Fundamentos Registros Electricos RAUL VALENCIA (1)

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

FUNDAMENTOS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS ELÉCTRICOS CONVENCIONALES

Ing. Raúl Valencia T. Msc. Agosto, 2007

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

ÍNDICE

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INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1 1.1 Uso De Los Registros De Pozos .................................................................. 1 1.2 Concepto De Yacimiento De Hidrocarburos Y Reservas .............................. 4 1.3 Estructuras Geológicas Favorables A La Acumulación De Petróleo ............ 4 1.3.1 Clasificación De Las Estructuras Geológicas ......................................... 4 1.3.1.1 Trampa Estratigráfica ...................................................................... 4 1.3.1.2 Trampa Estructural .......................................................................... 4 1.3.1.3 Trampas Mixtas ............................................................................... 5 1.3.1.4 Anticlinales....................................................................................... 5 1.3.1.5 Domos ............................................................................................. 5 1.3.1.6 Fallas ............................................................................................... 6 1.3.1.7 Depósitos Lenticulares .................................................................... 6 1.3.1.8 Discordancias .................................................................................. 7 1.4 Consideraciones Petrofísicas ....................................................................... 7 1.4.1 Rocas Productivas ................................................................................. 7 1.4.2 Clásticas O Detríticas ............................................................................. 7 1.4.3 Carbonatos O Rocas Carbonáticas ........................................................ 8 1.5 Características De Un Yacimiento ................................................................ 9 1.5.1 Porosidad ............................................................................................... 9 1.5.1.1 El Empaquetamiento ....................................................................... 9 1.5.1.2 La Selección .................................................................................... 9 1.5.1.3 El Cemento ...................................................................................... 9 1.5.1.4 La Angularidad Y Redondez .......................................................... 10 1.5.1.5 La Compactación ........................................................................... 10 1.5.2 Permeabilidad ...................................................................................... 10 1.5.3 Saturación ............................................................................................ 11 1.6 Clasificación De Las Reservas ................................................................... 11 1.6.1 Reservas Probadas .............................................................................. 11 1.6.2 Reservas Suplementarias .................................................................... 12 1.6.3 Recursos No Probados ........................................................................ 12 1.6.4 Reservas Probables ............................................................................. 12 1.6.5 Reservas Posibles O Potencial Geológico ........................................... 12 1.7 Método Volumétrico Para La Estimación De Reservas Probadas .............. 12

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PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS ...................................... 14 2.1 Naturaleza De La Resistividad Eléctrica De Las Rocas Reservorio....... 15 2.2 Factor De Formación (F) ........................................................................ 18 2.3 Efecto De Salinidad Del Agua De Formación Y Temperatura Sobre La Resistividad De Las Formaciones ................................................................... 21 2.3.1 Concentración ................................................................................ 21 2.3.1.1 Concentración Volumétrica ............................................................ 21 2.3.1.2 Concentración En Peso ................................................................. 21 2.3.2 Movilidad ............................................................................................. 21

EVALUACIÓN DE FORMACIONES I



2.3.3 Carga De Los Iones ............................................................................ 24 2.4 Relación Factor De Formación – Porosidad .......................................... 27 2.5 Relación Factor De Formación Y Porosidad A Partir De Medidas De Laboratorio........................................................................................................ 28 2.6 Relaciones Generalizadas Entre Factor De Formación Y Porosidad ..... 29 2.6.1 Ecuación De Humble ...................................................................... 29 2.6.2 Ecuación De Philips ........................................................................ 30 2.6.3 Fórmula De Chevron ....................................................................... 30 2.6.4 Relación F- Ф De Datos De Registros De Pozos ........................... 30 2.6.5 Relación F- Ф Para Rocas Carbonatadas……………………………30 2.7 Resistividad Como Una Base Para La Interpretación - Ecuacion De Archie .......................................................................................................................... 31 2.7.1 Índice De Resistividad .................................................................... 35 3

MEDIDAS AMBIENTALES ........................................................................... 37 3.1 Diámetro Y Forma Del Hueco ..................................................................... 37 3.2 Propiedades Del Lodo Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo........................ 40 3.2.1 Tipo De Lodo ........................................................................................ 41 3.2.2 Densidad .............................................................................................. 42 3.2.3 Viscosidad ............................................................................................ 42 3.2.4 Potencial Hidrógeno (Ph) ..................................................................... 42 3.2.5 Pérdida De Fluido................................................................................. 42 3.3 Resistividades Del Lodo, Filtrado De Lodo Y De La Costra De Lodo ......... 43 3.3.1 Correlación De Resistividades De Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo Con La Resistividad Del Lodo ....................................................................... 43 3.3.1.1 Método 1. Lowe Y Dunlap ............................................................. 43 3.3.1.2 Método 2. Oderton Y Lipson .......................................................... 44 3.3.1.3 Método 3. ....................................................................................... 44 3.3.2 Efectos De La Temperatura En La Resistividad Del Lodo, Filtrado De Lodo Y Costra De Lodo ................................................................................. 45 3.3.3 Variación De Las Resistividades Del Lodo De Perforación ................. 46 3.4 Variación Radial De Las Propiedades De La Formación ............................ 46 3.4.1 Perfil De Invasión ................................................................................. 47 3.4.2 Perfil De Transición .............................................................................. 49 3.4.3 Perfil Anular .......................................................................................... 50 3.4.4 Profundidad De Invasión ...................................................................... 51 3.4.4.1 Pérdida De Agua Del Lodo .......................................................... 51 3.4.4.2 Diferencia De Presión .................................................................. 51 3.4.4.3 Permeabilidad ............................................................................... 51 3.4.4.4 Tiempo .......................................................................................... 51 3.4.4.5 Porosidad De La Formación ......................................................... 52 3.4.5 Concepto De Saturación De Petróleo Móvil ........................................ 52 3.5 Temperatura De La Formación .................................................................. 53 3.5.1 Cálculo del gradiente geotérmico y temperatura de formación………...56 3.5.2 Distribución De La Temperatura En Pozos Profundos ......................... 56 3.6 Información necesaria para un Registro .................................................... 59 3.7 Formatos De Registro ................................................................................. 61 3.7.1 Escalas De Profundidad ....................................................................... 62 3.7.2 Cuadrículas……………………………………………………………...…..63 3.8 Presentación Del Registro .......................................................................... 65




4 REGISTROS ELÉCTRICOS DE POZOS .......................................................... 66 4.1 Penetración Con Herramientas De Registros Eléctricos............................. 67 4.2 El Registro Potencial Espontáneo .............................................................. 68 4.2.1 Utilización Del Sp. ................................................................................ 68 4.3 Origen Del Sp ............................................................................................. 70 4.3.1 Componente Electroquímico Del Sp (Ec).- ........................................... 70 4.3.1.1 Potencial De Difusión.- .................................................................. 70 4.3.1.2 Potencial De Membrana ................................................................ 72 4.3.2 Componente Electrocinético Del Sp (Ek) .............................................. 74 4.4 Essp Teórico Versus Sp Medido .................................................................. 76 4.5 Determinación De La Resistividad Del Agua De Formación ....................... 78 4.5.1 Rw De Catálogos De Agua ................................................................... 78 4.5.2 Rw De Análisis Químicos ...................................................................... 78 4.5.3 Rw Del Sp ............................................................................................. 78 4.5.3.1 Determinación De Rmfe .................................................................. 79 4.5.3.2 Determinación De Rw ..................................................................... 80 4.6 Precauciones Y Correcciones Por El Medio Ambiente ............................... 82 4.7 Relación Essp = Rw Para Agua Que Contiene Sales Distintas A NaCl......... 83 4.8 Carácter Y Forma De La Desviación Del Sp ............................................... 85 4.9 Aplicaciones Y Características De Las Curvas Del Autopotencial .............. 88 4.9.1 Precauciones Que Se Deben Tener En Cuenta Al Correr El Registro Del Sp ........................................................................................................... 88 4.9.2 Utilidades Del Sp .................................................................................. 88 4.9.3 Condiciones Bajo Las Cuales Essp = Esp .............................................. 89 4.9.4 Formas De La Curva Del Sp ................................................................ 89 4.10 Desplazamiento De La Línea Base De Lutita ........................................... 89



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INTRODUCCIÓN

El objetivo del presente texto es introducir en los registros de pozos como una técnica de evaluación de formaciones, evaluación de formaciones es una subdisciplina de la ingeniería en petróleos especializada en la recolección de datos y en la cuantificación de parámetros necesarios para realizar actividades en otras áreas como perforación, producción e ingeniería de yacimientos. Los métodos de evaluación de formaciones incluyen:   

Laboratorio (análisis de muestras de fluidos y rocas) Registros de pozos Pruebas de presión y producción

Por lo general, es indispensable la combinación de estos métodos para tener una completa y exhaustiva evaluación. Para el caso que nos ocupa nos centraremos únicamente en los REGISTROS DE POZOS. La técnica de registros de pozos abarca tres secciones distintas, pero mutuamente relacionadas: 1. Definición del modelo matemático y empírico que relacione las propiedades de la formación de interés a las propiedades medidas con las herramientas de registros. Responsabilidad que corresponde al petrofísico. 2. Obtención de los registros del pozo, abarca el diseño y calibración de la herramienta. El personal de la compañía de servicios generalmente realiza estas tareas. 3. Análisis e interpretación, usualmente realizado por el analista de registro. Frecuentemente el ingeniero en petróleos analiza los registros de pozos para extraer la información necesaria para realizar sus actividades de exploración, perforación, producción, ingeniería de yacimientos, etc. Sin embargo, debido a que el proceso de interpretación es altamente afectado por la calidad de la medición y limitaciones del modelo petrofísico, el ingeniero en petróleos deberá conocer los tres aspectos de la tecnología de registros de pozos. Los modelos matemáticos que se presentarán apuntan a la utilización de las técnicas de interpretación convencional o tradicional, que utilizan solamente las respuestas del registro y se basan en modelos petrofísicos generalizados desarrollados principalmente para formaciones limpias. Algunos de estos modelos son solamente aproximaciones. El presente texto introduce al lector en la primera sección, las otras secciones se lo tratará en textos posteriores.

1.1 USO DE LOS REGISTROS DE POZOS En la industria del petróleo, la calidad de un reservorio lo determinan la zona de interés y la permeabilidad efectiva. La zona de interés define la cantidad de hidrocarburos in situ, se lo cuantifica por la porosidad, saturación de hidrocarburos y espesor; y la permeabilidad efectiva define cuán rápido se podría producir los EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

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hidrocarburos. Para el caso que nos ocupa la evaluación de una formación consiste en diferenciar las rocas productivas porosas y permeables de aquellas que no lo son y cuantificar sus reservas: para tal propósito es indispensable obtener de los registros eléctricos la información necesaria que permita cuantificar los parámetros para estimar las reservas y determinar si estas son comerciales. Por lo tanto, el objetivo final de los registros de pozos es mediante el análisis y la interpretación apropiada localizar y evaluar los yacimientos de hidrocarburos y estimar el potencial de la formación para permitir su explotación. La fase más importante de las operaciones de registros de pozos es la interpretación. Durante esta fase, geólogos, geofísicos, ingenieros y analistas de registros utilizan los registros de pozos para obtener la información necesaria para realizar sus tareas. Los registros tienen varios usos. Para los geólogos exploratorios sirve para conocer ambientes deposicionales y otras características geológicas significativas. Para el geólogo de desarrollo se utiliza generalmente para correlacionar y mapear formaciones potenciales. Los registros son herramientas invaluables para la interpretación geofísica de los datos sísmicos. El ingeniero de perforación utiliza la información del registro para detectar zonas de sobrepresión, la presión de poros esperada y el gradiente de fractura. Información que es indispensable para la seguridad y eficiencia de las operaciones de perforación. Los registros también se utilizan durante la completación. Los datos son extremadamente valiosos en los cálculos de ingeniería de yacimientos, especialmente en la estimación de reservas, principal objetivo del presente texto. De esta manera, un conjunto de registros corridos en un pozo tendrá una significación diferente para cada uno de los especialistas. Examinemos las preguntas planteadas y/o respuestas dadas por una variedad de especialistas:  • • •

El Geofísico. ¿Están los topes dónde inicialmente se predijo de las líneas sísmicas? ¿Son las zonas potencialmente porosas tal como se asumió de los datos sísmicos? ¿Qué muestra de la sección sísmica sintética?

 • • • • • • • •

El Geólogo. ¿A qué profundidad están los topes de las formaciones? ¿Es el ambiente conveniente para la acumulación de hidrocarburos? ¿Existe la evidencia de hidrocarburos en este pozo? ¿Qué tipo de hidrocarburos está presente? ¿Los hidrocarburos se presentan en cantidades comerciales? ¿Cuán bueno es el pozo? ¿Cuáles son las reservas? ¿Podría esta formación ser comercial en otros lugares cercanos al pozo?

 • • • •

El Ingeniero de perforación. ¿Cuál es el volumen necesario para la cementación del casing? ¿Existen patas de perro (dog legs) u otras deformaciones? ¿Dónde se localiza un buen sitio para asentar un paker para una prueba? ¿Dónde es el mejor lugar para poner herramientas de desviación?


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 • • • • •

El Ingeniero de reservorios. ¿Cuán potente es la zona de pago? ¿Cuán homogénea es la sección de pago? ¿Cuál es el volumen de hidrocarburos? ¿El pozo será económicamente rentable? ¿Cuánto tiempo se espera de producción’?

 • • • • • • •

El Ingeniero de producción. ¿Dónde debe completarse el pozo y en que zona(s)? ¿Qué tasa de producción puede esperarse? ¿Debe considerarse cualquier producción de agua? ¿Cómo debería ser completado el pozo? ¿Está la zona potencial hidráulicamente aislada? ¿El pozo requerirá de alguna estimulación? ¿Qué tipo de estimulación sería mejor?

De esta manera, la evaluación de registros puede significar varias interpretaciones para los diferentes especialistas. Cada uno de los profesionales utilizará la información de los registros de una manera diferente para encontrar sus propias respuestas. El ensayo más común es “leer” los registros y entender las diferentes reacciones producidas por las características propias de la formación sobre las herramientas de registros. Los fundamentos de la interpretación cuantitativa convencional de registros, los factores que influyen en la medida del registro y la información que proporciona estas herramientas, son temas que se deben conocer para poder interpretar la información contenida en los registros. Cuando la producción de la formación finaliza debido a que se ha alcanzado el límite económico o el pozo ha desarrollado problemas mecánicos se contempla una recompletación en zonas superiores. Los registros de pozos se utilizan para evaluar las zonas candidatas. Los analistas de registros están enfocados en cuatro cuestiones básicas: 1. ¿La formación o zona específica contiene hidrocarburos? 2. ¿Qué clase de hidrocarburo está presente, petróleo, gas o ambos? 3. ¿Es la saturación de hidrocarburos lo suficientemente alta para indicar la suficiente permeabilidad efectiva al hidrocarburo? 4. ¿Es la acumulación de hidrocarburos lo suficiente grande de modo que garantice la completación del pozo? Si el analista puede contestar las cuatro cuestiones afirmativamente, el pozo es completado en la zona de interés. Si una de las respuestas es negativa, la formación es abandonada. El programa moderno de registros no solo proporciona información para el mapeo estructural del subsuelo, sino que también suministra información respecto a:    

Litología Identificación de las zonas productoras Profundidad y espesor de las zonas productoras Efectivas interpretaciones cuantitativas y cualitativas de las características y contenido del yacimiento.


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En consecuencia, el programa moderno de registros constituye la base fundamental para decisiones importantes. Aunque la ciencia de los registros ya es parte de la “era del computador”, el objeto de esta publicación es sentar una base fundamental para el análisis de los registros. Por tanto, tenga en cuenta que al iniciar su lectura, la comprensión de los conceptos básicos es esencial aún en las técnicas de interpretación más avanzadas. Domine los conceptos básicos y el resto le será fácil. Es cierto que la tecnología cambia constantemente, pero también es cierto que los conceptos básicos siempre serán los mismos. Por consiguiente, empecemos por el principio: los conceptos básicos.

1.2 CONCEPTO DE YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS Y RESERVAS Los yacimientos son los cuerpos de roca con comunicación hidráulica en donde los hidrocarburos están acumulados llenando, usualmente en presencia de agua, los poros del medio. Las fuerzas capilares y gravitacionales controlan principalmente la distribución de los fluidos de dichas acumulaciones que, al ser perturbadas en sus condiciones originales de presión con la perforación del pozo, expulsan parte de su contenido inicial hacia estos y luego a la superficie. En términos generales, esa fracción recuperable es la reserva.

1.3 ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS ACUMULACIÓN DE PETRÓLEO

FAVORABLES

A

LA

Las formaciones productivas o yacimientos se presentan en una cantidad casi ilimitada de formas, tamaños y orientaciones, dado que la orientación y la forma física de un yacimiento pueden influir seriamente en su productividad es necesario mencionar los principales tipos de yacimientos. 1.3.1 CLASIFICACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS Una trampa de petróleo es una estructura que presenta la roca almacén que favorece la acumulación del petróleo y puede ser de tres tipos principalmente: 1.3.1.1 Trampa estratigráfica a. Primarias: relacionadas con la morfología del depósito y con procesos acaecidos durante la sedimentación (interdigitaciones, acuñamientos, arrecifes, cambios laterales de facies) b. Secundarias: relacionadas con procesos postsedimentarios (cambios diagenéticos –caliza - dolomía–, porosidades por disolución, discordancias, depósitos lenticulares, arrecifes de coral). 1.3.1.2 Trampa estructural Relacionadas con procesos tectónicos o diastrofismo (fallas, cabalgamientos, antiformas...), estas se originan por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

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1.3.1.3 Trampas mixtas Se superponen causas estratigráficas y estructurales. Dentro de esta clasificación ponemos algunos ejemplos de algunos tipos de trampas: 1.3.1.4 Anticlinales Los anticlinales simétricos simples que presentan condiciones anticlinales ideales para la acumulación del petróleo, aunque estos pocas veces se encuentran en la naturaleza. Comúnmente un flanco esta más inclinado que el otro, resultando así la forma más común del anticlinal asimétrico (Figura 1.1).

