguen porque presentan el menor valor del perfil &-a. En el e$emplo de la figura )*.1, la zona A contiene !idrocarburo y la zona K aparentemente es acuífera. (ara estimar la saturación de agua se leyó el valor de &-a frente a cada zona" ).1 Ω.m frente a la zona A 6a ?.;;* pies9 y *,0* Ω.m en la parte superior de la zona K 6a :.*1* pies9 y se escogió el valor de & -@ *.)* Ω.m, leído a :*>* pies, como la resistividad del agua de formación. Aplicando la ecuación )*.)> se obtiene que la saturación de agua para la zona A es igual a /:+, lo cual significa que contiene !idrocarburo, y que la saturación de agua para la zona K es igual a >;+, lo que significa que posiblemente la producción de !idrocarburo no sea rentable en esta zona.
S P <
) *
R
* .* *
* ./
M
* ./
A S S P 2 /3 0 $ ? 8 * *
S P
R
L L D
/ *
L L S
/ * ) > *
) .* *
%
P S P P
R R
%
: * * *
S Ó N IC O
D e t e r m in a c i ó n d e l &
φ
- a
&
- a
6 Ω m 9
6+ 9 C a rb o n a t o s
Areniscas
0
0 &
- a
6 Ω m 9 1
>
>
?
?
: ;
:
8
8
)* )) )/ )1 )? ); /* / / / / 0
/ 1 ? ; *
01
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S 6+ 9
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S /* )>
-
@ //+
-e't%% de per!l R% 2a principal venta$a de este método consiste en el !ec!o que la ecuación )*.)> elimina el efecto de la invasión sobre la resistividad, debido a que este efecto es igual para & -a y &-.
L!$!t%&!o'e( del per!l R% En este método se asume que & - es constante para el tramo estudiado y adem#s se requiere que dentro del tramo estudiado e%ista por lo menos una zona acuífera.
10.2.+ Método de l% poro(!d%d der!5%d% de l% &o'd&t!5!d%d CDP El método de la porosidad derivada de la conductividad fue propuesto por Dresser Atlas en )8:> y es conocido por sus siglas en inglés como CD(. El método es aplicable cuando se conoce la litología y la resistividad del agua de formación, & -, y cuando adem#s se dispone de un perfil de resistividad o de conductividad y de uno o m#s perfiles de porosidad. 2a combinación de la !erramienta de inducción, con la !erramienta sónica o con la !erramienta de densidad, es muy apropiada para aplicar este método. En este método se requiere conocer el tipo de roca para tener en cuenta el efecto de la matriz sobre la !erramienta de porosidad utilizada 6sónica, densidad o neutrónica9 y para seleccionar las constantes a y m. Si se dispone de dos o m#s perfiles de porosidad, lo m#s apropiado es utilizar la porosidad resultante de su interrelación. Simult#neamente con el registro de los perfiles de resistividad y de porosidad, las unidades de registro computarizadas calculan en superficie el perfil CD( y lo grafican en la pista 0, para compararlo con el perfil de porosidad registrado.
2a interpretación del método CD( es sencilla" 3si frente a una zona de interés se cumple que CD( @ O D, significa que la zona es acuífera si la porosidad CD( P O D, significa que la zona contiene !idrocarburo4 De conformidad con este método, en el perfil de la figura )*.?, Lnicamente la zona porosa superior 6)*;?* < )*;;* pies9 contiene !idrocarburo y todas las dem#s son acuíferas.
S P 6 C A L I4 R E
R E S IS T I- ID A D 8 P O R O S ID A D
(&.
6 H i li v o l t io s 9
P O R O S I D A D D E R I- A D A D E L A C O N D U C T I- I D A D
)> <
?*
0*
*
?*
P O R O S I D A D D E D E N S ID A D 0*
*
M
RESISTI-IDAD
D IÁ M E T R O D E L P O 7 O
6 ! m s .m / ' m 9
6pulgadas9
?
)?
