GUIA PARA EXAMEN DE PETROFISICA
DEFINICION DE PETR PETROFISICA OFISICA
Es la integración de los estudios de geología y geofísica y se encarga de caracterizar las propiedades físicas y texturales de las rocas, especialmente la distribución de los poros, que sirven como depósitos para las acumulaciones de hidrocarburos, y que permiten considerarlas como posibles prospectos para la explotación.
DEFINICION DE PETR PETROFISICA OFISICA
Es la integración de los estudios de geología y geofísica y se encarga de caracterizar las propiedades físicas y texturales de las rocas, especialmente la distribución de los poros, que sirven como depósitos para las acumulaciones de hidrocarburos, y que permiten considerarlas como posibles prospectos para la explotación.
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA
POROSIDAD: La porosidad nos indica la habilidad hab ilidad de la roca para contener contene r fluidos; es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros o huecos.
TIPOS DE POROSIDAD POROSIDAD POROSID AD PRIMARIA PRIMARIA::
Es aquella porosidad formada por los espacios vacíos existentes originalmente entre los granos o cristales luego de que fueron deposi dep ositad tados os com comoo sed sedime imento ntos. s. Su val valor or var varía ía en fun funció ciónn del tamaño, uniformidad y distribución distribución geométrica de las partículas. POROSIDAD POROSID AD SECUN SECUNDA DARIA: RIA:
Es aqu aquell ellaa por porosi osidad dad cr cread eadaa com comoo re resul sultad tadoo de los pr proce ocesos sos poster pos terior iores es a su dep deposi ositac tación ión ori origin ginal; al; como como por eje ejempl mploo la diso di solu luci ción ón de ca caliliza zass y do dolo lomí mías as po porr ef efec ecto to de la lass ag agua uass subterráneas, que originan vacíos o cavidades en estas rocas. El fractu fra cturam ramien iento to por efe efecto ctoss tec tectón tónico icoss y la dol dolomi omitiz tizaci ación ón por
FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD EN LAS ARENISCAS
EMPAQUETAMIENTO: Describe el tipo de arreglo de los granos de arena, con respecto uno con otro. En la figura se muestra tipos teóricos ideales de empaquetamiento. El empaquetamiento cubico tiene una porosidad máxima del 47.6%, el empaquetamiento hexagonal del 39.5% y el empaquetamiento romboédrico de 25.9%. Como podemos ver por derivaciones geométricas, la porosidad es muy independiente del tamaño del grano como también del diámetro de estos.
FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD EN LAS ARENISCAS
CLASIFICACION: Una arenisca bien clasificada consiste en tener aproximadamente el mismo tamaño de granos, en cambien una arenisca mal o pobremente clasificada consiste en tener una gran variedad de tamaños de los granos. La mala clasificación reduce la porosidad de a arenisca, pues los granos pequeños llenas los poros dejados por los granos más grandes. A) Sedimentos mal clasificados B) Sedimentos bien clasificados
FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD EN LAS ARENISCAS
CEMENTACION: En rocas consolidadas, los granos de arena son usualmente cementados juntos por cuarzo o carbonatos. La cementación reduce la porosidad de la arena.
FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD EN CARBONATOS
FRACTURAS: Las fracturas son grietas en la roca, una fractura ideal es el espacio formado entre los ladrillos. Aunque la porosidad es generalmente pequeña, a menudo de 1-2%, las fracturas son muy útiles para permitir el paso de fluidos de manera más fácil entre las rocas. Por lo tanto mejoran en gran medida la capacidad de dejar fluir el fluido en la roca. DISOLUCION: La disolución es una reacción química en la cual el agua disuelta con dióxido de carbono reacciona con el carbonato de calcio para formar bicarbonato de calcio, el cual es soluble. Esta reacción mejora la porosidad de las calizas
CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCION DE LA POROSIDAD
PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA ROCA
PERMEABILIAD: La permeabilidad se define como la habilidad de un yacimiento para permitir el flujo de un fluido a través de los espacios vacíos interconectados. La permeabilidad depende fundamentalmente de: tamaño y abertura de los poros, tamaño del poro, grado de conectividad y tipo de cemento entre los granos. SATURACIÓN DE FLUIDOS: La saturación de fluidos de una roca es la relación del volumen del fluido dentro del volumen total poroso,está expresada como un porcentaje del volumen poroso.