FIG. 1.1 Anticlinal Asimétrico

1.3.1.5 Domos En el caso de los domos se tienen las condiciones más favorables de alta concentración de aceite y gas mejor desarrolladas. La estructura aquí se inclina hacia abajo en todas direcciones desde un punto de la cumbre, y el aceite se encuentra en todos los flancos del área del domo hacia la cúspide (Figura 1.2). Se encuentran asociados con depósitos de sal han sido causa durante su acumulación de una gran presión hacia arriba, resultando en la formación de domos en las rocas sedimentarias situadas encima.

FIG.1.2 Depósito típico de domo salino. El petróleo se acumula en formaciones porosas arriba y en los flancos del núcleo de sal


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1.3.1.6 Fallas La formación de las fallas, es producto de las mismas fuerzas terrestres que ocasionan el doblamiento de los estratos, y se encuentran frecuentemente en las formaciones que contienen aceite y deben considerarse como un factor en la acumulación de petróleo. (Figura 1.3).

Fig. 1.3 Ejemplo de una falla. Esta ilustra acumulaciones de petróleo tanto en el lado de la falla ascendente como en la descendente

1.3.1.7 Depósitos Lenticulares Las variaciones laterales en los estratos que contienen aceite, particularmente entre arenas y areniscas, a menudo es la causa de grandes cambios en el contenido de aceite en los estratos en diferentes puntos (Figura 1.4). El resultado es una sucesión de lentes de arenas porosas incrustadas en rocas de grano relativamente fino, formando el conjunto lo que es aparentemente un estrato continuo más o menos bien definido.

FIG. 1.4 Acumulación de petróleo en arenas lenticulares


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1.3.1.8 Discordancias Un periodo de erosión, tal vez acompañado de inclinaciones y dobleces puede intervenir entre dos periodos de depósito y deja las acumulaciones de los dos periodos discordantes en su superficie de contacto (Figura 1.5)

FIG.1.5 Acumulación de petróleo contra una discordancia

1.4 CONSIDERACIONES PETROFÍSICAS 1.4.1 ROCAS PRODUCTIVAS La comprensión de las características básicas de las rocas es fundamental en la evaluación de una formación que contiene cantidades comerciales de petróleo o gas. Estas formaciones productoras o yacimientos tienen varios parámetros o características comunes. Las rocas ígneas o metamórficas ocasionalmente contienen petróleo o gas. La mayor parte de las rocas productivas son de origen sedimentario. Para nuestro objeto, las rocas sedimentarias pueden dividirse en dos grandes grupos: clásticas y carbonatos. Los tres tipos generales de rocas productivas de importancia en la industria son arenisca, caliza y dolomita. 1.4.2 CLÁSTICAS O DETRÍTICAS Las rocas clásticas están compuestas principalmente de fragmentos o partículas de minerales, rocas o conchas. Como consecuencia de la meteorización, erosión y transporte, estos fragmentos eventualmente se depositan en cuencas marinas junto con fragmentos de origen orgánico. Esta depositación generalmente se lleva a cabo en capas sucesivas. Las rocas clásticas se clasifican según el tamaño del grano de los fragmentos que las componen. Se ha fijado un límite arbitrario (4 mm. de diámetro promedio) por debajo del cual los componentes se denominan arenas, y por encima del mismo se denominan gravas (TABLA 1.1). Cuando las arenas están cementadas, las rocas se denominan areniscas y cuando las gravas están cementadas se denominan conglomerados. Además existen también las lutitas que son un tipo de areniscas pero más compacta y además es una roca impermeable. La presencia de arcilla o lutita en las arenas de un yacimiento clástico es un parámetro que debe tenerse muy en cuenta en la evaluación del yacimiento. Debido a que esta presencia afecta tanto las características de la formación como la respuesta de los instrumentos de registro, será necesario referirnos a ella constantemente en este texto.


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1.4.3 CARBONATOS O ROCAS CARBONÁTICAS La matriz o cemento de estas rocas se deposita directamente del agua marina o es extraída de ella por los organismos vivientes. Los sedimentos sufren el efecto de varios procesos químicos que pueden alterarlos o reestructurarlos. CLASIFICACIÓN DE LAS ROCAS SEGÚN EL TAMAÑO DE SUS PARTÍCULAS LÍMITES (DIÁMETRO EN mm)

> 256 256 – 128

FRAGMENTO

AGREGADO

Canto

Grava de cantos, conglomerado de cantos

Guijarro grande Grava de guijarros grandes, conglomerado de guijarros grandes

128 – 64

Guijarro pequeño

Grava de guijarros pequeños, conglomerado de guijarros pequeños

64 – 32

Piedra muy grande

Grava de piedras muy grandes, conglomerado de piedras muy grandes

32 – 16

Piedra grande

16 – 8 8–4 4–2

Grava de piedras grandes, conglomerado de piedras grandes Piedra mediana Grava de piedras medianas, conglomerado de piedras medianas Piedra pequeña Grava de piedras pequeñas, conglomerado de piedras pequeñas Granulo

2–1

Arena muy gruesa 1–½ Arena gruesa ½-¼ Arena mediana ¼ - 1/8 Arena fina 1/8 – 1/16 Arena muy fina 1/16 – 1/32 Limo grueso 1/32 – 1/64 Limo mediano 1/64 – 1/128 Limo fino 1/128 – 1/256 Limo muy fino 1/256 – 1/512 Arcilla gruesa 1/512 – 1/1024 Arcilla mediana 1/1024 – 1/2048 Arcilla fina

Grava de gránulos, conglomerado de gránulos Arena arenisca Arena arenisca Arena arenisca Arena arenisca Arena arenisca Limo limolita Limo limolita Limo limolita Limo limolita Arcilla lutita Arcilla lutita Arcilla lutita

TABLA 1.1. Clasificación según el tamaño de las partículas


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El carbonato cálcico (principalmente en forma de calcita) y el carbonato cálcicomagnésico (dolomita) son las constituyentes principales de las rocas sedimentarias carbonatadas llamadas respectivamente calizas y dolomitas.

1.5 CARACTERÍSTICAS DE UN YACIMIENTO La evaluación de rocas productivas o potencialmente productivas requiere básicamente tres clases de información: (1) porosidad. (2) permeabilidad, y (3) saturación. La distinción entre petróleo y gas es de importancia secundaria. 1.5.1 POROSIDAD La porosidad es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos. En los cálculos la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fracción decimal. Por definición, la porosidad es el volumen vacío de roca (aquel lleno de fluidos) dividido por el volumen total de roca. En arenas limpias, la matriz de la roca se compone de granos de arena individuales, con una forma más o menos esférica, y apiñados de manera que los poros se hallan entre los granos. A esta porosidad se la llama sucrósica, de matriz, intergranular o primaria. Los factores que afectan la porosidad primaria son: 1. 2. 3. 4. 5.

Empaquetamiento Selección Cemento Angularidad / Redondez Compactación

1.5.1.1 El empaquetamiento Se refiere a la configuración geométrica de la distribución de las partículas. Esta configuración puede ser cúbica, rómbica o hexagonal, siendo el empaquetamiento cúbico con el que se obtiene la mayor porosidad (47.6%), y como mínima porosidad, se tiene una porosidad del 25.9%, tómese en cuenta que en estos empaquetamientos, se asumen a los granos como esferas perfectas, algo que es imposible encontrarlo en la realidad. (Figura 1.6 y1.7). 1.5.1.2 La selección Se refiere a la variación en el tamaño y forma de las partículas. Una roca “bien seleccionada” es aquella compuesta por partículas de tamaño y forma uniforme, en tanto que una roca “pobremente seleccionada” es aquella compuesta por partículas con tamaño y forma variables. Obviamente, una roca bien seleccionada tendrá una porosidad mayor que una mal o pobremente seleccionada. 1.5.1.3 El cemento Es la sustancia que mantiene juntos los diversos granos o partículas. Muy a menudo este cemento es cuarzo o calcita. Es obvio que una roca bien cementada tiene una porosidad menor que aquella mal cementada.


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1.5.1.4 La angularidad y redondez De los granos, junto con el empaquetamiento y selección, afectan la porosidad debido al entrelazamiento de los granos así como al relleno de los espacios vacíos. 1.5.1.5 La compactación Es el grado de alteración del tamaño y forma de las partículas debido a la presión de las rocas suprayacentes. Es lógico que con el tiempo la sobrecarga reduzca la porosidad. Aunque hay muchas excepciones, se puede decir que la porosidad disminuye con el aumento en la profundidad o en la edad de la roca. Asimismo, pueden tener porosidad secundaria en forma de pequeñas cavidades, estas se deben a la acción de aguas de formación o fuerzas tectónicas en la matriz de roca después del depósito.

FIG. 1.6 Esferas ilustrando una porosidad máxima del 47.6% A: vista tridimensional B: sección

FIG. 1.7 Esferas ilustrando una porosidad mínima del 25.9% A: vista tridimensional B: sección

1.5.2 PERMEABILIDAD La permeabilidad es una medida de la facilidad con la que los líquidos fluyen a través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo, la permeabilidad permanece constante siempre y cuando el líquido no interactué con la roca en sí. La unidad de la permeabilidad es el “Darcy” que es muy grande. Por lo tanto se usan comúnmente el mili-Darcy (md). Se dice que una roca tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por


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segundo bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro. Una roca debe tener fracturas, capilares o poros interconectados para ser permeables. Por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor; sin embargo, esto no es ningún concepto o regla absoluta. 1.5.3 SATURACIÓN La saturación en fluido de una roca es la relación entre el volumen de un fluido en los poros con el volumen total de los poros (Figura 1.8). Las saturaciones se expresan como porcentajes del volumen de los poros. En un yacimiento de hidrocarburos se pueden encontrar simultáneamente agua, petróleo y gas. Sin embargo, debido a los efectos de la gravedad, los fluidos se segregan o separan en el yacimiento. Parte de los fluidos de un yacimiento no puede extraerse; esta parte de los fluidos recibe el nombre de saturación residual o irreducible. A veces las saturaciones residuales de hidrocarburos pueden extraerse mediante los métodos de recuperación secundaria o terciaria. Al estudiar un intervalo productor, aquella fracción del espacio en los poros que no contiene agua se supone que contiene hidrocarburos.

FIG. 1.8 Relación entre el volumen de un fluido en los poros con el volumen total en los poros

1.6 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS 1.6.1 RESERVAS PROBADAS


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Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se estima ser recuperable de yacimientos conocidos por medio de mecanismos primarios o secundarios, es decir, elevación natural o artificial (bombeo mecánico, eléctrico, hidráulico o neumático), o mediante inyección de fluidos (agua, vapor, aire, CO 2, gas seco, etc.). 1.6.2 RESERVAS SUPLEMENTARIAS Las reservas suplementarias, son una subcategoría de las reservas probadas, son aquellas que se recuperarán mediante la aplicación de varias técnicas llamadas en su conjunto, de recuperación mejorada (secundaria o terciaria). Ello puede expresarse matemáticamente mediante la igualdad:

1  Sw  Saturación de hidrocarburos. 1.6.3 RECURSOS NO PROBADOS Es el volumen de petróleo que se estima será recuperado de las partes de las cuencas sedimentarias donde el taladro aún no ha comprobado la presencia o no de depósitos petrolíferos. 1.6.4 RESERVAS PROBABLES Son aquellas reservas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de estos yacimientos sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. El concepto de reserva probable difiere esencialmente del concepto de reserva probada, por el hecho de que no hay pozos exploratorios perforados en el área que se está evaluando. 1.6.5 RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLÓGICO Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, las reservas posibles son el volumen de hidrocarburos que se cree que existe en áreas aún no exploradas, evaluando solamente con base a criterios geológicos.

1.7 MÉTODO VOLUMÉTRICO PARA LA ESTIMACIÓN DE RESERVAS PROBADAS Este método se lo realiza al inicio de desarrollo de los campos, y se basa en el cálculo del volumen de las cantidades de petróleo in situ que están originalmente en los yacimientos, a las cuales se les multiplica por el factor de recuperación que análisis petrofísicos, de presión, volumen, temperatura (PVT) y de ingeniería petrolera, determinan para cada tipo de depósito. El material básico para la estimación de reservas por el método volumétrico es:


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a) Los registros eléctricos de los pozos b) Los análisis de muestras c) Los análisis de los fluidos encontrados d) La determinación de la porosidad total y de la porosidad efectiva e) La determinación de la permeabilidad y el estudio de otros parámetros. Es muy importante tener todos estos datos en el inicio del desarrollo del campo, ya que para una correcta evaluación de las reservas, hay necesidad de que dichas muestras presenten lo mas aproximado posible, las condiciones del yacimiento. Así, el volumen total de hidrocarburos in situ puede ser expresado por:

V  A  h    1  Sw [Acres-Pies] El volumen de hidrocarburos usualmente es expresado en barriles:

V  7758  A  h    1  Sw El volumen de hidrocarburos que se podría recuperar es:

V  7758  A  h    1  Sw  FR

(1.1)

donde: A = área del yacimiento en Acres. h = espesor del yacimiento en Pies Ø = porosidad en porcentaje. Sw = saturación de agua en porcentaje. FR = factor de recobro. Podemos concluir que los principales parámetros físicos necesarios para evaluar un yacimiento son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor permeable de la capa hidrocarburífera, y permeabilidad. Estos parámetros pueden ser derivados o deducidos de registros eléctricos, nucleares o acústicos.


13


2


PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS

Una de las propiedades físicas más importantes de las rocas es la resistividad. Las mediciones de resistividad en conjunto con la porosidad y la resistividad del agua se usan en los cálculos de saturación de agua, y en consecuencia, en la saturación de hidrocarburos. La resistividad (R), llamada también resistencia específica, se puede definir como la capacidad que tiene una sustancia de “resistir”, o impedir el flujo de una corriente eléctrica. La Figura 2.1 ayuda a entender el concepto de la resistividad eléctrica. Un generador libera una corriente eléctrica, I, al alambre metálico de sección transversal A y longitud L. La caída de voltaje, V, entre los extremos del alambre varía proporcionalmente con I. Esta se expresa matemáticamente por la Ley de Ohm como:

V  I *r

(2.1)

Fig. 2.1 Esquema de un circuito eléctrico

Donde r es la constante del alambre, que es la medida de la oposición ejercida por el alambre al paso de la corriente, esta constante se aplica sin tomar en cuenta la naturaleza ni la geometría del alambre. Si V, el voltaje se expresa en voltios, I, se expresa en amperios, entonces r, será expresado en ohmios. El reciproco de la resistencia (1/r) es la conductancia, c, que estará dada en mhos o siemens. Si se reemplazara el alambre del circuito por otro del mismo material pero de diferente geometría, es decir, diferente longitud y área transversal, y la corriente entregada se mantiene constante, se producirá un cambio en la caída de voltaje entre los extremos del alambre. El cambio en la caída de potencial es


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producido por un cambio en la resistencia del alambre, si la longitud del alambre aumenta entonces aumenta su resistencia y si el área del alambre aumenta entonces la resistencia disminuye: L (2.2) r  R *   A donde R es la resistividad, que es la capacidad de una sustancia de impedir o resistir el flujo de una corriente eléctrica a través de ella. La resistividad es independiente de la forma y el tamaño del conductor. La resistividad es una propiedad física básica del material, su valor es constante para todas las piezas de un mismo material a una temperatura dada. Si la resistencia se expresa en ohmios (Ω), la longitud en metros (m) y el área en (m 2), entonces la resistividad estará dada en (Ω-m). Suponiendo que el voltaje atraviesa un cubo de 1 metro de lado podemos calcular:

L r  R *   A  1m  r  R * 2   1m  rR Por definición podemos decir que la resistividad R es igual numéricamente a la resistencia r, cuando el voltaje pasa a través de un material cúbico de 1 m de lado. La conductividad, C, es el inverso de la resistividad, para evitar fracciones decimales, la conductividad se expresa generalmente en milimhos por metro (mmho/m) donde: 1000 mmho/m = 1mho/m C = 1000 / R (mmho / m)

(2.3)

2.1 NATURALEZA DE LA RESISTIVIDAD ELÉCTRICA DE LAS ROCAS RESERVORIO Las rocas reservorio son normalmente rocas sedimentarias, porosas y permeables. Estas incluyen tres tipos de rocas principales:   

Areniscas, con fragmentos consolidados principalmente minerales de cuarzo, SiO2. Caliza, CaCO3 con restos orgánicos precipitados de calcio, y Dolomita, CaMg(CO3)2 con alteraciones químicas formadas principalmente por calizas.

La mayoría de las rocas sedimentarias contienen agua en sus poros, que por lo general contienen sales disueltas. El grado de salinidad varía en gran medida. A más de agua, las rocas sedimentarias también contienen petróleo y / o gas natural.


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La naturaleza de la resistividad eléctrica de las rocas reservorio puede explicarse reemplazando el alambre del circuito de la Figura 2.1 por un core limpio y seco de una de las tres rocas. Un core, normalmente es un cilindro para ejemplos de análisis. Solventes se utiliza para limpiar la muestra de todos los fluidos residuales. El resultado es un core limpio y seco que contiene solo aire en sus espacios porosos. El core se adapta a unos electrodos que cubre completamente el área de las dos caras opuestas (Figura 2.2). Este arreglo garantiza el flujo lineal de corriente.