*
F & H A 2 D E ) ?Q
*
* *
)* )**
& E S 5S 5R 5D A D D E 5F D = C C 5 F E s p a c ia m ie n t o d e 1 * Q
)* )**
S P
C D P
& - @ * . * / >
Ω
.m
-e't%%( del $étodo CDP Adem#s de proporcionar una forma r#pida de identificar los reservorios con !idrocarburo, este método permite estimar la saturación de agua, S -, de las zonas de interés, dividiendo la porosidad deducida de la conductividad, O CD(, por la porosidad total medida, en este caso, con la !erramienta de densidad, O D. φ S w = CDP (100%) Ec. )*.): φ D Como la zona de interés del perfil de la figura )*.? muestra que la porosidad deducida de la conductividad TCD( @ >+ y que la porosidad de densidad T D @ 0/+, su saturación de agua, S-, resulta igual )>.?+, lo que significa que producir# !idrocarburo.
L!$!t%&!o'e( del $étodo CDP En este método se asume que & - es constante para el tramo estudiado. De otro lado, el método utiliza las lecturas vírgenes de & t para graficar el perfil CD(, sin aplicar corrección alguna por efecto de capa adyacente. En evaluaciones m#s detalladas que las realizadas en los métodos r#pidos, el efecto de capa adyacente se debe corregir en los siguientes casos adversos, en los cuales es significativo" cuando se trata de sondas de inducción frente a capas conductivas con espesor menor a / pies o frente a capas resistivas con espesor menor a 1 pies. Se considera capa conductiva aquella que posee menor resistividad que las capas adyacentes y en contraste, se considera capa resistiva, aquella que posee mayor resistividad que las capas adyacentes. Cuando se trata de lateroperfiles, la corrección es necesaria sólo cuando el espesor de la capa de interés es menor a / pies 6Dresser Atlas, )8;/9
s a i p m i l s e n o i c a m r o f r a u l a v e a r a p o t n e i m i d e
En la evaluación de formaciones limpias, se utilizan los siguientes métodos convencionales, es decir, aquellos en los cuales se aplica de forma directa la formula de Arc!ie"
10.,.1 Método de Ar&;!e 2a segunda ecuación de Arc!ie es la piedra angular en la evaluación de formaciones limpias, con porosidad !omogénea e intergranular y todos los métodos de evaluación que involucran variables de resistividad se derivan de esta ecuación" S w
F R = R
w
t
1
n
Ec. )*.);
2a saturación de agua de la zona lavada, S %o, se calcula mediante la siguiente ecuación" S xo
F R = R
1
xo
n
mf
Ec. )*.)8
En las dos ecuaciones anteriores, el e%ponente de saturación de agua, n, generalmente es igual a /. Aquí es necesario recordar que para reservorios limpios, el factor de formación, , est# relacionado con la porosidad mediante la primera ecuación de Arc!ie" ,
=
a
φ
m
Ec. )*./*
Donde" a @ factor de tortuosidad, el cual varia entre *.? < ).* m @ e%ponente de cementación, el cual varía entre ).0 < /.; O @ porosidad 6en fracción9 En calizas se obtienen buenos resultados tomando a @ ) y m @ / ,
=
)
Ec. )*./)
= 6S
S%o
) -
9
>
Ec. )*./1
Sustituyendo la ecuación )*./1 en la ecuación )*./0 se obtiene"
& & = & &
-
S-
/
)
6S- > 9/
t
mf %o
2uego, reordenando se obtiene"
& & = & &
%o
S-r
t
mf -
-e't%% del $étodo de l% R%<=')
> ;
Ec.)*./>
2a venta$a m#s importante del método de la razón consiste en que no se requiere conocer ni el factor de formación, , ni la porosidad, O. Adem#s, el cociente & %o'&t se obtiene leyendo &%o de un perfil de microresistividad y & t de un perfil de resistividad de investigación profunda. Cuando los efectos ambientales son muy adversos, estas lecturas deben ser corregidas primero por efecto de pozo y después por espesor de capa, previamente a la corrección por profundidad de invasión. De !ec!o, la carta tornado que se utiliza para corregir por invasión las lecturas del perfil D52, proporciona la razón & %o'&t. El otro cociente & mf '&-, se determina f#cilmente si se conoce el valor de & mf y el valor de
reservorio en particular, e%isten tres posibilidades que dan lugar a tres interpretaciones diferentes 6Asquit!, )8;/9" •
Si S- @ S -r significa que el perfil de invasión es neto, que el di#metro de invasión es correcto y que los valores adoptados para S-, &t, &%o son correctos.