¿QUÉ ES UN REGISTRO GEOFISICO?
APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFISICOS DE POZOS
EVALUACION DE LOS REGISTROS DE POZOS
METODOLOGIA PARA LA EVALUACION DE FORMACIONES
GEOLOGIA BASICA PARA REGISTROS GEOFISICOS DE POZO
¿CÓMO SE ORIGINA EL PETROLEO?
PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS
PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS
CLASIFICACION DE REGISTROS GEOFISICOS REGISTROS DE CORRELACION: REGISTRO POTENCIAL ESPONTANEO SP
REGISTRO RAYOS GAMMA REGISTRO ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA REGISTROS DE POROSIDAD REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD REGISTRO DE NEUTRON
REGISTRO DE DENSIDAD REGISTROS DE RESISTIVIDAD REGISTRO DE CONDUCCION DE CORRIENTE
REGISTRO POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) Al potencial natural o espontáneo de las formaciones existentes en el subsuelo(SP) se le define comúnmente como la diferencia de potencial que existe entre un electrodo colocado en la superficie del suelo, y otro electrodo móvil en el lodo dentro del pozo, en función de la profundidad. En la práctica la medición del SP se obtiene mediante un electrodo que va acoplado en la misma sonda con la que se obtienen simultáneamente otros registros, así como también por medio de otro electrodo montado en superficie en un medio húmedo que bien puede ser la presa de lodo de perforación, o algún agujero o excavación sencilla cerca del camión de registros.
REGISTRO POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) En presencia de aquellos intervalos con una correspondiente litología de lutitas, el registro SP por lo general da una respuesta, y se define como una línea mas o menos recta a la cuál se le denomina línea base de lutitas. No obstante, la posición de la línea de referencia de las lutitas en el registro no tiene un significado útil para pronósticos de interpretación. Sin embargo, cuando existe la presencia de formaciones permeables, la curva puede y presenta variaciones respecto a la línea base de lutitas: en estratos cuyos espesores son muy grandes, estas variaciones tienden a alcanzar un valor esencialmente constante definiendo así una línea denominada, línea base de las arenas.
TIPOS DE DEFLEXIONES
APLICACIONES Con lodos ordinarios (lodos base agua), la curva del SP permite:
Determinar intervalos permeables
Delimitar capas
Correlación entre capas
Determinar la resistividad del agua interstricial de las formaciones
Determinar de forma cualitativa la cantidad de lutita existente en una capa.
Sin embargo, no es posible registrar una curva de SP en pozos con tuberías de revestimiento o bien en tuberías de producción metálica, o cuando se utiliza fluidos de perforación no conductores, ya que en estos
PRESENTACIÓN DEL REGISTRO
La forma que tendrá la curva del SP a cualquier nivel, será proporcional a la intensidad de las corrientes del SP en el lodo del pozo a ese nivel.
REGISTRO DE RAYOS GAMMA El registro GR se basa en mediciones radioactivas de las rocas y/o formaciones en un pozo, producto de la desintegración natural existente de pequeñas cantidades de elementos radioactivos. Todas las formaciones tienen contenidos variables de material radioactivo cuya magnitud depende de sus características individuales. Se podría decir entonces que el registro de rayos gamma es un registro de litología atravesadas por un pozo y su efecto es muy similar al SP, sin embargo, tiene la particularidad de poder ser tomado en agujeros ademados, con cualquier tipo de lodo de perforación y en combinación con otros registros eléctricos, nucleares, de densidad, etc. A diferencia del registro de potencial natural que solo puede ser tomado en agujeros abiertos, lo que convierte al registro de rayos gamma en una
REGISTRO DE RAYOS GAMMA En formaciones sedimentarias, el registro refleja el contenido de arcilla de las formaciones ya que los minerales arcillosos contienen una mayor cantidad de material radioactivo teniendo a concentrarse en arcillas y lutitas, a diferencia de las arenas, areniscas y calizas. En formaciones limpias refleja un nivel de radioactividad muy bajo, a menos que contaminantes radioactivos como ceniza volcánica o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación tengan sales radioactivas disueltas. Por lo tanto, una curva de rayos gamma nos indicará la diferencia de radioactividad entre uno y otro tipo de roca, y tiene como utilidad como reemplazo de la curva SP.