Fig. 2.2 Esquema de un circuito eléctrico, con un core como resistencia

Con el core limpio y seco en lugar del alambre metálico no significa que la corriente pueda pasar a través del circuito porque la roca matriz y el aire que satura los espacios porosos son pobres conductores de electricidad o aislantes. Sin embargo, rocas reservorio in situ son casi siempre conductores. Puesto que el petróleo y el gas también son aislantes, la conducción eléctrica en las rocas reservorio resulta por la presencia de agua. El core saturado con agua pura de la Figura 2.2, podría no significar un cambio como en los anteriores casos donde los poros están con aire, ya que el agua pura es también un pobre conductor. Si una sal, tal como NaCl, es disuelta en agua, es posible que circule corriente a través del core saturado con sal muera. La conducción es realizada a través de solución salina, normalmente referido como los electrolitos. Las moléculas de sal cuando se disuelven en agua se disocian en partículas llamadas iones. Los iones son átomos o moléculas eléctricamente cargadas como resultado de electrones en exceso o deficiencia de ellos. Para el NaCl, los átomos de sodio se disocian en cargas positivas (cationes) y el cloro se disocia en cargas negativas (aniones): NaCl → Na+ + ClCuando se establece un campo eléctrico a través del core, los iones se dirigen a través del agua, los iones positivos hacia los electrones negativos y los electrones negativos hacia los positivos. Las cargas eléctricas en circulación son


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transportadas dentro de la roca por iones o electrones que tiene la roca. La conducción en las rocas es electrolítica. Para tener una mejor idea del significado de las diferentes resistividades de interés en registros eléctricos, debemos asumir un cubo de una unidad de longitud conectado a un circuito con una fuente de voltaje en la (Figura2.3) por lo que tenemos que r es igual a R. El cubo tiene las siguientes características:

Fig. 2.3 Esquema de un circuito eléctrico cuya resistencia es un cubo de 1m. de lado



Se encuentra lleno de agua + 10% de NaCl, en este caso se tiene agua salada que simula agua de formación de resistividad Rw. Rw = V / I1 (Ω.m)



Al mismo cubo añadimos una fracción de arena, se desaloja un 60% de agua con lo que obtenemos una porosidad del 40%. Tomando en cuenta que el espacio poroso sigue lleno de agua, tendríamos una formación limpia saturada al 100% de agua de formación. Ro = resistividad de la formación saturada 100% de agua. Ro = V /I2 (Ω.m)



Luego inyectamos petróleo, y simulamos una formación virgen que incluye roca matriz, agua y petróleo, y obtendríamos la resistividad total Rt. Rt = resistividad total de la formación no afectada por proceso de invasión. Rt = V / I3 (Ω.m)

Debido a que el flujo de corriente en la formación se debe solo a la presencia de agua intersticial, entonces la relación de las intensidades de corriente sería la siguiente: I1 > I 2 > I 3 por lo que: Rw < Ro < Rt EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

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y Cw > Co > Ct La resistividad total normalmente varía de 0.2 hasta 1000 (Ω.m), es muy raro encontrar una resistividad total mayor a 1000 (Ω.m), pero puede darse el caso en una formación de evaporita. La roca matriz es una roca seca, que es aislante, pero es raro encontrarlas; por lo tanto la resistividad es alta y la conductividad es baja incluso casi igual a 0. El hidrocarburo puro también constituye un aislante, es decir conductividad baja y resistividad alta; pero la conductividad no puede llegar a ser igual a 0, ya que en el petróleo siempre estará mezclado con el agua. El agua salada es conductiva y la conductividad C es proporcional a la cantidad de sal. Resumiendo se tiene las siguientes consideraciones:      

2.2

El flujo de corriente en la formación se debe a la presencia de agua intersticial. A mayor porosidad existirá mayor conductividad ya que se tiene una mayor cantidad de iones en movimiento, porque va a existir más volumen lleno de agua. Cualquier formación tiene una resistividad mesurable y finita. La resistividad es alta cuando existe presencia de hidrocarburo, mientras que la resistividad es baja en presencia de agua de formación. Si la temperatura es alta, pero considerando la concentración de sal constante, los iones se mueven con mayor facilidad, y como consecuencia existirá mayor conductividad. También va a depender en gran magnitud de la litología.

FACTOR DE FORMACIÓN (F)

Es una constante propia de la formación que caracteriza la litología. El factor de formación depende de la litología, la porosidad, el tamaño de los poros y el arreglo de los granos. Por el núcleo saturado cuya resistividad es Ro, circula una corriente y se presenta una caída de potencial a través del núcleo. La resistencia (ro) del núcleo puede obtenerse con la ley de Ohm: V  rO * I (2.4) Entonces puedo obtener Ro pues L y A son conocidos. L rO  RO    A

(2.5)

Puesto que el agua salada, es el que permite la conductividad de la roca, es posible reemplazar el núcleo por un volumen de agua de la misma conductividad y obtener la misma resistencia entre los dos electrodos. (Figura 2.4) Los iones se mueven a través de la roca, siguiendo caminos tortuosos, así la longitud del volumen equivalente de agua, Le, es mayor que la longitud real, L. El volumen de agua en el núcleo es: A*L*Φ. Este volumen debe tener la misma salinidad en el volumen de agua de circuito equivalente. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

18



El área de la sección transversal equivalente del volumen de agua, A e, será:

Ae 

AL (2.6)

Le

Fig.2.4 Esquema del circuito eléctrico, caso del tubo lleno de agua

se puede expresar la resistencia, rw, del volumen equivalente de agua por: rW  RW *

Le Ae

(2.7)

reemplazando 2.6 en 2.7, se tiene: Le 2 (2.8) AL Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formación pura con contenido de agua (esto es, una capa que no contenga ni hidrocarburos ni una cantidad apreciable de arcillas), es proporcional a la resistividad del agua con el cual está completamente saturada. La constante de proporcionalidad se llama factor de resistividad de formación, F, rW  RW *

F

Ro Rw

(2.9)

dado que ro= rw, se tiene, Ro




R * Le 2 L  w  AL  A



(2.10)

19



Rw * Le 2 Ro  L2

(2.11)

Ro Le2  RW L2

(2.12)

ó

igualando a la ecuación (2.9) se tiene: 2  Le   1   F      L   

(2.13)

Le   = tortuosidad L

(2.14)

2

donde:

El factor F de una formación depende de la tortuosidad de la roca y de la porosidad. Si tenemos varias fases y el medio es el mismo u homogéneo, F es el mismo. F es una característica de los medios porosos. En una porosidad determinada, la proporción Ro/Rw permanece casi constante, para todos los valores de Rw por debajo de o aproximadamente 1 Ω.m. En el caso de aguas más dulces y con mayor resistividad, el valor de F puede disminuir a medida que aumenta Rw. Se atribuye este fenómeno a una mayor influencia proporcional de la conductancia superficial de la roca. En el caso de un agua de salinidad dada, mientras mayor sea la porosidad de una formación, menor será la resistividad de la formación Ro, y también el factor de formación F. por consiguiente, el factor de formación está inversamente relacionado a la porosidad. Es también una función de la estructura porosa y de la distribución del tamaño de los poros. Dado que F es una cantidad adimensional que depende solamente de las propiedades de la roca, este es un parámetro importante en la interpretación de registros eléctricos. Como veremos más adelante la ecuación 2.9 puede utilizarse con tres propósitos: 1. Para determinar Ro cuando F y Rw son conocidos, Ro entonces puede compararse con Rt, para detectar la presencia de hidrocarburos. 2. Para determinar F cuando Ro y Rw son conocidos. F se puede utilizar para obtener la porosidad de la formación. 3. Para determinar Rw cuando F y Ro son conocidos. Rw puede utilizarse en otros módulos petrofísicos para determinar la salinidad del agua de formación.


20



2.3 EFECTO DE SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN Y TEMPERATURA SOBRE LA RESISTIVIDAD DE LAS FORMACIONES Los factores que afectan la resistividad del agua de formación Rw, también afectan a la resistividad total de la formación Rt. Entonces tanto Rw como Rt dependen de las cargas eléctricas que se mueven a través de la roca sedimentaria. En la conducción electrolítica, como en este caso, la conductividad de la formación depende de: 1. Número de iones presentes en la formación, generalmente llamada concentración o, para aguas de formación, salinidad. 2. Velocidad con la que los iones se mueven a través de la solución, esta velocidad se relaciona directamente con la temperatura, por ende la conductividad también depende de la temperatura 3. Carga de los iones, esta depende del tipo de sal en solución, la carga variará de acuerdo con la conductividad de cada sal y la concentración que cada una tenga en la solución total. 2.3.1

CONCENTRACIÓN

Existen dos tipos de concertación principalmente 2.3.1.1 Concentración volumétrica.- La mayoría de análisis químicos de la composición de sal de una solución conductiva expresados en concentración iónica como: Peso de la Sal gramo gramo Concentración   o Volumen de la solucón litro galón La concentración expresada como base volumétrica varía con la temperatura. 2.3.1.2 Concentración en peso.- Esta no depende de la temperatura, solamente del peso del soluto y de la solución. Peso de la Sal miligramo Concentración    ppm Peso de la Solución Kilogramo donde ppm quiere decir: partes por millón y son los miligramos de sal que existe en un kilogramo de solución. Para poder convertir las unidades de concentración de una solución de gramo – litro (gr/lt) a partes por mil, se divide para la densidad de la solución en gr/cm 3. En efecto la concentración volumétrica y la densidad deben estar a la misma temperatura. La Figura 2.5., muestra la relación entre concentración y densidad de una solución de NaCl a 77°F. 2.3.2 MOVILIDAD La velocidad de los iones, generalmente referida como movilidad, se determina por la oposición o fuerza de resistencia que ellos encuentran al moverse a través de la solución.


21



La fuerza de resistencia por lo general es controlada por el tamaño de los iones y la viscosidad del solvente. El efecto de la temperatura sobre la resistividad de la solución salina es de considerable importancia en la interpretación cuantitativa de los registros eléctricos, donde ésta es necesaria para corregir las medidas de temperatura tomadas en superficie y llevarlas a condiciones de la formación. En la Figura 2.6, podemos determinar la resistividad de una solución pura de NaCl como función de la concentración y temperatura. Este monograma se lo desarrolló en forma experimental. CONCENTRACIÓN DE LA SOLUCIÓN DE NaCl


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Arps desarrolló una aproximación empírica para esta conversión, que proporcionaron resultados dentro del rango de exactitud de los datos disponibles:  T  6.77   º F R 2  R 1  1  T2  6.77   T  21.5   º C R 2  R 1  1  T2  21.5 

(2.15) (2.16)

donde R1, R2 son las resistividades de las soluciones de NaCl a temperaturas de T1 y T2, respectivamente. Cuando se escribe el valor de una resistividad se debe siempre especificar la temperatura a la que se ha calculado dicha resistividad, por ejemplo: Rt = 4.5 (Ω.m) @ 120 ºF

Fig. 2.6 Monograma para determinar la resistividad del agua de formación, conociendo la salinidad y su temperatura


23



2.3.3 CARGA DE LOS IONES La conductividad de cada solución pura de sal normalmente encontrada en aguas de formación varía únicamente con la concentración (Figura 2.7). Como se puede ver la resistividad es diferente, para diferentes sales. Para algunas sales, tales como el cloruro de potasio KCl, la conductividad se incrementa cuando se incrementa la concentración. Para otras sales semejantes al cloruro de calcio CaCl2, la conductividad incrementa al inicio cuando su concentración aumenta, luego disminuye cuando la concentración es alta.

Fig. 2.7 Conductividad de la solución de sales a 18°C

En muchas soluciones concentradas, los compuestos de iones polivalentes muestra la disociación incompleta. Por ejemplo CaCl2 disocia de CaCl+ + Cl-, en lugar de Ca++ + 2Cl-. Altos niveles de concentración, sales adicionales están ligeramente disociadas y se encuentran libres en el agua y causan incremento de viscosidad y por ello empieza a decrecer la conductividad. En soluciones que contienen más de una sal, la contribución de cada sal a la conductividad total depende de: 1. La concentración total de sólidos en la solución 2. La concentración fraccional de la sal, y 3. La conductividad de cada sal a la concentración total de sólidos.


24



La determinación analítica experimental de la solución salina como función de todos los solutos presentes es compleja e impráctica. Con suficiente exactitud para propósitos prácticos, la conductividad de una solución de N sales está dada por:

C sol

1  nt

N

n c i 1

i

i

(2.17)

donde: Ci = conductividad de la ienésima sal a la concentración total de sólidos disueltos. Cs = conductividad de la solución (1/Ω/m) nt = concentración total de sólidos disueltos. [ppm] (TDS) ni = concentración de la ienésima sal. [ppm] Las aguas de formación de moderada a alta salinidad son predominantemente soluciones de NaCl. Dado que la concentración de iones polivalentes es generalmente baja, la conductividad de la mayoría de las formaciones se incrementa con la concentración, aún a altos valores. En casos donde la resistividad de la solución salina no se ha medido directamente, ésta se puede calcular a partir del análisis químico de la solución (titulación).

GEN – 8


25



GEN – 9


26



Conociendo la concentración de cada sal, se obtiene la concentración total de sólidos disueltos, lo que permite que mediante un factor de multiplicación (carta GEN-8), pueda convertirse a una concentración equivalente de NaCl (n e). La concentración equivalente de NaCl, (ne), de una solución de N sales puede expresarse como: N

ne   ni  ki

(2.18) i 1 donde: ni = concentración de cada una de las sales presentes ki = factor de multiplicación del ienésimo ión a la concentración total de sólidos disuelto, TDS en la tabla GEN-8. Los datos de conductividad de varias sales puras comúnmente encontradas en agua de formación se utilizaron en el desarrollo de estos multiplicadores. Cuando la concentración equivalente de NaCl es conocida, se puede determinar su resistividad a cualquier temperatura usando carta GEN-9.

RELACIÓN FACTOR DE FORMACIÓN – POROSIDAD

2.4

La ecuación en que F = f(  , Ф) es impráctica, debido a que la tortuosidad de la roca es imposible medir. Varios investigadores estudian la relación entre F y otras propiedades petrofísicas para diferentes modelos de un medio poroso, los modelos utilizados incluyen:   

Paquetes de esferas Tubos capilares Redes Neuronales

Debido a que estos modelos son sobresimplificaciones de sistemas complejos, ellos tienen ciertos limitantes en predecir el comportamiento del flujo de la corriente eléctrica en un medio poroso saturado con sal muera. Sobre la base de medidas de laboratorio de F y Φ de una muestra, Archie sugiere la siguiente relación empírica: (2.19) F   m Esta ecuación se obtuvo como resultado de las investigaciones de W. Winsauer de la relación de factor de resistividad de la formación con la porosidad de diferentes areniscas. Lo que pudo concluir que para las rocas estudiadas la relación: F 

a m

(2.20)

donde a y m son parámetros propios de la litología; investigaciones teóricas y experimentales muestran que estos varían principalmente con la geometría de los poros. a: es una constante empírica m: factor de cementación. Esta última ecuación proporciona un mejor ajuste con un conjunto de datos de campo.


27



La utilidad de las ecuaciones 2.19 y 2.20 en la determinación de F está gobernada por los valores de a y m. Investigaciones teóricas y experimentales muestran que estos valores varían principalmente con la geometría de los poros. El exponente m varía principalmente con el grado de consolidación de la roca. Timur, estudió algunas formaciones de arena y encontró que los coeficientes a y m varían en un amplio rango de valores. El coeficiente a varía de 0.35 a 4.78, y m varía de 1.14 a 2.52. Para formaciones de carbonatos, el exponente de cementación puede alcanzar 2.9 o más. El factor de cementación está en función del grado de consolidación de la roca. M 2.0 - 2.3 1.8 - 2.0 1.4 – 1.7 1.3

Litología Rocas altamente cementadas ( Calizas, dolomitas) Rocas moderadamente cementadas (arenas consolidadas) Rocas ligeramente cementadas (arenas poco consolidadas) Rocas no consolidadas a 0.81 1.00

Litología Arenas Carbonatos

La Figura 2.8 muestra las variaciones de m en base a F y a la porosidad (Ф) para diferentes tipos de rocas.

Fig. 2.8 Gráfico del factor de resistividad de la formación versus la porosidad

2.5

RELACIÓN FACTOR DE FORMACIÓN Y POROSIDAD A PARTIR DE MEDIDAS DE LABORATORIO

La relación factor de formación y la porosidad para un reservorio específico o formación se determina a partir de medidas de laboratorio de F y Ø con varias muestras representativas de core. El procedimiento experimental requiere varios pasos: EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

28



1. Las muestras representativas de core, son limpiadas para remover cualquier hidrocarburo. 2. Las muestras de core son saturadas completamente con salmuera de resistividad, Rw, conocida. El mejor resultado de las medidas depende de la obtención de una salmuera similar en composición al agua de formación. 3. La resistencia eléctrica de la muestra de core, ro, es medido cuando la muestra está completamente saturada. 4. Se mide la porosidad de la muestra. Estos pasos se cumplen adecuadamente, cuando se conoce la técnica. Los datos de laboratorio son usados para calcular Ro y F de cada uno de los cores. Luego se grafica el factor de formación vs. la porosidad en un papel logarítmico, se traza una línea que se ajusta a los datos entre el factor de formación y porosidad, para luego determinarse m y a, a partir de la pendiente y la intercepción de la ordenada que corresponde al valor de log1 respectivamente. La Figura 2.9 presenta un ejemplo de lo expuesto anteriormente. Una de las líneas muestra que las medidas se obtuvieron a condiciones de ambiente. La segunda línea es obtenida cuando la medida se repite a presiones diferenciales tipicas del reservorio.