•
Si S- W S-r significa que el valor de & %o'&t es muy ba$o, porque & %o es muy ba$o debido a que la invasión es muy somera o porque & t es muy alto debido a que la invasión es muy profunda. En este caso e%iste perfil de transición y se prefiere la saturación de agua del método Arc!ie S -, sobre la saturación de agua del método de la razón S-r .
•
Si S - P S -r significa que el valor de & %o'&t es muy alto porque & %o es muy alto por el efecto de capa adyacente o & t es muy ba$o porque & %o es menor que & t. Se concluye que puede e%istir perfil de invasión con #nulo o que S %o P 6S-9)'>. En este caso, la saturación de agua se corrige con la siguiente ecuación que proporciona un valor m#s representativo de SS w
corr
S = S S
w
w
wr
1
4
Ec. )*./;
Cuando S- P S -r el reservorio puede consistir de carbonatos con poros móldicos, es decir, poros no interconectados y con ba$a permeabilidad, resultantes de la disolución de fósiles.
10.,., Mo5!l!d%d del ;!dro&%r>ro 2a movilidad del !idrocarburo es un par#metro crítico a evaluar, toda vez que si el !idrocarburo no pudo ser desplazado por el filtrado de lodo, no se podr# esperar ninguna producción de !idrocarburo, aLn cuando la formación contenga alta saturación de crudo
KR7C%o6+9@ φ 6) < S%o9 Ec. )*.0) 2a diferencia entre estos dos valores corresponde a la fracción del volumen poroso ocupado por !idrocarburo móvil. 2a figura )*.; ilustra este concepto. 2a fracción del aceite original que !a sido movido se puede determinar mediante la siguiente ecuación" S − S w OOIP mov (% ) = 100 xo Ec. )*.0/ 1 S w Donde" 5( mov@ porcenta$e de aceite original movido S%o @ fracción de saturación de agua después de la invasión S- @ fracción de saturación de agua antes de la invasión S a t u r a c ió n d e f lu i d o s a n te s d e la in v a s ió n
S a t u r a c ió n d e flu i d o s d e s p u é s d e la in v a s ió n
) * *
A c e i t e residual
S
%o
@ : > +
A c e i t e re s id u a l
< S
, iltr a d o d e lo d o
: >
> *
A c e i t e m ó v i l
6S
% o
S
@ / > +
-
9
/ >
A g u a c o n n n a t a *
-
, iltr a d o d e lo d o
2os productos φS- y φS%o representan la fracción de agua por unidad de volumen en la zona virgen y en la zona lavada respectivamente. Cuando en un reservorio los valores del volumen total de agua, KRX, calculados a diferente profundidad por encima del contacto agua
= φ S − φ S xo
Ec. )*.0>
w
Si en la ecuación anterior se sustituye S - y S%o por las ecuaciones )*.); y )*.)8 y se reemplaza la porosidad por el factor de formación, , asumiendo m @ n @ / y adem#s se multiplica por ::>; que es el nLmero de barriles contenidos en un volumen de un acre.pie de roca reservorio, se obtiene el 5AH( en bls'acre.pie"
S w
F R = R
w
t
1
2
S xo
1
F R = R
2
mf
xo
)
) y φ = ,
/
F R F R 1 I!P = − mf
1
1
1
2
2
2
w
las siguientes ecuaciones, propuestas en )8>* por K =
250 φ #
K =
79φ 3 S w"rr
S w"rr
Xyllie y &ose para rocas detríticas"
6para crudos de mediana gravedad A(59
Ec. )*.0:
6para gas seco9
Ec. )*.0;
Donde" U@ permeabilidad en milidarcies φ @ porosidad en fracción En lugar de las anteriores ecuaciones, se puede utilizar la carta de la figura )*.8 para estimar permeabilidad.