APLICACIONES
Detectar capas permeables
Evaluar minerales radioactivos
Determinar arcillosidad de las capas
Correlación pozo a pozo
Determinación de profundidades
Correlación de pozos
COMO LEER UN GR
Se lee de izquierda a derecha . Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 200 API.
VALORES DE RADIOACTIVIDAD FORMACION LIMPIA
VALOR DE GR
FORMACIONES ARCILLOSAS
120-180 API
ARENAS LIMPIAS
40 API
ARENAS SUCIAS
40-75 API
ARENISCAS
15-30 API
CALIZAS
10-20 API
DOLOMITAS
8-15 API
ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA
La respuesta de una sonda de rayos gamma depende delc onteo de arcilla de una formación. Sin embargo, la sonda de rayos gamma naturales no tiene la capacidad de diferenciar el elemento radioactivo que produce la medida. La mayor parte de la radiación gamma natural encontrada en la tierra es emitida por elementos radioactivos de la serie del uranio, torio y potasio. El análisis de las cantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcillas. El análisis del contenido de uranio puede facilitar el reconocimiento de rocas generadoras. En rocas de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad si s e resta de la curva de rayos gamma la contribución de uranio.
APLICACIONES
Analisis del tipo de arcilla
Detección de minerales pesados
Contenido de potasio en evaporitas
Correlación entre pozos.
REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD El registro sónico es una de las herramientas más importantes con las que se cuenta hoy en día dentro de la gama de registros geofísicos de pozos para la evaluación de la porosidad de las formaciones. Este registro se toma únicamente en agujeros descubiertos (a diferencia de los registros sónicos de cementación) y su principio de medición se basa en la propagación de trenes de ondas acústicas que viajan a través de las formaciones en todas direcciones alrededor del agujero a diferentes frecuencias e intervalos de tiempo, para la medición de algunas de las propiedades acústicas de las formaciones tales como velocidades y las atenuaciones que presentan las ondas compresivas P y las ondas transversales S, así como a amplitud de las ondas reflejadas. La medición de las velocidades acústicas puede ser de utilidad para la evaluación de la porosidad de la formación, así como determinaciones de las litologías y las compresibilidades en los poros de las rocas. La atenuación de las ondas acústicas, por otro lado, se centra en la determinación de la calidad con la que fueron realizados los trabajos de cementación, así como la identificación de zonas fracturadas en
REGISTRO SÓNICO DE POROSIDAD Cuantitativamente, el registro sónico permite realizar evaluaciones de porosidad en agujeros y formaciones con algún contenido de fluidos, y también puede ser de utilidad como complemento en las interpretaciones de secciones sísmicas por medio de perfiles e intervalos de velocidades. En conjunto con el registro de densidad, se puede generar un registro de impedancias acústicas, lo cuál es el primer paso para generar trazas sísmicas sintéticas. Cualitativamente, es de utilidad para los geólogos en la determinación de zonas con sutiles variaciones texturales en areniscas como en las lutitas, identificación de zonas compactadas o con presiones normales, así como la identificación de posibles fracturas presentes en las rocas.