Fig. 2.9 Ejemplo del factor de resistividad vs porosidad

2.6 RELACIONES GENERALIZADAS FORMACIÓN Y POROSIDAD

ENTRE

FACTOR

DE

2.6.1 ECUACIÓN DE HUMBLE Cuando no están disponibles muestras de formación, se utiliza relaciones generalizadas, que gracias a investigaciones, los autores obtuvieron valores para a y m que permiten escribir la expresión así:


29



F

0.62  2.15

(2.21)

Una ecuación simplificada para aproximar la ecuación de Humble para areniscas es: 0.81 (2.22) F 2  Las ecuaciones 2.21 y 2.22 son las más comúnmente utilizadas para areniscas debido a que son recomendadas por la mayoría de compañías de servicios de registros y aparecen en sus cartas.

2.6.2 ECUACIÓN DE PHILIPS Un gráfico de F – Ф obtenido por Carother a partir de 793 muestras. Cuando el factor de formación se promedia y grafica para un punto medio de un rango dado de porosidad se obtiene una relación general para areniscas: F

1.45  1.54

(2.23)

2.6.3 FÓRMULA DE CHEVRON Recogió una colección extensiva de datos de F - Ф que consistía de 1833 muestras de arenisca, estos análisis dieron como resultado la siguiente fórmula: F

1.13  1.73

(2.24)

. 2.6.4 RELACIÓN F - Ф DE DATOS DE REGISTROS DE POZOS Las relaciones anteriores son medidas de laboratorio realizadas a la presión atmosférica. Porter y Carothers definieron un procedimiento para establecer estas relaciones de datos de registros de pozos obtenidos bajo condiciones in-situ. Partiendo de 2295 datos de F y Ф obtuvieron relaciones generalizadas para cada campo geológico específico. F

2.45 1.08

y

2.6.5 RELACIÓN F- Ф PARA ROCAS CARBONATADAS La gran variación en los tipos de rocas arcillosas y otras formaciones carbonatadas hace mucho más difícil definir una relación generalizada F- Ф. Sin embargo existen unas pocas relaciones generalizadas en uso. Una ecuación para rocas calcáreas obtenida a partir 188 muestras por Carother es:


30



F

1 2

(2.25)

Las siguientes ecuaciones son recomendados para rocas compactas y de baja porosidad, carbonatos no fracturados, respectivamente. F

F

1 

(2.26)

2.2 a 2.5

1 

(2.27)

1.870.019 / 

Está última es la ecuación de Shell. Todas estas ecuaciones se presentan en la figura 2.10.

Fig. – Representación gráfica de las diferentes relaciones generalizadas entre F y Ф

2.7 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE INTERPRETACIÓN - ECUACION DE ARCHIE

PARA

LA

En las secciones anteriores presentamos un gran número de parámetros utilizados para evaluar formaciones. Si pudiéramos obtener una relación entre la resistividad de la formación y los otros parámetros, tendríamos una relación matemática sumamente útil para nuestro trabajo en zonas potenciales de hidrocarburos. El resto de esta sección se dedicará a desarrollar dicha fórmula. La utilidad de la registración de resistividad se basa en el hecho que:


31


 


El agua salada es un conductor (baja resistividad). Los hidrocarburos y rocas son aislantes (alta resistividad).

Consideremos la unidad cúbica la Figura 2.11

Fig.2.11. Esquema de una unidad cúbica que permite deducir la ecuación de Archie

CUBO “A”: La resistividad Rt del cubo variará con la resistividad del agua Rw (es decir: cuando Rw aumenta, Rt aumenta y viceversa). Por consiguiente:

Rt  R w

CUBO “B”: Reemplaza el 25% del cubo con roca (entonces Ø = 75%), pero mantiene constante Rw, la resistividad Rt aumenta cuando disminuye la porosidad  es decir: como Ø disminuye Rt aumenta.) Por consiguiente:

Rt 

1



CUBO “C”: Reemplazando 30% de porosidad restante con hidrocarburo, la resistividad Rt aumenta cuando disminuye la saturación de agua (es decir, cuando Sw disminuye Rt aumenta). Por consiguiente:


Rt 

1 Sw

32



Combinando las observaciones anteriores, podemos decir que:

Rt  R w 

1





1 SW

ó,

Rt 

Rw  SW

(2.28)

Para resolver la constante de proporcionalidad, primero limitemos la ecuación como sigue: Si S w  100 % (Es decir: no hay hidrocarburo y la porosidad es 100% lleno de agua). Entonces se tiene que Ro  Rt

 Ro

Rw

(2.29)



Ahora si   1 , entonces RoRw ; se ha determinado experimentalmente que: “La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la solución salina con la cual esta saturada totalmente: Ro Rw

F 

(2.30)

Para una porosidad dada la relación Ro/Rw permanece constante para cualquier valor de Rw que no exceda de aproximadamente 1Ω-m. Regresando a la ecuación (2.29) e introduciendo la porosidad como una variable, esto es claro que: F 

1 

Esto es obvio, ya que la relación entre Ro y Rw se relacionan a ese cubo anterior de roca y a sus características de porosidad. Se sabe que: F 

a

m

Como: Ro  FR w

Rt  Ro 

aRw

m

cuando S w  100 %

(2.31)

Si S w no es igual al 100%, entonces, Rt 


Rw



m



1 SW

(2.32)

33



1 SW Ro  Rt

ó

Rt  R o

ó

SW

Experimentalmente se determinó, que esta relación es dependiente del exponente de saturación “n” como:

Sw 

Ro FRw a R   m w Rt Rt  Rt

(2.33)

El exponente de saturación depende del tipo de roca principalmente de la manera en que los poros están conectados (se obtiene experimentalmente) y su rango varía entre:

1  n  2.5

Para la mayoría de las rocas consolidadas y limpias n=2 a menos que se tenga información más específica.

Sw 

FRw aRw  Rt  m Rt

(2.34)

La ecuación 2.34, forma la relación de Archie que es la base para todas las técnicas convencionales de interpretación. Mejoramientos y refinamientos se pueden hacer a la fórmula de Archie para diferentes tipos de rocas más complicadas. Podemos determinar la saturación de agua SW en base a la Figura 2.12, si conocemos la relación de resistividades Rt /RO y el exponente de saturación n.

Fig. 2.12 Gráfico que relaciona Rt/Ro versus la saturación de agua


34



2.7.1 ÍNDICE DE RESISTIVIDAD Las primeras interpretaciones cuantitativas de registros eléctricos utilizaron esta fórmula que consistía en la comparación entre:  Rt, Registrada en una roca yacimiento con presencia potencial de HC, y  Ro, registrada en una roca yacimiento conocida y saturada al 100% de Agua.

IR 

- Presencia de Hidrocarburo Rt>Ro => IR> 1 - Muestra saturada 100% de Agua Rt=Ro => IR = 1 - Error : Ro > Rt Físicamente imposible IR < 1

Rt Ro

Nota: Si Sw = 100 %

1. De

Sw 

FRw Rt

=> Rt = F Rw

2. Sabemos :



R o = F Rw

Ro = Rt

esto supone que:  

Ambas capas tienen F y Ф similares (Figura 2.13). Ambas capas contienen aguas de formación con salinidades parecidas.

Es decir que la formación permeable tiene el mismo factor de formación en el intervalo que contiene agua (donde se obtuvo Ro), que la zona que contiene hidrocarburo (donde se obtuvo Rt).

Fig. 2.13 Una formación permeable contiene el mismo valor de F, ya sea que contiene agua o hidrocarburo


35


Sw 

FRw  Rt


Ro  Rt

aRw 1  IR  m Rt

La última relación se cumple para arenas limpias, consolidadas y moderadamente resistivas. En resumen la resistividad de una formación (Rt) depende de:     

Porosidad .- Cantidad de espacio poroso ( Agua + HC ) Resistividad del Agua (Rw).- Concentración de sal. Saturación de Agua (Sw).- Cantidad de Agua Presente. Litología (a, m, n).- Tipo de Roca. Temperatura.- Mayor o menor velocidad de movimiento de iones (función de profundidad).


36


3


MEDIDAS AMBIENTALES

La mayoría de los conceptos teóricos se desarrollaron asumiendo un medio ideal en el cual se toma en cuenta los siguientes aspectos: a) La formación es un medio infinito, homogéneo e isotrópico. b) El pozo es un cilíndrico regular, de diámetro conocido lleno de un fluido homogéneo de propiedades conocidas. c) Capas que atraviesan el pozo con homogéneas e isotrópicas. Estas asunciones de un medio ideal también se extienden al desarrollo de ecuaciones para la interpretación cuantitativa de registros, por consiguiente se hace necesario corregir los datos obtenidos en un ambiente real antes del uso de estas ecuaciones. Estas correcciones consisten en quitar esa parte de la señal causada por la desviación del ambiente real del ideal. Ciertas herramientas de registros normalmente se diseñan para funcionar mejor en ciertos ambientes, por consiguiente el uso de las herramientas en ambientes diferentes producirá un registro de calidad baja y no representativo. La selección de la herramienta para correr en ciertos pozos, estará en función de la calidad del registro y la cantidad de información que se necesita extraer. Para esto se requiere conocer cierta información del ambiente real del pozo tal como:    

Diámetro y forma del hueco. Propiedades de los fluidos de perforación que llenan el pozo. Temperaturas de la formación y del pozo La variación radial de las propiedades de la formación.

3.1 DIÁMETRO Y FORMA DEL HUECO Para una determinación del diámetro y forma del hueco se necesita una herramienta llamada caliper. Este registro indica claramente que el diámetro real del hueco difiere en gran medida del diámetro de la broca utilizada para la perforación del hueco. La diferencia es considerable en algunos casos, como se observa en la Figura 3.1 que muestra el perfil real de un hueco perforado con una broca de 12 pulgadas. La sección registrada se puede utilizar para determinar el volumen del hueco. Se puede observar en la figura que el hueco esta muy lejos de ser un cilindro regular con diámetro uniforme. El diámetro real y forma del hueco depende de las formaciones perforadas. En la parte superior del hueco parece ser lisa, con el diámetro igual al de la broca. En la sección A se muestra para el caso de formaciones duras, consolidadas e impermeables. El diámetro de la sección B es realmente más pequeño que el diámetro de la broca. Esto normalmente ocurre en el caso de formaciones


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permeables perforado con un lodo que contiene sólidos. El espesor de la costra del lodo depende de las propiedades del lodo. En formaciones permeables el diámetro del hueco es reducido por el espesor de la costra de lodo. Las propiedades de costra de lodo como: resistividad, densidad difieren considerablemente de la formación circundante.

Figura 3.1 Registro en el que el diámetro real del hueco difiere en gran medida del diámetro de la broca utilizada para la perforación del hueco


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En la sección C de la Figura 3.1 el diámetro real del hueco perforado es de 3 1/2 pulgadas. Tal agrandamiento ocurre en formaciones no consolidadas, suaves, debido al efecto de fricción de los lodos de perforación. Este agrandamiento también ocurre en formaciones solubles en agua y en formaciones naturalmente fracturadas. Los agrandamientos del hueco perforado normalmente son más observados en formaciones que contienen lutitas, debido a sus propiedades electroquímicas, los minerales de la arcilla absorben agua causando en la formación un hinchamiento. Este hinchamiento debilita la formación y produce derrumbes en la formación el cual produce que se formen cavidades. La intensidad del derrumbe da como resultado el agrandamiento del hueco perforado ya que este depende de las propiedades físicas de la arcilla y del fluido de perforación. El lodo base agua fresca causa mayores cavidades que el lodo base agua salada, estas cavidades normalmente no se presentan cuando se utiliza un lodo base aceite. La rugosidad del hueco perforado se lo puede observar en la sección D de la Figura 3.1. El alargamiento del hueco en las herramientas, centradas mecánicamente causa que se sitúe en lo más alejado de la formación investigada. El espacio entre la herramienta y la formación es ocupado por el lodo de perforación, que exhibe propiedades físicas muy diferentes a las de la formación. Las herramientas de registros se diseñan para investigar un volumen prescrito; ello causa generalmente que una pequeña fracción del volumen sea ocupada por el lodo. Cuando esta fracción aumenta con el diámetro del hueco, la respuesta de la herramienta no puede atribuirse completamente a la formación. En alargamientos extremos la respuesta de la herramienta corresponde completamente al fluido de perforación utilizado. Cuando el patín de la herramienta es presionado contra la cara de la formación, los sensores son separados de la formación por la costra de lodo y/o baches de fluido de perforación. (Figuras 3.2 y 3.3).

Figura 3.2 Patín apretando a la costra de lodo en una zona donde no se ha producido derrumbe


Figura 3.3 Patín apretando a la costra de lodo en una zona donde se ha producido derrumbe

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Las herramientas con patín (por ejemplo, herramienta de microresistividad, densidad), tiene un pequeño radio de investigación. Consecuentemente la zona de la costra de lodo y de los baches puede afectar considerablemente a la respuesta de la herramienta. Un análisis adecuado de las mediciones del registro requiere el conocimiento del diámetro y forma del hueco. Para determinar la geometría del hueco, un registro caliper por lo general se puede combinar con registros:    

Microresistividad Densidad Neutrón Sónico, etc.

Cada una de estas herramientas va a proporcionar diferentes diámetros y formas de hueco pero muy relacionadas la una con la otra.

3.2 PROPIEDADES DEL LODO FILTRADO DE LODO Y COSTRA DE LODO Las herramientas de registro son por lo general corridas en pozos llenos con fluido de perforación. Como posibles fluidos de perforación tenemos: aire, agua, o barros preparados con fases líquidas y sólidas. Los barros, más frecuentemente utilizados como fluidos de perforación, se llaman lodos de perforación. Las principales funciones del fluido de perforación son: remover los sólidos perforados, impedir que los fluidos de la formación fluyan hacia el hueco perforado, mantener la estabilidad de las paredes del pozo, enfriar y lubricar la broca,etc. Los fluidos de perforación también juegan un papel importante en las operaciones de registros, especialmente en los registros eléctricos. En consecuencia un lodo de perforación conductivo es necesario para proporcionar corriente continua entre los electrodos de la herramienta y la formación. Los fluidos de perforación afectan, generalmente a la respuesta de la herramienta, dependiendo de sus tipos y propiedades. El lodo base agua es el tipo más común. Está compuesto de una fase liquida continua de agua, en el cuál la arcilla es el material de suspensión. La barita es normalmente agregada para incrementar la densidad del lodo. También se agregan químicos para controlar las propiedades del fluido. El agua es utilizada para mezclar con el lodo y obtener un lodo fresco. El agua normalmente es reemplazada por hidrocarburo líquido para las formaciones con alta temperatura, formaciones profundas y formaciones solubles en agua. Este tipo de lodo es conocido como lodo base aceite porque su fase líquida contiene diesel, crudo pesado, refinado, o aceite mineral. Los lodos base aceite son poco conductivos y limitan el uso de los registros de resistividad. El lodo base aceite es generalmente aceptable porque minimiza el impacto ambiental en el pozo. Como mencionamos anteriormente, el fluido de perforación fluye a través de zonas permeables porque existe una diferencia de presión entre la formación y el pozo perforado. Las partículas más grandes al tamaño de los poros cubren la cara de la formación y forman la costra de lodo. El lodo de perforación fluye a través de la formación permeable debido a la presión diferencial entre el hueco y al formación. La fase líquida que invade la formación se llama filtrado de lodo. En la Figura 3.4 se puede apreciar el lodo, la costra de lodo, la zona de la formación invadida por el


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filtrado de lodo y la zona de la formación no invadida, que contribuya a la medida de la herramienta. Adicionalmente a las propiedades de la formación de interés, la respuesta de la herramienta es afectada por las propiedades del lodo, la costra de lodo, y el filtrado del lodo. El grado de estos efectos depende de: 1. 2. 3. 4. 5.

Diseño de la herramienta Propiedades físicas de la zona involucrada Tamaño del hueco Espesor de la costra de lodo Profundidad de invasión

Fig. 3.4 Esquema de las diferentes zonas, que son respuesta del registro

Los datos del lodo de perforación que permiten a las operaciones de registros son:      

Tipo de lodo Densidad Viscosidad PH Pérdida de fluido Resistividades del lodo, costra de lodo y filtrado de lodo.