contacto agua
10.+
MÉTODOS DE INTERRELACIÓN
10.+.1 Método de !'Ble En )8>8 7ingle propuso un método que permite determinar gr#ficamente la saturación de agua, S-, simult#neamente para varias zonas de interés. Este método interrelaciona información de los perfiles de resistividad y de porosidad.
U(o( %pl!&%&!o'e( Este método ofrece e%celentes resultados en formaciones limpias, si la litología y la resistividad del agua de formación permanecen constantes. • •
El uso primordial consiste en determinar S-. Adem#s permite determinar &
En grafico de 7ingle, la escala de resistividad corresponde a una determinada relación entre φ y , lo que implica que la escala de & t cambia con la litología para reservorios calc#reos se utiliza la grilla de la figura )*.)*, en la cual m@/ y para reservorios arenosos se utiliza la grilla de la figura )*.)), en la cual m@/.)>. E%isten programas comerciales de computador que permiten generar grillas para cualquier valor de la constante m. Si la resistividad del agua de formación, & -, no varía en el tramo estudiado, las lineas de saturación constante de agua se originan en un punto del e$e de las abscisas, en donde la resistividad es infinita y la porosidad llena de agua es cero, es decir, en el punto de matriz. 2a línea correspondiente a saturación de agua S -@)**+ es la recta de mayor pendiente, la que sale del punto de matriz y pasa por los puntos m#s noroccidentales del grafico. Esta recta también es llamada línea & o y su pendiente define el valor de & -" & &- = o Ec. )*.1*. , 2a posición de las lineas intermedias de saturación de agua de >*+, 0*+ y /*+, se determina sobre el gr#fico, calculando la resistividad & t que tendría un punto cualquiera de la línea &o si su saturación ya no fuera del )**+ sino del >*+, 0*+ y /*+ respectivamente.
&t
=
&o S-
/
Ec. )*.1)
En el e$e de las abscisas se puede graficar directamente el valor de ∆t, en lugar de la porosidad sónica, o el valor de I b, en lugar de la porosidad de densidad, ya que ambos par#metros son proporcionales a la porosidad. Esto significa que la interrelación propuesta por 7ingle es posible aLn cuando no se conoce la composición de la matriz, necesaria para convertir los valores ∆t y Ib a unidades de porosidad sónica o de densidad. A continuación
e%plica el algoritmo
construir el grafico de 7ingle
el desarrollo
)/ )0
)** /** ( a ra
&
@
>*.? 18.? )
φ/
>**
/
1**
/ .>
0 0** />*
0 .> 1 1 .>
/**
> ?
)>*
)**
: ; 8 )* )/ )1 )?
igura )*.)* Zrilla de 7ingle para reservorios calc#reos. ( a ra
&
@
*.?/
φ /.)>
>***
*./*
1***
*./> *.0*
0*** />**
*.0> *.1* *.1>
/***
*.>* *.?*
)>**
*.:*
)***
*.;* *.8* ) .* ) ./ ) .1
>**
) .? ) .; / .*
igura )*.)). Zrilla de 7ingle para areniscas no consolidadas.