VELOCIDADES Y TIEMPO DE TRANSITO DE LOS MINERALES Y SOLIDOS NO POROSOS
VELOCIDADES Y TIEMPO DE TRANSITO DE LAS ROCAS POROSAS MAS COMUNES
VELOCIDADES EN LOS FLUIDOS
VELOCIDADES DE LOS GASES La velocidad acústica depende en gran medida de la porosidad y la compactación de las rocas y los materiales. A mayor porosidad hay una mayor cantidad de fluidos desacelerando las ondas, y por ende, el tiempo de tránsito en ellos es mas largo. Mientras que a mayor compactación y consolidación de las rocas, dichos tiempos disminuyen al existir pocos caminos por donde pueda ser atenuada la señal. En los gases, las velocidades de compresión de las ondas acústicas son incluso aun más lentas en comparación con las velocidades que se obtienen en los líquidos y en los sólidos.
APLICACIONES
Correlación de datos sísmicos
Sismogramas Sintéticos
Determinación de porosidad
Detección de fracturas
Caracterización Mecánica de las rocas
Estabilidad del agujero
Cementación de la tubería
Detección de gas
SISMOGRAMAS SINTÉTICOS
REGISTRO DE NEUTRONES Los registros de neutrón son utilizados principalmente para determinar la porosidad en las formaciones permeables, así como para determinar su porosidad, este tipo de registros responde inicialmente a la cantidad de hidrógeno presente en la formación; por lo tanto en formaciones limpias cuyos poros pueden estar llenos de agua, gas o petróleo, este perfil nos da el valor aproximado del espacio real o bien el volumen de poros llenos de fluidos. Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi igual a la masa del átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva es colocada en la sonda y esta emite continuamente neutrones de alta energía. Estos neutrones, al encontrarse con núcleos del material de la formación, chocan elásticamente a semejanza de bolas de billar y en cada colisión los neutrones pierden parte de su energía. La cantidad de energía perdida por un neutrón en cada colisión depende de la masa relativa del núcleo con el cual choca. La mayor perdida de energía ocurre cuando el neutrón choca con una masa parecida como la del hidrógeno. De esta manera la pérdida de velocidad depende principalmente de la cantidad de hidrógeno en la formación.
REGISTRO DE DENSIDAD Su funcionamiento se basa en la identificación litológica de las formaciones a través de las formaciones, su funcionamiento se basa en la identificación litológica de las formaciones a través de la medición del índice de absorción fotoeléctrica, ya que dicho parámetro es altamente dependiente y sensible al tipo de litología y los minerales que se encuentran constituyendo a las rocas. Dicho método consiste en la cuantificación de la capacidad del material existente en la formación de absorber radiación electromagnética mediante el mecanismo de absorción por efecto fotoeléctrico. El efecto fotoeléctrico es resultado de la interacción que existe entre los electrones, por lo que su intensidad estará en función del número de electrones existentes por unidad de volumen de roca en las formaciones.
APLICACIONES
La principal aplicación que tiene el registro de densidad dentro de la industria petrolera es para la determinación de la porosidad de la formación, aunque también se le puede dar otras aplicaciones como por ejemplo, la detección de zonas productoras de gas en combinación con los registros nucleares de porosidad al momento de cruzarse las curvas de ambos registros por efecto de excavación.
TABLA DE DENSIDADES
REGISTROS RESISTIVOS
Son herramientas que miden las propiedades eléctricas de las rocas a partir de la litología y el contenido de fluidos que la roca contenga. La base de todas las herramientas eléctricas para la medición de esta propiedad, se basa y obtiene mediante la sencilla teoría de la herramienta eléctrica. La herramienta cuenta con un sistema de electrodos que son introducidos a un pozo, generando con ello una corriente eléctrica a través de una fuente, creando de esta manera esferas equipotenciales centradas en la fuente, y que con el lodo de perforación actuando como conductor, se pueda distribuir la corriente entre los electrodos y la formaciones .Lo que medirán finalmente los electrodos será el voltaje a una distancia dada de la fuente, la cual dependerá del espaciamiento entre la emisión y los electrodos, y de la resistividad de la formación entre los 2 electrodos, lo que irá correspondiendo proporcionalmente a la resistividad de las formaciones.