3.2.1 TIPO DE LODO Los lodos base agua son usualmente químicos tratados y son clasificados de acuerdo al tipo de tratamiento. Comúnmente los lodos pueden clasificarse en: EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

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1) Lodos naturales. 2) Lodos fosfatados 3) Lodos tratados orgánicamente (lignito, cromo lignosulfanatos). 4) Lodos tratados con calcio (limo, cloruro de calcio, yeso). 5) Lodos agua sal (agua de mar y lodos sulfatados de agua sal). 6) Lodos con emulsión de aceite (hidrocarburo en el agua) El tipo de lodo refleja los elementos predominantes en el mismo. El conocimiento del tipo de lodo ayuda en el análisis de los registros nucleares, debido a que la respuesta es afectada por la composición atómica del medio que lo rodea. 3.2.2 DENSIDAD La densidad del lodo afecta al proceso de filtración porque este refleja los sólidos contenidos en el lodo. Este también determina la magnitud de la diferencia de presión entre el lodo y la formación que en si determina la gravedad de la invasión del filtrado del lodo. La respuesta de los aparatos de rayos gamma (rayos gamma, densidad) dependen de la densidad del lodo porque la alternación de los rayos gamma dependen en gran medida de la densidad del medio circundante. 3.2.3 VISCOSIDAD Es un indicador de la calidad del lodo o contenido de sólidos. Sin embargo no existe una relación entre la viscosidad y otros parámetros del lodo, como la filtración, que sean pertinentes a las operaciones de registros. Pueden ser medidos mediante el uso del embudo Marsh, obteniendo el tiempo que tarda el fluido en salir por el embudo en segundos. 3.2.4 POTENCIAL HIDRÓGENO (PH) Refleja la relativa acidez o alcalinidad de lodo, es evaluado en el rango de 0 hasta 14. El agua pura que es neutra (ni ácida ni alcalina) tienen un PH de 7. El PH menor a 7 implica acidez y si el PH es mayor a 7 indica alcalinidad. Los PH reflejan la calidad química de lodo y se utiliza para controlar la calidad del mismo. En la interpretación de registros éste se utiliza para indicar cualitativamente la presencia de ciertos iones, por ejemplo: el lodo alcalino usualmente resulta de la presencia de bicarbonatos (HCO3), carbonatos (CO3) e hidróxidos (OH). El conocimiento de la composición iónica es importante en algunos análisis de registros como el de registro potencial (SP). 3.2.5 PÉRDIDA DE FLUIDO Al filtrado se define como la cantidad relativa del fluido (filtrado) perdido, a través de formaciones permeables cuando el fluido o lodo de perforación es sometido a presiones diferenciales. Se usa una muestra, obtenida de la línea de flujo, esta es vertida dentro de una celda con un filtro estándar, y es sometido a una presión diferencial de 100 PSI que es aplicada por 30 minutos. La cantidad de fluido perdido es medido en una pipeta graduada en centímetros cúbicos, la cantidad de fluido perdido es muy útil para acondicionamiento de lodo, pero no podría esto representar con precisión la filtración bajo condiciones dinámicas. Una muestra del lodo, filtrado del lodo y costra del lodo depositado en el filtro se retiene para medir las resistividades.


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Cuando se produce la invasión, el contraste de resistividades es bastante grande o la desviación en cuanto a sus valores, lo que determina la calidad del registro.

3.3 RESISTIVIDADES DEL LODO, FILTRADO DE LODO Y DE LA COSTRA DE LODO Las resistividades de lodo, filtrado de lodo y de la costra de lodo. R m, Rmf, y Rmc, respectivamente son las propiedades más representativas en el análisis de los registros, primariamente porque las propiedades eléctricas del lodo difieren drásticamente de la formación y de los fluidos de la formación, que causan un contraste de resistividad considerable, entre el pozo perforado y la roca. Este contraste controla la calidad del registro. Los valores de Rm, es necesario para remover la señal del hueco de la respuesta total de la herramienta. Las propiedades nucleares y acústicas también difieren de las propiedades de la formación. Las herramientas de registros nucleares y acústicos son diseñadas con el conocimiento ganado inicialmente de las herramientas eléctricas, éstas fueron diseñadas para minimizar los efectos del lodo y la costra de lodo en la respuesta de la herramienta. Los efectos del lodo y costra de lodo son también compensados automáticamente. El contraste de la actividad química entre el filtrado de lodo y el agua de formación origina y determina la magnitud de la medida del registro del SP. Las muestras del lodo, el filtrado de lodo y la costra de lodo, se colocan en conjunto en el filtro de presión y luego son puestos sucesivamente en el resistivímetro, el cuál proporciona una lectura de la resistividad. La temperatura de la muestra tiene que ser medida porque la resistividad depende de la temperatura. Los valores de Rm y Rmf, proporcionados por el resistivímetro son normalmente representativos, sobre todo si el procedimiento de la medida recomendada por el API5 se siguió correctamente. El valor de Rmc es usualmente inexacto, porque la manera en que la costra de lodo es colocada en la celda del aparato, dicta el valor de la resistividad indicado por el resistivímetro. 3.3.1 CORRELACIÓN DE RESISTIVIDADES DE FILTRADO DE LODO Y COSTRA DE LODO CON LA RESISTIVIDAD DEL LODO El valor de Rm se lo obtiene por medio del sistema MWD (Measurement While Drilling), éste sistema proporciona los parámetros del hueco que está siendo perforado a un tiempo real. Conocido Rm se puede obtener Rmf mediante una correlación empírica. Debido a la dificultad asociada con la medida de R mc, aún cuando el valor está disponible, este por lo general se lo estima a partir de correlaciones empíricas. Se prefieren medidas directas de filtrado y costra. Cuando no están disponibles, Rmf y Rmc, pueden estimarse por uno de los siguientes métodos: 3.3.1.1 Método 1. Lowe y Dunlap Para lodos de agua fresca con: 0.1 ≤ Rm ≤ 0.2 (Ω-m) @ 75°F, y Rm y ρm (ppg) conocidos se tiene:


43



 Rmf log  Rm

   0.396  0.0475 m 

(3.1)

3.3.1.2 Método 2. Oderton y Lipson Para lodos de perforación con: 0.1 ≤ Rm ≤ 10 empíricamente con 94 muestras:

(Ω-m) @ 75°F, se lo obtuvo

Rmf  Km Rm 

1.07

(3.2)

donde: Km está dado como una función del peso del lodo en la tabla 3.1

Rmc

R  0,69Rmf  m R  mf

   

2, 65

(3.3)

La ecuación 3.2 se representa gráficamente en la Figura 3.5. Esta correlación fue restringida para lodos no lignosulfatados que no se usó en el momento en que la correlación fue desarrollada. Las correlaciones empíricas se emplean para tipos de lodo específico como la cal, el yeso, lignito de calcio y lodo lignosulfatado de calcio. Peso del lodo Lb/gal Kg/m2 10 1200 11 1320 12 1440 13 1560 14 1680 16 1920 18 2160

Km 0.847 0.708 0.548 0.448 0.412 0.380 0.350

TABLA 3.1 Coeficiente con variación del peso del lodo Km.

Estas correlaciones se extienden a lodos lignosulfatados, incluso a lodos a base agua dulce. 3.3.1.3 Método 3 Otra correlación estadística, válida solamente para lodos de bajo peso, lodos con predominio de NaCl son:


Rmf = 0.75 Rm

(3.4)

Rmc = 1.5 Rm

(3.5) 44



3.3.2 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA RESISTIVIDAD DEL LODO, FILTRADO DE LODO Y COSTRA DE LODO La resistividad del lodo, del filtrado del lodo y la costra del lodo son usualmente medidos en superficie. La interpretación cuantitativa de registros requiere los valores de Rm, Rmf, Rmc bajo las condiciones del pozo.

Figura 3.5 Gráfico que relaciona la Rm en función de Rmf y Rmc

Como en el caso de las rocas, la conductividad del lodo resulta principalmente de la fase líquida. La conductividad de los fluidos de perforación sea éste que este filtrado o formando una costra se incrementa con la temperatura. Debido a la predominación de NaCl en los lodos, el monograma de la Figura 3.6 y las ecuaciones 3.6 y 3.7, pueden ser usadas para convertir los valores de la resistividad de superficie a una temperatura dada del hueco.

 T  6.77  F  R2  R1  1  T2  6.77 

(3.6)

 T  21.5  C  R2  R1  1  T2  21.5 

(3.7)


45



El monograma Gen–9 presenta la resistividad de una solución de NaCl vs temperatura. La salinidad obtenida de la Figura 3.6 es aproximada y no la verdadera porque los gráficos son para soluciones de NaCl libre de sólidos. Varios estudios muestran que los efectos de la temperatura sobre los fluidos de perforación, no son los mismos en la solución de NaCl. Sobre el rango de temperatura de 75 a 225° F, la diferencia puede ser tan grande como el 10% para Rm y Rmf y un 25% para Rmc. Se puede medir el valor de Rm in situ en el fondo del hueco con el registro microlog. El registro del lodo puede detectar el posible cambio de sistema del lodo debido al flujo de agua que puede ocurrir en el fondo del pozo. 3.3.3 VARIACIÓN DE LAS RESISTIVIDADES DEL LODO DE PERFORACIÓN Las propiedades de los fluidos de perforación son registradas a hueco abierto a varios miles de pies obteniendo resistividades Rm1, Rmf1, ocurridos a pocas horas de la perforación; pero cuando el objetivo de la operación se alarga por días o semanas se registra otro tipo de resistividades Rm2, Rmf2, obteniendo así diferentes tipos de resistividades, en la formación superior e inferior. La Figura 3.7 muestra los efectos de la variación de las propiedades de los fluidos a medida que progresa la perforación del hueco.

3.4 VARIACIÓN RADIAL DE LAS PROPIEDADES DE LA FORMACIÓN Como el filtrado de lodo invade una formación permeable, éste desplaza los fluidos de formación y se mezcla con agua de formación. La invasión altera la distribución de los fluidos alrededor del pozo perforado y subsecuentemente crea zonas de resistividad que difieren considerablemente de la resistividad verdadera de la formación. Conocer que perfil de la invasión se espera en las diferentes formaciones es de gran ayuda en la interpretación de los registros, especialmente los registros de resistividad. El volumen del filtrado de lodo que invade una formación permeable es determinado por la pérdida de fluido del lodo, diferencia de presión entre el agujero perforado y la formación, la permeabilidad de la costra de lodo y el tiempo que la formación estuvo expuesto al lodo. El volumen de filtrado que invade una formación aumenta cuando estos parámetros se incrementan. Note, sin embargo que la mayoría de las invasiones ocurren dentro de unas pocas horas después de la perforación debido a que la filtración es acompañada por un aumento en la costra de lodo. La costra de baja permeabilidad alcanza un espesor tal que la caída de presión disponible a través de ella no puede sostener un caudal significativo de flujo. La porosidad de la formación normalmente determina la profundidad de la invasión. Para una pérdida dada de fluido, presión diferencial, permeabilidad de la costra de lodo y el tiempo de exposición, la invasión en una formación con una baja porosidad es más profunda que en una formación de alta porosidad.


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Figura 3.6 Gráfica para obtener la salinidad de la solución de NaCl

3.4.1 PERFIL DE INVASIÓN Asumiendo desplazamiento de un pistón (es decir, solamente el filtrado se mueve tras del frente de invasión), resulta un perfil de invasión ideal de resistividad mostrada en la Figura 3.8. Muy cerca del hueco, el filtrado desplaza la mayor parte del agua de formación y parte de los hidrocarburos. Esta zona se conoce como zona “Lavada”. Contiene, si la limpieza es completa sólo filtrado de lodo; si la zona contenía originalmente hidrocarburos, sólo tendrá hidrocarburos residuales.


47



Figura 3.7 Efectos de la variación de las propiedades de los fluidos

Para obtener la saturación de hidrocarburo en la zona lavada, hacemos la siguiente equiparación: Rxo → Rt Rmf → Rw Sxo → Sw Y utilizando la ecuación de Archie se tiene: S xo 

FRmf R xo

(3.8)

Figura 3.8 Tipos de perfil en función de la resistividad y la distancia

Rxo y Rt son las resistividades de la zona lavada y de la formación virgen, respectivamente. Rt y Rxo pueden ser expresadas como: Rt 


FR w S wn

(3.9)

48



Rxo 

FRmf S xo

(3.10)

n

Donde Sxo es la saturación del filtrado de lodo en la zona lavada. Debido a que el filtrado de lodo y el agua de formación son miscibles, S xo en una formación productora de agua es única y en una formación productora de petróleo es (1 – Sor), con Sor siendo la saturación residual de petróleo. En una zona productora de agua y en el caso de Rmf > Rw, Rxo es siempre mayor que Rt. En una formación productora de petróleo, la relación de Rxo a Rt depende del contraste de Rmf/Rw; y de los valores de la saturación de petróleo, So, en una zona no invadida y la saturación residual del petróleo, S or, en la zona lavada. Dividiendo la ecuación 3.10 para la ecuación 3.9:

 

R XO  Rmf   Rt  RW

 

n

FRmf / S XO R XO  n Rt FRW / SW  SW   S XO

  

n

(3.11)

reemplazando Sw y Sxo por (1 – So) y (1 –Sor) respectivamente, tenemos:

R xo  Rmf   1  So       Rt R  w   1  Sor 

n

(3.12)

Dado que Rmf>Rw, Rmf/Rw>1, y por que So>Sor, Sxo>Sw y Sw/Sxo<1. El valor de la proporción Rxo/Rt relativo a la unidad no se puede determinar. En el mayor de los casos, sin embargo, Rmf /Rw es bastante alto aún para compensar la contribución de Sw/Sxo y Rxo/Rt. 3.4.2 PERFIL DE TRANSICIÓN A mayor distancia del pozo, el desplazamiento de los líquidos de formación por medio del filtrado de lodo es cada vez menos completo; lo que resulta en la transición del filtrado de lodo a la saturación original de agua de formación. Agua de formación y filtrado de lodo se mezclan por difusión. Existe un gradiente de salinidad entre la zona no invadida, donde la salinidad corresponde al agua de formación, y la zona lavada. La gradiente de salinidad genera, en efecto, un gradiente de resistividad. La Figura 3.9 muestra el perfil de resistividad para Rmf>Rw con la asunción de una gradiente lineal. La zona sobre la cual se dan gradualmente los cambios en la gradiente de resistividad desde R xo a Rt se conoce como llamada la zona de transición o invadida. En una zona productora de petróleo donde la saturación del agua de formación es irreductible, un perfil similar de resistividad se muestra en la Figura 3.9. La zona inalterada después de la zona de transición se conoce como “Zona No Invadida, Virgen o No Contaminada”.


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Figura 3.9 Perfil de resistividad para Rmf>Rw con la asunción de una gradiente lineal

3.4.3 PERFIL ANULAR Algunas veces en formaciones que contienen petróleo o gas, y en donde la movilidad de los hidrocarburos es mayor a la del agua debido a diferencias en la permeabilidad relativa, el petróleo o el gas se alejan más rápido que el agua intersticial. En este caso quizá se forma entre la zona Lavada y la zona Virgen una “Zona Anular” con una alta saturación de agua de formación. Figura 3.10. Es probable que hasta cierto grado, se presenten anillos en la mayoría de las formaciones con contenido de petróleo. Su influencia en las mediciones de registros depende de la ubicación radial del anillo y su severidad (esto es, la magnitud de la saturación de agua de formación en los anillos con respecto a la saturación de agua de formación en la zona no invadida).

Figura 3.10 Gráfica que representa el perfil anular en función de la resistividad y distancia


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La presencia de ánulos en el registro de resistividad se confirma al correr herramientas de resistividad con diferente radio de investigación. Sin embargo un anular no se puede formar en toda la zona de petróleo porque esta formación requiere condiciones favorables como: saturación de agua, viscosidad de los fluidos y características de la permeabilidad relativa. El anular puede formarse y desaparecer con el tiempo por medio de la dispersión. Si un anular es detectado por la herramienta de resistividad, esto indica la presencia de petróleo, también indica que el agua es móvil. Consecuentemente, una completación en la zona que muestra un anular produce agua y petróleo. En las formaciones fracturadas, el filtrado de lodo invade con facilidad las fracturas, pero quizá penetre muy poco en los bloques no fracturados de la matriz de roca de baja permeabilidad. Por lo tanto, el filtrado sólo desplaza una pequeña porción de los líquidos de formación originales (agua de formación y, en caso de estar presentes, hidrocarburos), inclusive a corta distancia del pozo. En este caso no existe en realidad una zona lavada. 3.4.4 PROFUNDIDAD DE INVASIÓN Cuando se perfora un pozo, se acostumbra mantener el peso del lodo de manera que exceda la presión de los fluidos que pueda haber en las formaciones que se perforan, de esta manera los fluidos de las formaciones no penetrarían en el pozo y no se produciría un reventón. Esta práctica tiene la desventaja de alterar el contenido de fluido de la formación cerca del pozo; ocasionando una invasión. Cuando el lodo invade la formación solo el líquido penetra en ella y una costra de lodo se acumula en los bordes del pozo; que puede ser gruesa o delgada y resistente o frágil dependiendo del tipo de lodo. La extensión o profundidad de la zona lavada y de transición depende de muchos parámetros: 3.4.4.1 Pérdida de agua del lodo A mayor pérdida de agua, mayor será la invasión, siempre y cuando todos los otros factores sean iguales y la roca sea permeable. 3.4.4.2 Diferencia de presión La diferencia de presión entre las columnas de lodo y de la formación tiene cierto efecto en el espesor de la invasión. Sin embargo, la pérdida de agua de algunos lodos es prácticamente independiente de la diferencia de presión y en estos casos tal diferencia no afecta la invasión. 3.4.4.3 Permeabilidad de la costra La permeabilidad de la costra de lodo es tan baja (10 -2 a 10 -4 md) que controla en forma efectiva el flujo de filtrado en la formación, en otros casos la permeabilidad de la roca es tan baja que es ésta la que controla el flujo de filtrado y no la costra de lodo. 3.4.4.4 Tiempo


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El tiempo total en que la formación esté en contacto con el lodo es un factor importante, ya que a mayor tiempo, mayor espesor. 3.4.4.5 Porosidad de la formación En igualdad de condiciones, a mayor porosidad menor invasión. Los factores antes mencionados indican claramente que aún dentro del mismo pozo el diámetro de la invasión varía entre una y otra formación.

Figura 3.11 El lodo invade la formación solo el líquido penetra en ella y una costra de lodo se acumula en los bordes del pozo

3.4.5 CONCEPTO DE SATURACIÓN DE PETRÓLEO MÓVIL La saturación de petróleo móvil, Som, es la diferencia entre la saturación de petróleo inicial, Soi, y la saturación de petróleo residual, Sor, que permanece después que la formación ha sido invadida por agua: Som = Soi - Sor

(3.13)

Som proporciona un medio cualitativo de evaluar la PRODUCTIVIDAD de una formación. El factor de recobro, FR, para un fuerte mecanismo de empuje de agua se estima por: S FR  om (3.14) S oi El FR para un mecanismo de empuje por deplexión se asume que es la mitad del factor de recobro para un empuje de agua.