Pro&ed!$!e'to del Método !'Ble • •
• • • •
•
Seleccionar la grilla apropiada. En este caso se selecciona la grilla con m @ / Zraduar el e$e de las abscisas en escala lineal, cuidando que la escala seleccionada cubra todo el rango de los datos de [t a graficar. En este caso, para que la escala de porosidad aumente !acia la derec!a, los valores [t se deben graduar aumentando !acia la izquierda Adecuar la escala de las ordenadas, si es necesario, multiplicando o dividiendo por multiplos de )*, para que cubra todo el rango de los valores de & t a graficar Zraficar las )0 pare$as de puntos y numerar cada punto en el grafico con el nLmero de la zona razar la línea S - @ )**+ pasando por las puntos )*, )/ y )0, los m#s noroccidentales del grafico. 2os puntos que quedan por deba$o de esta línea tienen S - P )**+. 7allar los interceptos de la línea S - @ )**+ o línea & o. El intercepto con el e$e de las ordenadas se\ala el valor de & o @ / Ω.m el intercepto con el e$e de las abscisas determina el punto de matriz [t ma @ 1:.1 Yseg'pie, porque cuando φ @ * + l a !erramienta sónica lee el valor de la matriz ∆tma Calcular φ para el punto )* mediante la fórmula de Xyllie" φ ( 10 )
58 47,4 = ∆t − Λt = − = 7.5% ∆t − ∆t 189 − 47,4 ma
f
ma
El factor de formación para punto )* es igual a" F =
1 m φ
=
1
( 0 075 ) 2
= 178
Rw
(12 )
=
Ro F
=
200 4142.6
= 0,048 Ωm
2a resistividad del agua de formación, & -, para los puntos )* y )0 es muy similar lo que demuestra que para realizar los c#lculos se puede tomar cualquiera punto localizado sobre la línea & o. •
razar la línea de saturación de agua crítica para calizas, S - @ >*+. Calcular qué valor de &t tendría la zona )* si su saturación fuese del >*+.
S-
• •
• •
/
=&
o
&t
∴
&t
=
&o S-
/
=
8
( *,>)
/
= 0? Ω.m
Zraficar el punto que corresponde a las coordenadas [t @ >; Yseg'pie y &t @ 0? Ω.m. razar la línea de saturación de agua S - @ >*+ que une al punto anterior con el punto matriz. 2as zonas que queden por deba$o de esta línea poseen saturaciones de agua S- P >*+. razar las lineas de saturación de agua S - @ 0*+ siguiendo el procedimiento anterior. 2eer y evaluar los valores de saturación de agua para cada zona.
En el grafico de 7ingle que se presenta en la figura )*.)/ se observa que las zonas ) a ? ofrecen interés porque poseen saturaciones de agua inferiores a la saturación critica y adem#s poseen porosidades superiores a la porosidad critica φ @ 8+. 2as zonas : y ; no ofrecen interés porque aunque poseen saturaciones de agua inferiores a la saturación crítica, tienen ba$a porosidad y las zonas 8 y )) no ofrecen interés porque poseen
( a ra
>**
&
@
)
φ/
/
1**
/ .>
0 0**
0 .> 1
/>*
1 .> /**
> ?
)>*
)**
: 10
; 8 )* )/ )1 )?
igura )*.)/ Zrafico de 7ingle construido con los datos de la tabla )*.)
10.+.2 Método de P!&ett En )8:/ (icNett propuso un método muy simple y efectivo que interrelaciona información de los perfiles de resistividad y de porosidad en un grafico en papel log
U(o( • • •
Determinar SDeterminar el factor de cementación m En condiciones favorables, este método permite adem#s determinar & -
Pr!'&!p!o Te=r!&o El método de (icNett est# basado en el !ec!o que la resistividad & t es función de la porosidad, φ, de la saturación de agua, S -, y del factor de cementación, m. En este método se grafica la porosidad φ en papel log de / ciclos en el e$e de las abscisas y la resistividad &t en papel log de 0 ciclos en el e$e de las ordenadas 6en la practica este orden se invierte para acomodarse al formato del papel9. 2as zonas acuíferas, que posean &- y m constantes, se alinean a lo largo de una línea recta que representa la línea S-@)**+ o línea & o. 2a pendiente de la línea & o es igual al factor de cementación m. 2as zonas que caen por encima de la línea & o corresponden a zonas con saturaciones de agua menores a )**+ 6igura )*.)09.