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Som se puede determinar de pruebas de desplazamiento. Puede también inferirse de medidas del hueco si estas son aceptables para utilizar el filtrado de lodo de la formación invadida que rodea al hueco como una representación del mecanismo inundación de agua. Debido a que Soi = 1-Sw, y Sor = 1-Sxo, la ecuación (3.13) puede describirse como: Som =Sxo – Sw Por lo que la ecuación (3.14) quedaría:

FR 

S xo  S w 1  Sw

(3.15)

La saturación de petróleo móvil determina la saturación de petróleo en el volumen total que el proceso de invasión desplaza. El volumen total de petróleo desplazado será:  (Sxo –Sw) La capacidad del filtrado de lodo para desplazar petróleo durante el proceso de invasión indica que la formación muestra permeabilidad relativa en relación con el petróleo. De la misma manera, puede obtenerse producción petrolífera cuando la explotación del yacimiento se pone en marcha.

3.5 TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN La temperatura prevaleciente en un hueco determina el valor de la resistividad del lodo y sus derivados en la región alrededor de la herramienta. La temperatura también afecta la mayoría de las propiedades de la formación. La distribución de la temperatura en un hueco se debe conocer para el análisis apropiado del registro. Los sensores electrónicos de la herramienta son sensibles a la temperatura, así la temperatura máxima encontrada en el hueco depende del diseño, y selección de la herramienta. El incremento en la temperatura de la tierra con la profundidad es debido a que el centro es extremadamente caliente. La corteza de la tierra está rodeando al pozo por capas infinitas y homogéneas de conductividad térmica constante, Kh, se puede expresar la conductividad del calor usando la ley de Fourier:  dT  Q  K h A   dz 

(3.16)

donde: Q = rata de flujo de calor, dT = gradiente vertical de temperatura, y dz

A = área transversal de la dirección de flujo EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

53



Para que el flujo de calor atraviese las capas de la tierra, la cantidad de flujo de calor que atraviesa a A es independiente del tiempo; es decir, Q es una constante, entonces: (3.17) donde: gG = gradiente geotérmica. Esta ecuación nos dice que en pozos someros (< 1000 pies) el gradiente geotérmico es constante y la variación de la temperatura con la profundidad es lineal. Integrando entre la superficie y la profundidad, D, tenemos: Tf

D

 dT  g  dZ G

Ts

(3.18)

0

Tf – Ts = gG D

(3.19)

La ecuación 3.18 y la ecuación 3.19 no son válidas para las capas superficiales de la tierra. Bajo de los 100 ft el flujo de calor y temperatura son afectados por variaciones diarias y anuales en la temperatura del aire. Según la ecuación 3.19, la temperatura de la superficie varía linealmente con la profundidad Figura 3.12.

Fig. 3.12 Distribución real e ideal de la temperatura a medida que aumenta la profundidad


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Varias observaciones indican que la temperatura anual media del aire, T a, sobre la superficie de la tierra es menor que Ts, estos resultados provienen de la extrapolación de la tendencia lineal de la temperatura. La conductividad termal de las formaciones normalmente penetrada para un pozo no es constante. La tabla 3.2 muestra los valores típicos para materiales comúnmente encontrados en el ambiente que rodea al pozo. CONDUCTIVIDAD TERMAL DE MATERIALES SELECCIONADOS (10-3 CAL/ (SEG.CM. °C). Lutita 2.8 a 5.6 Arena 3.5 a 7.7 Limita porosa 4a7 Limita densa 6a8 Dolomita 9 a 13 Cuarzo 13 Yeso 3.1 Anhidrita 13 Sal 12.75 Azufre 0.6 Acero 110 Cemento 0.7 Agua 1.2 a 1.4 Aire 0.06 Gas 0.065 Petróleo 0.35 Tabla 3.2. Valores de la conductividad termal de algunos materiales encontrados en la formación

La curva ideal de distribución lineal de la temperatura es modulada por el cambio de la conductividad termal de una capa a otra. Despreciar modulaciones locales ha sido una práctica ampliamente aceptada en aplicaciones de registros. (Figura 3.13).

Fig. 3.13 Gradiente geotérmico para pozos profundos


55



3.5.1 CÁLCULO DEL GRADIENTE GEOTÉRMICO gG Y TEMPERATURA DE FORMACIÓN La máxima temperatura registrada, es utilizada para calcular el gradiente geotérmico, gG; de ecuación (3.19) se tiene: gG 

BHT  ST TD

(3.20)

En la mayoría de casos la temperatura cerca de la superficie, sufre caídas entre los 60 y 80 °F. Se puede asumir un valor promedio de 75°F. La temperatura de formación, FT a cualquierer profundidad TD, es calculado con la ecuación 3.21, la cual se expresa: FT  ST  g G * FD (3.21) donde: FD = profundidad de la formación TD = profundidad total (TVD) BHT = temperatura del fondo del hueco ST = temperatura de la superficie FT = temperatura de la formación 3.5.2 DISTRIBUCIÓN DE LA TEMPERATURA EN POZOS PROFUNDOS Pozos profundos, se los perforan en varias secciones. Después de que una sección es perforada, luego es registrada y recubierta antes de perforar la siguiente sección, que es en efecto, se lo perfora con una broca de menor diámetro. A continuación, se corre un registro a la profundidad deseada y en cada una de las secciones. Los registros son corridos en profundidades intermedias para chequear algunas condiciones anormales, tales como zonas de presiones transitorias, que es la señal de un acercamiento a un intervalo anormal de presión. Si graficamos la máxima temperatura registrada a la correspondiente profundidad, se obtiene un diagrama similar al de la Figura 3.14. El diagrama muestra dos segmentos de línea recta de diferentes pendientes, es decir, diferentes gradientes geotérmicos. Un cambio drástico en el rango de las conductividades termales de las formaciones puede producir tal cambio en la gradiente geotérmica. Esta explicación, sin embargo, no puede aplicarse a este caso porque formaciones poco profundas exhiben bajas conductividades termales debido a la consolidación reducida y altas porosidades. La transición de zonas de presión normal a presión anormal no siempre explica tal cambio de pendiente. Otra explicación posible es que los pozos profundos usualmente tienen un diámetro grande cerca de la superficie y un diámetro pequeño en la sección de fondo. Se espera que en huecos de gran diámetro se tenga bajas temperaturas que en huecos de pequeño diámetro porque se necesita calentar un mayor


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volumen de lodo después que se detiene la circulación. Pero nuevamente se observa una débil correlación entre el tamaño del agujero y el gradiente de temperatura.

Fig. 3.14 Dos segmentos lineales de notable pendiente diferente gradiente geotérmica

Se cree que la suposición usada para derivar la ecuación 3.18, que resulta en una distribución lineal de la temperatura, no es valida para pozos profundos. La distribución de la temperatura es realmente una curva, como se ilustra en la Figura 3.15. La curva puede aproximarse por un segmento recto, A, en la sección superior del pozo. Este segmento lineal se observó en pozos poco profundos. En pozos más profundos, sin embargo, se observa una desviación de la distribución lineal. La parte baja de la curva también puede aproximarse por un segmento recto B. Los segmentos A y B se unen con una línea curva, como se ilustra en la Figura 3.15. La suposición de la distribución lineal en pozos profundos puede resultar una temperatura de formación falsa como muestra la Figura 3.15, si definimos una gradiente geotérmica basada sobre la temperatura T 1 a una profundidad intermedia y usando ésta para la porción más profunda del agujero, dará como resultado una baja estimación de la temperatura de formación.


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Fig. 3.15 La curva pueda aproximarse por un segmento lineal en la sección superior del pozo.

Si definimos una gradiente en base a la temperatura T2 medida a TD resulta en una sobre estimación de la temperatura de formación. La distribución de la temperatura representada como dos segmentos lineales, como se muestran en la Figura 3.14 es válida. Sin embargo se requiere que el dato obtenido esté en la línea curva, ya que no siempre se cumple esto. Trazando el dato de la Figura 3.14 en papel de semilogarítmico resulta en una tendencia lineal como se muestra en la Figura 3.16. Esta observación sugirió que la relación temperatura profundidad puede expresarse empíricamente así: T f  TS emt D

o T f  TS 100.434mt D

(3.22)

Donde mt es una constante relacionada con la pendiente de la tendencia lineal sobre el diagrama semilogarítmico; mt varía de región a región y posiblemente de pozo a pozo. La principal ventaja del diagrama semilogarítmico de temperatura vs profundidad es que una curva caracterizada por una constante mt, expresa la distribución de la temperatura desde la superficie hasta el fondo del hueco.


58



Teniendo como dato mt, se puede graficar un perfil similar al de la Figura 3.16, para una variación de temperatura dada, sin tomar en cuenta la profundidad del pozo.

Fig. 3.16 Gráfico temperatura en función de la profundidad

3.6 INFORMACION NECESARIA PARA UN REGISTRO El API estándar recomendado que se muestra en la Figura 3.17, usa una presentación uniforme de encabezamiento para el registro, la misma que contiene los espacios pertinentes para los datos obtenidos en la interpretación de registros. El encabezado está dividido en varias secciones en cada sección varios ítems, que se explican a continuación: 1. Nombre de la compañía de servicios y nombre del registro.


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2. Identificación del pozo, #, nombre, campo, país, estado donde el pozo está ubicado, y el nombre de la compañía operadora. 3. Identificación del tipo de pozo, también se utiliza para propósitos de archivos. 4. Ubicación exacta del pozo de acuerdo al sistema utilizado en cada país. 5. Otros registros y servicios corridos en el pozo. (Para complemento y referencia rápida de algunos datos). 6. Plano de referencia permanente. Desde este punto se toma la elevación con respecto al nivel del mar. 7. La elevación exacta sobre el nivel del mar a partir del Kelly Bushing ó nivel cero para la corrida de los registros. 8. Nivel desde el cuál el perforador mide la profundidad.

9. Fecha en la que se empieza a correr el registro y número de corrida. 10. Profundidad tomada por el perforador y el registrador a partir de la mesa rotaria. 11. Tope y base del intervalo registrado. 12. Profundidad a la que se encuentra la zapata, obtenida por el perforador y registrador. 13. Diámetro de la broca. 14. Propiedades del fluido de perforación, tales como densidad, viscosidad, PH, pérdida de fluido, etc. 15. Fuente donde se obtuvo la muestra. 16. Parámetros de las resistividades del lodo, filtrado de lodo y costra de lodo, medidos a una cierta temperatura. 17. Como se obtuvo la medida, por cálculo o fórmula. 18. Resistividad del lodo a la temperatura del fondo del hueco. 19. Tiempo de circulación de lodo entre el momento que se empieza a correr el registro hasta que la herramienta alcanza el fondo del pozo. 20. Máxima temperatura registrada. 21. Identificación de la herramienta y su localización. 22. Compañía de registros y compañía operadora. Como ejemplo de compañía de registros tenemos: Schlumberger, Seer Oil, Haliburton, Baker Hugues, etc, y como compañías operadoras tenemos: Petroecuador, Repsol YPF, etc.


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Fig. 3.17 Encabezado del Registro

3.7 FORMATOS DE REGISTRO Los registros de pozos son representaciones gráficas de las reacciones de los diferentes instrumentos de registro a medida que descienden dentro del pozo y están en función de la profundidad o del tiempo en caso de estaciones fijas.


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La cuadrícula API es el formato estándar en la industria del petróleo. El ancho total del papel es 8,25 pulgadas y está dividido en tres columnas cuadriculadas, con un ancho de 2,5 pulgadas cada una, y una cuarta columna no cuadriculada, con un ancho de 0,75 pulgadas, para la profundidad. Una de las columnas cuadriculada está a la izquierda de la de profundidad y las otras dos a la derecha de la misma. Figura 3.19. Cada columna cuadriculada tiene una escala, las escalas más comunes son lineales, logarítmicas y divididas. Las escalas de profundidad y las cuadrículas a escala son de importancia capital. 3.7.1 ESCALAS DE PROFUNDIDAD Los números que aparecen en la columna de profundidad representan la profundidad vertical. Las escalas de profundidad más comunes son:   

1 pulgada = 100 pies de profundidad 2 pulgadas = 100 pies de profundidad 5 pulgadas = 100 pies de profundidad

Fig. 3.19 Formato de registro lineal. Esc: 1 : 200



1: 200. 1 pie de registro por 200 pies de profundidad medido. Cada línea representa dos pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidad de la lectura. Se indican profundidades cada 100 pies. 1: 500. 1 pie de registro por 500 pies de profundidad medida. Cada línea representa 10 pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidad de lectura. Se indican profundidades cada 100 pies.


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 


Otras escalas también están disponibles. Estas incluyen 1:1000, 1:40, 1:5. Pueden ser logarítmicas o lineales.

3.7.2 CUADRICULAS La cuadrícula lineal es la mas fácil de leer y representar funciones cuya relación es una línea recta, es decir una constante. La escala de la columna 1 (Figuras 3.20, 3.21 y 3.22) es siempre lineal. La Figura 3.21 ilustra la cuadrícula logarítmica de cuatro ciclos en la columna 2 y 3. Las escalas logarítmicas sirven para ilustrar las curvas de resistividad debido a que permiten una mayor variación entre los valores límites. La escala común de resistividad varía entre 0,2 Ω y 2000Ω. La Figura 3.22 ilustra la cuadrilla logarítmica de dos ciclos, también llamada dividida. En este caso la columna dos es logarítmica (la resistividad normalmente varía entre 0,2Ω y 20Ω) y la columna tres es lineal. La escala logarítmica de la columna 2 permite una lectura más aproximada de la resistividad cuando los valores son muy bajos.

Fig. 3.20 Formato de registro lineal. Esc: 1: 500


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Fig. 3.21 Formato de registro logarítmico. Esc: 1: 500

Fig. 3.22 Formato de registro logarítmico dividido. Esc: 1: 500


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3.8 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO PISTA 1

PROF.

Registro de zonas Permeables


PISTA 2

PISTA 3

Registros de Resistividad

Registros de Porosidad

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4


REGISTROS ELÉCTRICOS DE POZOS

Los registros eléctricos son considerados como métodos indirectos para determinar parámetros que permiten evaluar las formaciones petrolíferas. Sin embargo son métodos rápidos y precisos para conseguir información de las formaciones cortadas o atravesadas durante la perforación del hueco. La totalidad de los perfiles o registros eléctricos son corridos o utilizados en la obtención de información, al finalizar la primera etapa de perforación, una vez que se ha llegado a la profundidad total programada antes que el hueco sea revestido o cubierto con tubería de revestimiento. Es decir que la información más abundante y útil proporcionada por los registros eléctricos es obtenida cuando estos son corridos en hueco abierto. Cuando por determinadas circunstancias durante la perforación del hueco, especialmente desmoronamiento de las paredes del pozo (derrumbes), no es posible tomar registros en hueco abierto, la información que se puede conseguir posteriormente, cuando el hueco ya está cubierto con tubería de revestimiento, es limitada. Los únicos registros que se pueden correr en hueco con revestimiento son: Gamma Ray, Neutrón y los de control de cementación, los dos primeros poco o nada, estando solos, pueden contribuir con información completa, sus datos son utilizados como referencias o posibles comparaciones o correlaciones con información conocida de pozos cercanos.

Fig. 4.1 Penetración diferentes estratos durante la perforación


Fig. 4.2 Penetración con herramientas de registros eléctricos

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4.1 PENETRACIÓN CON HERRAMIENTAS DE REGISTROS ELÉCTRICOS Cuando perforando el pozo se ha penetrado diferentes estratos, como se indica en la Figura 4.1, se tiene alguna idea cualitativa de su identidad (a partir de muestras, cortes y registros de perforación) y tipos de fluidos que ellos contienen (de reportes de lodo). Sin embargo, aún es necesario la estimación de otros parámetros que permitan resolver la ecuación 4.1: V  A * h *  * (1  Sw) * Fr

(4.1)

Con este propósito se corren los registros a hueco abierto. Varias herramientas de registro están a disposición y se las baja en el hueco mediante cable eléctrico, el cual conduce la información del fondo del pozo a los registradores en superficie, como se aprecia en la Figura 4.2. En el camión de la compañía de servicios, todas las mediciones son registradas versus profundidad, en películas (logs) o cintas magnéticas. Cada herramienta reacciona a una diferente característica de roca, de esta manera los varios registros miden diferentes parámetros de formación. Por ejemplo, para determinar la porosidad se pueden utilizar diferentes características que dependen principalmente de la porosidad de la formación. Son afectados además por ciertas propiedades de la roca matriz, que actúan de diferente manera sobre cada uno de estos registros, por lo que la combinación de dos o tres registros lleva a un mejor conocimiento de la porosidad, litología y geometría; así mismo, con frecuencia se pueden distinguir con ellos, gas, petróleo y agua como se ilustra en la Figura 4.3.

Fig. 4.3 Parámetros de formación detectados con registros eléctricos


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Los registros básicos corridos en hueco abierto tienen su función dirigida a: a) Detectar yacimientos potenciales b) Estimar la cantidad de hidrocarburos Se los pueden clasificar como se muestra en la tabla 4.1. PARÁMETRO

PARA DETECTAR O MEDIR

LITOLOGÍA Y ESPESOR

NOMBRE DEL REGISTRO

GAMMA RAY YACIMIENTO SPONTANEUS POTENTIAL NO YACIMIENTO MICROLOG ESPESOR (h) CALIPER LOG NEUTRON LOG SONIC LOG

POROSIDAD

POROSIDAD (Φ) DENSITY LOG

RESISTIVIDAD

SATURACIÓN (Sw)

CONVENCIONALES ENFOCADOS INDUCTIVOS MICRORESISTIVOS

SÍMBOLO

GR SP ML CAL NL SNP CNL SL BHC FDC

LL IL ML

TABLA 4.1 Registros eléctricos de pozos petrolíferos NOTA: Vale indicar que todos los registros mencionados pueden ser corridos en hueco abierto (sin tuberías de revestimiento) y que en huecos revestidos únicamente son útiles los registros de Rayos Gamma y Neutrones. En huecos revestidos más se utilizan los registros de control de cementación para detectar las condiciones del cemento en las paredes de la tubería y el hueco, tales como: El registro localizador de cuellos (CCL), el registro de adherencia del cemento (CBL), el registro de densidad variable (VDL) y el de la evaluación del cemento (CET).

4.2 EL REGISTRO POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) El potencial espontáneo es originado por el contacto del fluido de perforación que se encuentra llenando el pozo y el fluido de formación. Existe una corriente eléctrica que se produce de manera espontánea porque existen las siguientes condiciones:  Agua de formación innata  Fluido de perforación (conductivo)  Roca selectiva de iones (lutita) El potencial espontáneo es un registro de la diferencia de potencial de un electrodo móvil en un pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie en función de su profundidad. Figura 4.4. 4.2.1 UTILIZACIÓN DEL SP. El SP es útil para: 1. Detectar capas permeables 2. Ubicar los límites y permitir la correlación entre capas 3. Determinar valores de la resistividad del agua de formación Rw 4. Dar valores cualitativos del contenido arcilloso de una capa


68



El SP se registra generalmente en la pista 1 (tramo de la izquierda).

Fig. 4.4 Esquema del circuito para medir el SP

Frente a las lutitas las lecturas de la curva del SP tienden a seguir una línea recta en el perfil, llamada línea base de lutitas. Frente a formaciones permeables la curva del SP se aparta de la línea base de lutitas. En capas de suficiente espesor tiende a alcanzar una desviación constante definiendo una línea de arenas. Figura 4.5.

Fig. 4.5 Esquema de la curva del SP registrado en una formación de lutita y arenas en secuencia


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La correlación entre el SP con el dato estratigráfico indican que el registro responde en formaciones lutíticas, caen en una línea recta llamada la línea base de lutita. El registro del SP se puede utilizar para distinguir entre lutitas impermeables y arenas porosas y permeables. Se puede definir los límites de cada zona permeable y por lo tanto calcular su espesor. El SP no se puede registrar en pozos llenos de lodos no conductivos porque tales lodos no forman una conexión eléctrica entre el electrodo del SP y la formación, además, si las resistividades del filtrado de lodo y el agua de formación son del mismo valor, las desviaciones del SP serán pequeñas y la curva será casi plana sin variaciones apreciables. En conclusión, el SP es el resultado del flujo de corriente existente dentro del lodo en el pozo y la formación. Esta corriente tiene un origen electrocinético y electroquímico.

4.3 ORIGEN DEL SP Las desviaciones de la curva del SP son el resultado del flujo de corrientes existentes dentro del lodo en el pozo. Estas “corrientes del SP” son producidas por fuerzas electromotrices en las formaciones, que son el origen electroquímico o electrocinético. E Elleeccttrrooqquuíím miiccoo ((E Eccc))

 P Pootteenncciiaall ddee m meem mbbrraannaa ((E Em m m))  P Pootteenncciiaall ddee ddiiffuussiióónn ((E Eddd))

E Elleeccttrroocciinnééttiiccoo ((E Ekkk))

 E Ekkk(((ssshhh)))aarrcciillllaass  E Ekkk (((m coossttrraa ddee llooddoo m mccc))) c

4.3.1 COMPONENTE ELECTROQUÍMICO DEL SP (EC) 4.3.1.1 Potencial de difusión Conocido como potencial de contacto de líquido, surge cuando dos electrolitos de diferente actividad química son separados por un medio poroso limpio. La actividad se relaciona con el número y tipo de iones presentes. La Figura 4.6 ilustra una configuración que resulta en la generación de un potencial de difusión, Ed, cuando se utiliza una solución concentrada y diluida de NaCl. En este caso, los iones positivos sodio (Na+) y negativos cloro (Cl-) se difunden a través del medio poroso desde el electrolito concentrado al electrolito disuelto. Los iones (Cl-) pueden difundirse más rápidamente que los iones (Na +) debido a que estos son de un tamaño más pequeño y menos afines al agua. Los iones (Cl -) poseen una alta movilidad. Debido al fenómeno de la difusión, la solución diluida se carga negativamente. La rata de difusión disminuye cuando las cargas negativas repelen la migración de iones negativos. Cuando la celda alcanza el equilibrio, se establece un Ed. Cuando las dos soluciones se conectan por un conductor eléctrico, una corriente fluye desde la carga positiva de la solución concentrada por el conductor hasta la solución diluida y a través del medio poroso regresa a la solución concentrada.


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+


-

Fig. 4.6 Los iones (Na ) y (Cl ) se difunden a través del medio poroso desde el electrolito concentrado al electrolito disuelto

Ed puede ser expresada por la ecuación de Nerst:

 RT   a  E d  t Cl  t Na  a  ln  1   F   a2 

(4.2)

donde: Ed = potencial de difusión tCl = número de transferencias de aniones cloro tNa = número de transferencias de cationes sodio R = constante de los gases, 8.314 J/°C Ta = temperatura absoluta en °K F = Constante de Faraday 96516 C y a1 y a2 = actividades de los dos electrolitos El número de transferencia es la fracción de corriente que transportan los iones. En una solución de cloruro de sodio; tCl y tNa se relacionan por la movilidad de los iones: t Cl 

U Cl U Cl  U Na 

(4.3)

t Na 

U Na U Cl  U Na 

(4.4)

Por definición: t Cl  t Na  1

(4.5)

donde: UCl y UNa = son las movilidades de los iones de Cl- y Na+ respectivamente. Reemplazando la ecuación (4.5) en la ecuación (4.2) tenemos: EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

71



 RT   a  E d  2t Cl  1 a  ln  1   F   a2 

(4.6)

4.3.1.2 Potencial de membrana También llamada como potencial lutita, surge cuando los dos electrolitos de diferente concentración son separados por un medio poroso y se transporta por una doble capa eléctrica a través de las paredes de un poro. La Figura 4.7 muestra una membrana potencial generada por una célula donde los dos electrolitos de solución concentrada y solución diluida de NaCl son separados por una membrana lutita. En este caso ambos iones Cl- y Na+ tratan de difundirse desde la solución concentrada a la solución diluida. Consecuentemente, la solución concentrada puede cargarse negativamente con respecto a la solución diluida, y un potencial es creado a través de la membrana, Em. Cuando las dos soluciones son conectadas por un conductor eléctrico la corriente fluye desde la carga positiva de la solución diluida por el conductor hasta la solución concentrada, y a través de la lutita regresa a la solución diluida.

Fig. 4.7 Potencial de membrana generada por los electrolitos Cl- y Na+

Este potencial de membrana, Em, puede expresarse por la ecuación 4.2. Ciertas membranas lutíticas pueden bloquear completamente el paso de los iones Cl -, y la carga que transportan resulta solamente de los iones Na+. Tales membranas se llaman membranas perfectas. El máximo potencial posible de lutita ocurre a través de una membrana perfecta porque tCl = 0 y tNa = 1, y de acuerdo con la ecuación de Nerst se tiene:

 RT Em   a  F

  a1   ln     a2 

(4.7)

Cuando la membrana es imperfecta, ocurre una filtración de aniones Cl - y el potencial disminuye, en estos casos, se debe introducir un factor de corrección.


72



Fig. 4.8 Esquema del flujo de corriente causado por el potencial electroquímico

Las dos situaciones ilustradas en las Figuras 4.6 y 4.7 pueden combinarse en una célula cilíndrica. La Figura 4.8 muestra un canal cilíndrico que contiene dos soluciones de cloruro de sodio de actividades a 1 y a2. Las dos soluciones están separadas en la parte superior del canal cilíndrico por una membrana perfecta de lutita y a la parte más baja del canal cilíndrico por un medio poroso limpio. Como se discutió, una corriente eléctrica fluirá a través de la lutita desde la solución concentrada a la solución diluida creando un potencial de membrana, Em. La corriente eléctrica fluirá a través del medio poroso limpio desde la solución diluida a la solución concentrada, creando un potencial de difusión. Esta configuración, primero sugerida por Mounce y Rust, constituyen un circuito eléctrico cerrado en el que Ed y la Em son creados electroquímicamente. Estos dos potenciales son aditivos, y su suma es conocida como el potencial electroquímico, Ec: Ec = Ed + Em

(4.8)

Usando la expresión de Ed y Em dada por las ecuaciones 4.6 y 4.7, se obtiene:  RT   a  Ec  2tCl  a  ln  1  (4.9)  F   a2  La Figura 4.8 muestra que los componentes que forman el circuito eléctrico se encuentran en el limite entre una capa de lutita y un acuífero de una formación permeable que es atravesada por un hueco lleno con lodo de perforación. El acuífero de una formación juega los papeles de una solución concentrada de NaCl de actividad a w y una membrana porosa limpia. La lutita es, por supuesto, la membrana selectiva de iones. El lodo de perforación en el hueco y el filtrado de lodo en la zona invadida permeable constituyen la solución diluida de actividad a mf . En la substitución de a w y a mf por a1 y a2, respectivamente, y la conversión del logaritmo natural al logaritmo de base 10, la ecuación 4.9 se convierte: EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

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c log donde:

aw  amf

K  2(2.303)t Cl

RTa RT  4.606t Cl F F

(4.10) (4.11)

A 25°C, las movilidades del cloruro y sodio están 7.91  10 4 y 5.19  10 4 cm / s  V , respectivamente. De acuerdo a la ecuación 4.3, tCL 

7.91x104  0.604 (7.91  5.19) x10 4

El número de transferencia de ion cloruro, tCl, es relativamente independiente de la concentración y temperatura por encima de los rangos normalmente experimentados en la aplicación de registros de pozos. Sustituyendo 0.604 por tCl en la ecuación 4.11, junto con los valores del gas y constantes de Faraday, resulta: K = 4.606 (0.604) (8.314/96,516)Ta=0.00024Ta. Expresando K en milivoltios y la temperatura en grados Celsius da: K = 0.24 (273.2 + T) ó K = 65.5+0.24T

(4.12)

Si la temperatura, T, es expresada en grados Fahrenheit, K = 61.3+0.1337 T

(4.13)

4.3.2 COMPONENTE ELECTROCINÉTICO DEL SP (Ek) El filtrado del lodo puede ingresar en las formaciones perforadas como resultado de la diferencia entre la presión de la formación y la presión hidrostática de la columna del lodo. Este proceso de filtrado da como resultado un potencial electrocinético, también conocido como potencial de corriente o potencial de electrofiltración, Ek. Una costra de lodo se forma usualmente al atravesar formaciones permeables. La costra de lodo contiene partículas de arcilla que tienen una doble capa eléctrica. Debido a la diferencia en concentración iónica entre el agua contenida en la arcilla y el agua libre, existe una diferencia de potencial. Si se aplica presión a la solución, esta fluirá más allá de la superficie sólida, llevando con ella cargas que contienen un potencial ξ. El movimiento de estas cargas genera un potencial electrocinético. Las investigaciones experimentales de Wyllie del potencial electrocinético desarrolladas a través de una costra de lodo establecen una relación de la forma: E K  xp y (4.14) donde: EK = potencial electrocinético p = presión diferencial x e y = constantes relacionadas con la composición y resistividad del lodo Mientras mayor es la resistividad del lodo y la presión diferencial, mayor será el potencial electrocinético. Datos experimentales realizados a la costra de lodo para EVALUACIÓN DE FORMACIONES I

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una presión diferencial de 1000 PSI se presenta por la curva superior en la Figura 4.9.

Fig. 4.9 Gráfico del potencial de corriente en función de la resistividad del lodo

La lutita es similar, en tipo y propiedades, a una costra de lodo bien definida. Gondouin y Scala demostraron experimentalmente la existencia de potencial electrocinético a través de las lutitas. Sus datos están representados por la curva inferior en la Figura 4.9. Ya que el SP es una medida relativa con respecto a la lutita, la contribución combinada de potenciales de origen electrocinético de la lutita y de la costra de lodo podría ser la diferencia entre el potencial a través de la lutita y a través de la costra de lodo. A resistividades bajas del lodo y bajas presiones diferenciales, generalmente esta diferencia de potencial es pequeña, como se muestra en la Figura 4.9. Estas diferencias pueden variar considerablemente en la práctica, sin embargo, esto depende de las propiedades electrocinéticas relativas de una costra de lodo y un sistema de lutitas en particular. La experiencia indica que estos potenciales electrocinéticos son generalmente despreciables para bajas resistividades y presiones diferenciales de 500 PSI o menos. El potencial de electro filtración se debe en gran parte si no en su totalidad a la costra del lodo, ya que gran parte de la presión diferencial existente entre el lodo y la formación, ocurre a través de la costra. Normalmente se ignoran los potenciales electrocinéticos en cálculos de SP. El total de potenciales eléctricos que sucede naturalmente, llamados autopotencial estático, ESSP, se le asumen iguales a Ec y es expresado por la ecuación (4.15): a  E ssp  E c  E d  E m   K log  w  a   mf  Normalmente se ignoran los potenciales electrocinéticos en cálculos de SP. El total de potenciales eléctricos que sucede naturalmente, llamados autopotencial estático, ESSP, se le asumen iguales a Ec y es expresado por la ecuación (4.15):


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a  (4.15) E ssp  E c  E d  E m   K log  w  a   mf  El signo negativo se le pone por convención, ya que, un SP negativo es una medida relativa a la lutita cuando aw > amf.

4.4 ESSP TEÓRICO VERSUS SP MEDIDO El potencial teórico, ESSP, expresado por la ecuación 4.15 es determinado por la temperatura de la formación que controla el valor de K, y las actividades químicas. El filtrado de lodo se somete a pruebas y sus propiedades son medidas. Por consiguiente, si ESSP puede deducirse de la curva del SP, la ecuación 4.15 se puede resolver para obtener la resistividad del agua de formación.

Fig. 4.10 Circuito equivalente utilizado en la medida del SP

Como lo muestra el circuito equivalente de la Figura 4.10, la intensidad de corriente que circula en el límite arena / lutita es generada por el potencial total: E SSP  I r f  rSh  rm  (4.16) donde los rf, rsh, y rm son las resistencias encontradas por la corriente eléctrica I, mientras fluye a través de la arena, la lutita, y la columna del lodo, respectivamente. El SP medido es la caída de potencial óhmico cuando el electrodo pasa de la lutita a la arena. Esto se expresa por: E SP  Irm (4.17) combinando las ecuaciones 4.16 y 4.17 resulta: rm E SP  E SSP r f  rsh  rm

(4.18)

La ecuación 4.18 indica que el ESSP es mayor que el ESP. La relación ESSP/ESP depende de las resistividades del hueco y su geometría, así como de las resistividades de la lutita y arena. La resistividad de la formación por lo general es mayor que la resistividad del lodo. Sin embargo, la corriente tiene un camino


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mucho más amplio en la sección transversal de la formación, produciendo una baja resistencia comparada con la del camino restringido en el hoyo. r m puede expresarse como: R  rm  m2 h (4.19)  dh  donde: Rm= resistividad del lodo h = espesor de la capa dh = diámetro del hoyo perforado Podemos ver en la ecuación 4.19 que, para formaciones de resistividad relativamente baja, lodos base agua fresca, capas gruesas, y hoyos pequeños, es práctico asumir que ESP = ESSP ya que rm >> (rf + rsh). Para explicar la diferencia entre ESP y ESSP, se construye una carta de corrección empírica (Figura 4.11) con datos tomados de una red analógica de resistencias. En esta carta, Ri es la resistividad de la zona invadida que se puede obtener de una forma aproximada por medio de herramientas de resistividad poco profunda. El diámetro de invasión di, se puede aproximar con datos de la tabla 4.2.

Rango de Porosidad (%)

di

5-10 10-15 15-20

10dh 5dh 2.5dh

TABLA 4.2 Valores aproximados de di como función de la porosidad

La carta muestra que, para valores de Ri / Rm y di promedios, (ESP/ESSP) > 0.9 para capas ≥ 40 ft de espesor. Solo capas delgadas justifican una corrección.

Fig. 4.11 Carta de corrección del SP

También se utiliza la Carta SP-3, (ver anexos), para casos más representativos.