y
= m.% + a
Ec. )*.1>
Donde" y @ variable dependiente. % @variable independiente. m @ pendiente de la recta. a @ intercepto de la línea En el grafico, la intersección de la línea recta de pendiente ]m, con la línea de porosidad φ@)**+ corresponde al valor del producto a.& -. Como generalmente se desconoce el valor de la constante a, normalmente se asume a @) y en consecuencia, cuando φ@)**+ la resistividad del con$unto roca
log( Rt )
= −m log( ∆t − ∆t ) + log( a R )
log( Rt ) = −m log( ρ ma
w
Ec. )*.1?
− ρ ) + log( a R )
Ec. )*.1:
ma
$
w
Pro&ed!$!e'to de &o'(tr&&!=' del Br%!&o En el desarrollo del procedimiento se utilizar# la información de la tabla )*./ que contiene lecturas de un perfil 5ES
•
Hedir la pendiente de la línea & o. Si la longitud de los ciclos del papel logarítmico es igual en ambos e$es, entonces la pendiente 6[^'[9 se mide gr#ficamente con una regla en caso contrario la pendiente se determina usando la siguiente ecuación"
m=
log( y) ) − log( y / )
Ec. )*.1;
log( %) ) − log( % / )
•
7allar la intersección de la línea & o con la línea O@ )**+. Este intercepto representa el producto a.&-.
•
Cuando no !ay certeza de que en el tramo analizado !aya 0 zonas acuíferas, pero se conoce el valor &-, entonces la línea & o se construye a partir del valor de &- y de los valores de a y m, escogidos de acuerdo a la litología del reservorio. Como en este e$emplo los reservorios son de caliza, se escoge a@) y m@/.
•
razar la línea de saturación de agua crítica para calizas S -@>*+. 2eer el valor de &o@1 Ωm sobre la línea de porosidad O@/*+. Calcular la resistividad & t que tendría el punto anterior si su saturación fuese no del )**+ sino del >*+.
S w • •
2
=
Ro Rt
∴
Rt =
Ro S w
2
=
4
( 0.5)
2
= 16 Ω.m
Zraficar el punto que corresponde a las coordenadas O@/*+ y & t@ )? Ω.m y luego trazar la línea S -@>*+ paralela a la línea S -@)**+. razar la línea de saturación S-@/>+ paralela a la línea & o usando el mismo procedimiento anterior.
•
incorrectos, entonces la línea & o resulta una línea curva. Cuando la curvatura es !acia arriba, significa que el valor de matriz utilizado resulto muy ba$o si la curvatura es !acia aba$o, significa que el valor de matriz utilizado resultó muy alto. El resultado de los métodos de 7ingle y de (icNett me$ora considerablemente si se conoce el valor de &-. Como ambos métodos acentLan diferentes par#metros entonces se recomienda utilizarlos en combinación. El mayor provec!o se obtiene traba$ando con programas de computador, porque permiten generar gr#ficos de 7ingle para cualquier valor de m.