77



4.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN La resistividad del agua de formación, Rw es un parámetro importante para la interpretación, ya que se requiere para el cálculo de saturaciones (de agua o hidrocarburos) a partir de los registros básicos de resistividad. Existen varias fuentes de información sobre la resistividad del agua de formación. Estas incluyen catálogos de agua, análisis químicos, la curva de potencial espontáneo (SP) y diferentes cálculos y diagramas de resistividad – porosidad. 4.5.1 Rw DE CATÁLOGOS DE AGUA En muchas regiones productoras de petróleo se han publicado catálogos de agua que enumeran los datos de resistividad para muchas aguas de formación, que se obtuvieron de diferentes campos y horizontes productores de la región. La fuente de los valores Rw puede ser la medición de una muestra de agua obtenida de la producción, de una prueba de producción, o de una prueba de perforación y en algunos casos, de los registros geofísicos de pozos. Sociedades geológicas locales u otras sociedades profesionales y compañías productoras de petróleo. Entidades de gobierno y grupos Educacionales compilan y publican estos catálogos, en los que se puede verificar los valores de R w obtenidos de la curva SP o de las comparaciones resistividad – porosidad. 4.5.2 Rw DE ANÁLISIS QUÍMICOS Aunque siempre es preferible la medición directa de la resistividad del agua de formación de una muestra de agua producida, algunas veces sólo se dispone de un análisis químico de la muestra de agua, incluso en las listas de catálogo. Existen métodos para derivar la resistividad eléctrica de una solución a partir de su análisis químico. La carta Gen – 8 describe uno de estos métodos que utiliza coeficientes de ponderación para convertir las concentraciones de iones individuales en concentraciones equivalentes de cloruro de sodio (NaCl). Este método se basa en los trabajos de Dunlap, Desai y Moore y otros. A partir de la concentración equivalente de NaCl derivada, se puede obtener de la Carta Gen - 9 la Rw a cualquier temperatura deseada. 4.5.3 Rw DEL SP En muchos casos, se puede determinar fácilmente un buen valor de R w a partir de la curva del SP registrada en formaciones limpias (sin arcillas). El valor del SP estático (SSP) en una formación limpia se relaciona con las actividades químicas (aw y amf) del agua de formación y del filtrado de lodo según la ecuación 4.15:

a Essp   K log  w a  mf

   

Para las soluciones de NaCl, K=71 a 77 ºF (25 ºC); K varía en proporción directa a la temperatura:


78



K = 61.3 + 0.1337 TºF K = 65.5 + 0.24

TºC

Para soluciones puras de NaCl que no estén muy concentradas, las resistividades son inversamente proporcionales a las actividades (Figura 4.12). Sin embargo, esta proporcionalidad inversa no permanece exacta en altas concentraciones o para todos los tipos de agua. Por lo tanto se emplean las resistividades equivalentes Rwe y Rmfe, que por definición son inversamente proporcionales a las actividades (Rweq=0.075/aw a 77 ºF). Rwe es la resistividad equivalente del agua de formación y Rmfe es la resistividad equivalente del filtrado de lodo. En términos de resistividad, la ecuación 4.15 puede escribirse como sigue: Rmfe (4.20) SSP   K log Rwe Conociendo el valor de la temperatura de formación, el valor del SP estático registrado frente a una formación porosa permeable y libre de arcilla, se puede transformar en la relación de resistividad Rmfe/ Rwe. La carta SP-1 realiza estas transformaciones gráficamente. 4.5.3.1 Determinación de Rmfe Conociendo la relación Rmfe/ Rwe y la resistividad equivalente Rmfe de una muestra de filtrado de lodo, se calcula con facilidad la resistividad equivalente del agua de formación Rwe. Sin embargo, la resistividad del filtrado de lodo reportada en el encabezado de registro es su resistividad real, no su resistividad equivalente. Para convertir la resistividad medida del filtrado del lodo Rmf en una resistividad equivalente Rmfe, se emplean las siguientes reglas: 1. Para lodos con predominancia de NaCl. a) Si la Rmf a 75 ºF es mayor que 0.1 ohm-m, se utiliza Rmfe = 0.85 Rmf a la temperatura de la formación. Esta relación se basa en mediciones realizadas en muchos lodos típicos. b) Si la Rmf a 75 ºF es menor que 0.1 ohm-m, se utiliza las curvas de NaCl (sólido) de la Carta SP-2, (ver anexos) - Figura 4.14, para derivar un valor de Rmfe a partir del valor de Rmf medido y corregido a la temperatura de la formación a partir de la Carta Gen-9. 2. Para lodos de yeso en agua dulce, las curvas punteadas de la Carta SP-2 se usan para convertir Rmf en Rmfe. 3. Los lodos a base de caliza, a pesar de su nombre, por lo general tienen un nivel insignificante de calcio en solución y se consideran como lodo regular (ver regla 1).


79



+

Fig. 4.12 Actividad de los iones Na en función de la resistividad de NaCl

4.5.3.2 Determinación de Rw Ya que, Rw, no Rweq es el parámetro que necesitamos en la interpretación de registros de pozos, Gondouin usó medidas reales de resistividad y valores ya conocidos de actividades para construir la Figura 4.13 que relaciona Rw y Rweq.

Fig. 4.13 Gráfica de la resistividad de NaCl en función de su actividad

La carta SP-2 (Figura 4.14) también se utiliza para convertir Rwe en Rw. Las curvas sólidas, para soluciones muy salinas se derivaron de datos de laboratorio


80



en soluciones puras de NaCl. Estas curvas sólidas se utilizan para valores de Rwe y Rw menores a 0.1 ohm-m y asumen que en las aguas de formación de esta salinidad, el NaCl es la sal predominante. Las curvas punteadas se derivan de un estudio de un gran número de aguas de formación relativamente dulces provenientes de regiones productoras de petróleo del hemisferio occidental. Su desviación con respecto a la relación lineal R w = Rwe refleja el efecto creciente de cationes multivalentes con la disminución de concentración de estas aguas. Se supone que el ión cloruro es todavía el anión predominante en estas aguas y que el valor K asociado con las soluciones de NaCl todavía puede aplicarse razonablemente.

4.5.3.3 Pasos para determinar Rw a partir del SP


81


1. 2. 3. 4.


Identificar zonas permeables. (SP, GR, ML, CAL) Establecer línea base de lutita Leer SP de zonas seleccionadas y el espesor de capa (h) Determinar temperatura de formación GT 

BHT  ST TD

(4.21)

FT  GT * FD  ST

(4.22)

ó si disponemos de datos de temperatura y profundidad: FT  ST e mT *FD

(4.23)

5. De ser posible realizar correcciones al SP, por invasión y espesor de capa. (SP-3, SP-4). 6. Determinar (Rw)eq Para los lodos con predominio de NaCl. a) Si Rmf @ 75°F > 0,1 Ω - m, corregir Rmf @ FT. R2 

R1 (T1  6.77 )  F  (T2  6.77 )

R2 

R1 (T1  21 .5) C  (T2  21 .5)

(Rmf)eq = 0.85Rmf b) Si Rmf @ 75°F < 0.1 Ω - m, usar SP-2 (2m), para obtener (Rmf)eq 7. Calcular Rweq o

 ( Rmf ) eq  E SSP   K log    ( Rw ) eq 

Con (Rw)eq y F.T. carta (SP – 2) entonces se obtiene Rw @ F.T

4.6 PRECAUCIONES AMBIENTE

Y

CORRECCIONES

POR

EL

MEDIO

El valor del SP estático puede obtenerse directamente de la curva de SP, si la capa es limpia, gruesa, porosa, permeable y sólo moderadamente invadida; y si el agua de formación es salina y el lodo de perforación no es muy resistivo. Estas condiciones no siempre se cumplen; cuando esto sucede, el registro de la deflexión de SP (en milivoltios) debe corregirse. Las cartas SP-3 y SP-4 corrigen


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la curva de SP registrada a un valor de SP estático para contrastes de espesor de la capa, tamaño del agujero, invasiones y resistividad. Para usar la curva de SP para la determinación de Rw se requiere de una capa limpia sin arcilla. Las Cartas SP-3 y SP-4 no dan correcciones por arcillosidad. Se supone que la curva de SP registrada casi nunca contiene un componente de potencial electrocinético. Aunque este es generalmente el caso, no siempre sucede así. Formaciones de muy baja permeabilidad, formaciones de presión abatida o el uso de lodo de perforación muy pesado pueden dar lugar a un potencial electrocinético significativo. En estos casos, el valor Rw derivado de la curva de SP probablemente será muy bajo y deben explorarse otras fuentes de datos de Rw. Asimismo cuando sales diferentes al NaCl están presentes en cantidades significativas, cuando existen cambios en la línea de referencia del SP o cuando Rw es variable, se requieren ciertas precauciones al calcular Rw a partir del registro de SP.

4.7 RELACIÓN ESSP = RW PARA AGUA QUE CONTIENE SALES DISTINTAS A NaCl La presencia de iones divalentes (como el calcio Ca ++, y magnesio Mg++) en el filtrado de lodo o en el agua de formación afecta considerablemente la magnitud de ESSP. Gondouin usó una aproximación empírica para encontrar E SSP en tales casos puede expresarse por: E SSP   K log

a a

Na

 aCa  a Mg

Na

 aCa  a Mg

 

W

(4.24)

mf

donde: aNa = actividad del ión Na+ aCa = actividad del ión Ca++ aMg = actividad del ión Mg++ La Figura 4.15 muestra la relación entre la concentración de cationes y la actividad. El valor de ESSP puede predecirse cuando el análisis de agua es conocido. El problema de la interpretación real, sin embargo es determinar la resistividad eléctrica del agua de formación, RW, del registro SP. Evers e Lyer usaron análisis de agua publicados para predecir el ESSP de la ecuación 4.24 que fue luego usado para calcular (RW)eq de la ecuación 4.20. Los filtrados de lodo se consideraron soluciones de NaCl. Se obtuvieron valores y se trazaron gráficos de RW vs (RW)eq. La Figura 4.16 presenta estos resultados. Para agua con solo NaCl en solución, la relación RW = (RW)eq está dada por la línea recta. Curvas de RW vs (RW)eq son desplazadas hacia arriba de modo que para el mismo valor de (RW)eq, el valor de RW es mayor que para el agua con NaCl pura.


83



Fig. 4.15 Gráfica que representa la relación entre la concentración de cationes y la actividad

Las curvas de la Figura 4.16 son aplicables sólo para campo objeto de estudio en las cuencas de Wind River. Estas enfatizan la importancia de recolectar y usar datos locales para desarrollar relaciones empíricas que permitan utilizarlos en la interpretación de registros de pozos.

Fig. 4.16 Gráfico (RW)eq vs Rw para las causas de Big Horn y Wind River


84



4.8 CARÁCTER Y FORMA DE LA DESVIACIÓN DEL SP En formaciones limpias, la desviación de la curva SP de la línea base de lutitas se expresa por la ecuación 4.20. Considerando un intervalo relativamente corto, de unos pocos cientos de pies del hoyo, la temperatura y como consecuencia, K y Rmf siguen siendo prácticamente invariables. (RW)eq es directamente proporcional a RW. Por consiguiente el máximo RW es, lo que la más baja deflexión del SP es; es decir, la mayor salinidad del agua de formación es, lo que la más alta deflexión del SP. Además del valor absoluto de Rw, la relación Rmf / Rw o más exactamente (Rmf)eq / (Rw)eq determina la magnitud de la deflexión del SP. El contraste entre el filtrado de lodo y la salinidad del agua de formación resulta en uno de estos tres casos típicos Figura 4.17:

Fig. 4.17 El contraste entre el filtrado de lodo y la salinidad del agua de formación resulta en uno de estos tres casos

1. Si el lodo es relativamente más fresco que el agua de formación, es decir Rmf > Rw, se tiene una deflexión negativa del SP. 2. Si las salinidades del filtrado del lodo y el agua de formación son casi las mismas, es decir Rmf = (Rw)eq, entonces se tiene una pequeña o ninguna desviación del SP ya que log [Rmf / (Rw)eq ] = 0.


85



3. Si el agua de formación es más fresca que el filtrado de lodo, es decir Rmf < (Rw)eq, se tiene una desviación positiva del SP. La resistividad de la formación, afecta el valor de la deflexión del SP. Como ilustra la Figura 4.18, el flujo de la corriente cerca de las capas más resistivas es en gran parte limitada ya que éste presenta el camino de menor resistencia. La intensidad de la corriente permanece constante lo que a su vez resulta en un gradiente de potencial constante. La curva del SP asume entonces una forma de línea recta al lado de las formaciones más impermeables.

Fig. 4.18 El flujo de corriente cerca de las capas más resistivas es limitada ya que presenta una menor resistencia

La Figura 4.19 muestra una capa resistiva en el intervalo de 8597 a 8608 pies en el extremo de una arena permeable. El SP muestra claramente un gradiente constante sobre este intervalo, indicando que el flujo de corriente permanece confinado al hoyo. Cuando la capa de mayor resistividad está entre dos lutitas, el potencial no cambia.


86



Fig. 4.19 Registro que muestra una zona permeable entre los 8597 y 8608 pies

Esto se ilustra en la Figura 4.20 que muestra una capa de limo de alta resistividad entre dos lutitas gruesas.

Fig. 4.20 Registro que muestra una capa de limo de resistividad alta entre dos lutitas


87



4.9 APLICACIONES Y CARACTERÍSTICAS DE LAS CURVAS DEL AUTOPOTENCIAL 1. La aplicación más obvia de la curva del SP es la determinación de la ausencia de minerales reactivos en las rocas, generalmente relacionado con la existencia de porosidad bien sea de una arena, caliza, dolomita, lignito o riolita. Una deflexión bien definida de la curva del SP no es una medida de la magnitud de porosidad, ya que indica la ausencia de minerales reactivos. La curva del SP y sus deflexiones indican cambios litológicos. El tope y el espesor exactos de los cambios se pueden determinar con gran precisión por medio de los puntos de inflexión de la curva del SP. 2. La magnitud de la resistividad verdadera puede ser obtenida de la forma de la curva del SP, esto es, una curva bien redondeada, con el punto de inflexión cerca de la línea base de lutitas indica una resistividad alta, aunque las curvas de resistividad no pueden ser usadas para determinar Rt debido a efectos de invasión, capas delgadas, etc. 3. En el análisis cuantitativo de perfiles eléctricos, la curva del SP, a pesar de sus desventajas e inexactitudes, es de gran importancia para evaluar las resistividades y salinidades del agua de formación.

4.9.1 PRECAUCIONES QUE SE DEBEN TENER EN CUENTA AL CORRER EL REGISTRO DEL SP 

El SP no tiene respuesta en un lodo base aceite. La respuesta del SP no es significativa en formaciones arcillosas. Se deben tomar precauciones en yacimientos con alta saturación de hidrocarburos.



La presencia de formaciones duras afecta la lectura del SP. Se debe correr el registro del SP antes de realizar cambios en las características del lodo. Si las resistividades del filtrado del lodo y del agua de formación son casi iguales, las deflexiones del SP serán muy pequeñas y la curva no será muy significativa.

4.9.2 UTILIDADES DEL SP 

El registro SP sirve para establecer una correlación entre capas.



Se utiliza para detectar zonas permeables



Se utiliza en la ubicación de los límites de las zonas.



Sirve en la determinación de los valores de Rw.


88





Permite la identificación de la litología.



Realizar análisis cualitativos (contenido arcilloso de una capa).



Diferencia rocas potencialmente productoras permeables y porosas (arenisca, caliza, dolomita) de arcillas y lutitas no permeables.

4.9.3 CONDICIONES BAJO LAS CUALES ESSP = ESP 

Para que el SP sea similar al SSP se deben hacer correcciones. No deben hacerse las correcciones en caso de:



Formaciones limpias



Capas gruesas (h > 40ft; h ≥ 16dh)



Zona moderadamente invadida (di ≈ dh)



El agua de formación es salina



El lodo de formación es muy resistivo (Rt ≈ Rm)

4.9.4 FORMAS DE LA CURVA DEL SP

La forma de la curva del SP y la amplitud de la desviación en una capa permeable depende de muchos factores que afectan la distribución de las líneas de corriente del SP y las caídas de potencial que ocurre en cada uno de los medios que atraviesa la corriente del SP. 

Espesor h y la resistividad verdadera Rt de la capa permeable.



Resistividad Rxo y diámetro di de la zona invadida por filtrado de lodo.



Resistividad Rs de las formaciones adyacentes.



Resistividad Rm del lodo y diámetro dh del pozo.

4.10 DESPLAZAMIENTO DE LA LÍNEA BASE DE LUTITA Estos cambios ocurren cuando una capa de lutitas que no es una membrana catiónica perfecta, separa aguas de formación de diferentes salinidades. Los cambios grandes dificultan la definición de la línea base de lutitas y la determinación del valor SSP. La Figura 4.21 muestra un caso de campo simplificado.


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Fig. 4.21. Desplazamiento de la línea base de lutita

El pozo penetra una serie de areniscas (B,D,F,H) que están separadas por lutitas delgadas o areniscas arcillosas (C,E,G). El SSP del intervalo B, por la deflexión en el límite superior, debe ser de -42mV. La lutita C no es una membrana catiónica perfecta y el SP enfrente de C no regresa a la línea de base de lutita de A. La deflexión de SP del intervalo D, medida desde la arcilla E, indica que es una mejor membrana que C. La línea base de lutitas para la arenisca D está representada por la línea punteada en el extremo izquierdo; el SSP del intervalo D es de 44mV o más. De manera similar, se puede observar que la lutita G no es tan buena membrana como la E; el SSP del intervalo F es negativo e igual a por lo menos -23mV. . Cuando no exista una capa arcillosa que separe las aguas de diferentes salinidades dentro de una capa permeable, también hay un cambio en la línea base del SP. En este caso, la curva de SP muestra poca o ninguna variación en el nivel donde ocurre el cambio de salinidad, pero las deflexiones de SP en los límites superior e inferior de la capa permeable muestran amplitudes bastante diferentes. De hecho, pueden presentar diferentes polaridades si la salinidad del filtrado de lodo está entre las salinidades de dos diferentes aguas de formación intersticiales. Si la capa permeable no contiene arcilla y si esta capa y las lutitas que la rodean son lo suficientemente gruesas, las deflexiones de SP en los dos límites son las deflexiones del SP estático correspondientes a las dos distintas aguas.


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BIBLIOGRAFÍA: 

SCHLUMBERGER. “Interpretación de perfiles”. Vol 1



SCHLUMBERGER. “Principios y aplicaciones de la interpretación de registros”. 1997



SCHLUMBERGER. “Log Interpretation Charts”. Edition 2000



HALLIBURTON / WELEX. “Introducción al análisis de registros de pozos”.



ZAKI BASSIOUNI. “Theory measurement and interpretation of well logs”. SPE Textbook series. Vol 4. 1994


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ANEXOS


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SP-1


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SP-2


94



SP-3


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SP- 4


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Fundamentos Registros Electricos RAUL VALENCIA (1)

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