& - @ * .) >
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& e s i s t i v i d a d , & t 6 o ! m . m 9 igura )*.)0 Zrafico de (icNett construido con la información de la tabla )*./
?1
)**
•
7ilc!ie 6)8;/9 recomienda" asumir el e%ponente de cementación m y determinar el valor de la matriz 6 ρma o ∆tma9 en el grafico de 7ingle. 2uego usar el valor de matriz obtenido para construir el gr#fico de (icNett, del cual se obtiene el valor de m. 2uego volver al grafico de 7ingle y sustituir el nuevo valor de m e iterar repetidamente el ciclo !asta que el valor de la matriz 6 ρma o ∆tma9 y el valor del e%ponente de cementación m conver$an. =na vez obtenida la convergencia se puede determinar el valor de & - de cualquiera de dos gr#ficos, a partir de la tendencia de la línea &o. Esta iteración entre los gr#ficos de 7ingle y (icNett se ilustra en la figura )*.)1. a s u m ir m
7 in g le
( ic N e t t
&
-
e s tim a r
ρma
&
-
m
ρma ρb e s t im a r
m
lo g 6 & t9
5 te r a r ! a s t a la c o n v e r g e n c i a
e s tim a r
m
10.9 EERCICIOS Eer&!&!o 10.1 2a figura )*.)> corresponde a un reservorio calc#reo. Determinar el & - y la saturación de agua por el método & -a, siguiendo los siguientes pasos" ). Determinar &- del S( 6Asuma f@/)*V 9 /. Correlacionar a profundidad los perfiles & t y [t. 0. 2eer valores en los perfiles & t y [t. frente a zonas de interés 1. Calcular el & -a para cada zona con los datos & t y [t sin corregir. >. Seleccionar el menor valor de & -a como &-. Comparar con el & - del S(. ?. Estimar S- para cada zona. :. 5dentificar el contacto agua
Eer&!&!o 10.2 2a figura )*.)? muestra un perfil 5ES combinado con un perfil sónico, registrados en una secuencia areniscaV a ;**: pies, & m@ *.8) m a )0>V , & mf @ *.>) a )0>V . Asumir s@:*V . ). Determinar &- del S( /. Determinar porosidad sónica. 0. Estimar saturación de agua en la zona de interés. 1. Dar recomendaciones sobre traba$os a seguir.
6 H i li v o l t io s 9 ) >
*
N O R M A L D E 1 9 :
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@ * .) 1 b
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D IÁ M E T R O D E L P O 7 O ?
6 p u lg a d a s 9
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T IE M P O A C S T IC O E S P E C ? F IC O / * / * *
R E S I S T I - ID A D D E IN D U C C I Ó N
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F!Br% 10.13. Per!l de IFS#S='!&o p%r% el eer&!&!o 10.1 per!l to$%do de Dre((er Atl%( 1G*+
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C O N D U C T I- ID A D M IL IM O S #$ IN D U C C I Ó N ) * * *
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D IÁ M E T R O D E 4 R O C A
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T IP O D E F L U I D O E N E L P O 7 O
E m u l s ió n d e a c e i te
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M Á I M A T E M P E R . M E D ID A
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A L A T E M P E R . M E D I D A
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A LA TEMP. DE FONDO
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) 0 > V ,
LA TEMP. DE FONDO
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A L A T E M P . D E F O N D O
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$ A $ &
) 0 > V ,
F!Br% 10.19 Per!l IES &o$>!'%do &o' el per!l (='!&o p%r% el eer&!&!o 10.2 per!l To$%do de A(!t; 1G*2
1 * ) * *
Eer&!&!o 10., El perfil !ipotético D52 combinado con el perfil sónico de la figura )*.): corresponde a una secuencia de caliza8V a :>** pies, &m @ 0./ Ωm a :>V , & mf @ /.: Ωm a :>V , di#metro de broca :<:';. 2a sonda de inducción se corrió con standoff @ ).>4. Asumir s @ ;*V y [tf @ );8. En el an#lisis de procedimiento"
los perfiles de la figura )*.):, se recomienda seguir el siguiente
). Determinar f /. Convertir &mf a temperatura de formación 0. 2eer el S( del perfil 1. Corregir S( por espesor de capa si es necesario >. Determinar &mfe ?. Determinar &-e :. Convertir &-e a &- a f ;. 2eer las resistividades 52D, 52H y S2 a >1:1 pies 8. Corregir &a por efecto de pozo y efecto de !ombro si se requiere )*. Corregir por efecto de invasión con carta tornado si se requiere )). Calcular porosidad sónica a >1:1 pies )/. Determinar tipo de !idrocarburo presente )0. Corregir porosidad por presencia de !idrocarburo si se requiere )1. Calcular factor de formación )>. Determinar S- por el método & o )?. Determinar S- por el método & -a ):. Determinar S- por Arc!ie 6usar &t corregido por invasión9 );. _&ecomendaría usted ba$ar otras !erramientas`
