UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO Facultad de Ingeniería División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra
“MANUAL BÁSICO PARA LA INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO”
T E S I S Para obtener obtener el título de INGENIERO PETROLERO Presenta
GUILLERMO GUILLOT MERCHAND
DIRECTOR DE TESIS Ing. Bernardo Martell Andrade Ciudad Universitaria Julio 2010
OBJETIVO
La razón por la cual se llevó a cabo este trabajo, es que el alumnado de la Facultad de Ingeniería de las carreras de Ingeniería Petrolera, Geológica y Geofísica tengan a su alcance un documento de apoyo durante el semestre en que lleven la asignatura de Petrofísica y Registro de Pozo o bien, durante toda su vida académica, la finalidad es que conozcan los conceptos básicos de los registros geofísicos. geofísicos.
OBJETIVO
La razón por la cual se llevó a cabo este trabajo, es que el alumnado de la Facultad de Ingeniería de las carreras de Ingeniería Petrolera, Geológica y Geofísica tengan a su alcance un documento de apoyo durante el semestre en que lleven la asignatura de Petrofísica y Registro de Pozo o bien, durante toda su vida académica, la finalidad es que conozcan los conceptos básicos de los registros geofísicos. geofísicos.
CONTENIDO
1. Principios y fundamentos de los registros geofísicos Definición Historia Clasificación de los registros geofísicos
2. Propiedades de las Rocas Porosidad Permeabilidad Saturación de fluidos
3. Definición e interpretación de los registros geofísicos Potencial natural (SP) Rayos gamma Resistividad Sónico de porosidad Densidad Neutrón
4. Interpretación de litología, porosidad y contenido de fluidos Determinación de la litología y la porosidad Determinación del contenido de fluidos
5. Conclusiones
CAPITULO I Definición Los registros geofísicos son representaciones gráficas de diferentes propiedades físicas de la roca contra la profundidad, y a su vez indican las características de la formación atravesada por un pozo.
Historia Las primeras mediciones de resistividades de las rocas se dieron en el año de 1912 por Conrad Schlumberger, Schlumberger, consistió en inducir una señal eléctrica al subsuelo s ubsuelo entre dos varillas metálicas, las líneas de potencial constante observadas en superficie, se trazaban en un plano, estas indicaban la naturaleza de la roca atravesada por el campo eléctrico inducido. En 1927 se realizó la toma del primer registro eléctrico en un campo petrolero en una provincia de Francia (Alsacia) llamado “Pechelbronn”. Fue hasta 1929 que el registro de resistividad eléctrica se introduce comercialmente en Venezuela Estados Unidos y Rusia. El instrumento de medición era llamado “sonda”, se detenía en intervalos periódicos, se hacían y e trazaba manualmente la resistividad calculada en una gráfica, este método se repetía estación por estación hasta que se grababa todo el registro.
CAPITULO I Las primeras aplicaciones que tuvo esta medición: Definir limites de capas Funcionó como herramienta de correlación
Con el desarrollo de mas herramientas de diferente naturaleza física, se logro conocer: La litología, la porosidad y el contenido de fluidos.
Hoy en día es posible correr registros: Lodos dulces Lodos salados Mas altas temperaturas, Pozos mas profundos, Con rangos de medición mas amplios y precisos.
El avance tecnológico permite conocer mas un yacimiento o intervalo productor con la finalidad de lograr una mejor interpretación para optimizar la explotación de los mismos y obtener mayor rentabilidad.
CAPITULO I Efecto de invasión La distribución del fluido o lodo de perforación en un intervalo permeable, va afectando resistividad dentro y en las zonas aledañas al pozo al ir penetrando en la formación,
Se mencionan las mas importantes: Rm: Rmc: Rxo: Rt: Ri:
Resistividad del lodo Resistividad del enjarre Resistividad de la zona barrida o lavada Resistividad verdadera Resistividad de la zona invadida (transición)
Rw: Ro :
Resistividad del agua que satura la roca Resistividad de la formación 100% saturada con agua Resistividad de la capa adyacente
Rs:
CAPITULO I
Clasificación de los registros geofísicos En función del principio físico de la herramienta:
En función de la propiedad petrofísica:
Resistividad
Resistividad
Acústicos
Porosidad
Radioactivos
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
CAPITULO II
Se consideran las principales propiedades petrofísicas de las rocas, que si bien es posible determinar con pruebas de laboratorio, también pueden ser determinadas a través de los diferentes registros geofísicos de pozo.
Porosidad Es el volumen de poros entre el volumen total de roca, es decir, la cantidad de huecos que son capaces de almacenar fluidos, ya sea que estén o no interconectados.
Porosidad efectiva: Es la relación del volumen total de poros comunicados entre el volumen total de roca.
Porosidad absoluta: Es la relación del volumen total de poros (comunicados y no comunicados) entre el volumen total de roca.
CAPITULO II Factor de formación (F) Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formación pura con contenido de agua (sin hidrocarburos ni arcilla), es proporcional a la porosidad; a esta constante de proporcionalidad se le llama factor de formación (F), definida por Archie. Es la relación o el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca (no arcillosa) saturada al 100% con agua entre la resistividad del agua que la satura.
Permeabilidad Es la capacidad que tiene la roca o formación para permitir el flujo o transmisión de fluidos.
Saturación de fluidos Se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso ocupado por el agua de formación
CAPITULO III REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)
Es un registro de la diferencia de potencial entre un electrodo móvil (pozo) y un electrodo fijo (superficie) en función de la profundidad. Registra el potencial eléctrico ( un voltaje en mV) que se produce por la interacción de dos fluidos.
La curva del SP permite: Determinar cuerpos permeables. Determinar los límites entre capas. Correlacionar estratos. Conocer cualitativamente el contenido arcilloso de una capa. Determinar aspectos litológicos y texturales de los sedimentos (ambientes de depósito) *Determinar valores de resistividad del agua de formación (Rw).
CAPITULO III Origen del SP
En presencia de formaciones permeables, la respuesta del SP tiende alejarse de una línea base (lutitas)
El que se mueva hacia la derecha o izquierda con respecto a la misma dependerá de la salinidad propia del agua de formación.
Las deflexiones de esta curva depende de las corrientes eléctricas que se manifiestan dentro del pozo.
Existen diferentes teorías que dan origen al SP
Potencial de electrofiltración.- Son variaciones de potencial que se desarrollan cuando un electrolito fluye a través de un medio poroso y permeable (enjarre), donde genera flujos de potencial en ambos lados de la membrana.
Potencial electroquímico.- Es cuando dos soluciones de diferente concentración salina se ponen en contacto, y se genera una diferencia de potencial a través del límite que los separa.
Potencial de difusión.-
Existe contacto entre soluciones pero no se mezclan, lo que genera una diferencia de potencial, y se da un cambio de iones de Na y Cl de la solución de mayor a menor concentración de NaCl.
Potencial de membrana.- La diferencia se da en la separación de fluidos por una membrana cotiónica (lutita), la cual permite solo el paso de cationes o iones positivos (Na+) de la solución de mayor a la de menor concentración.
CAPITULO III
CAPITULO III REGISTRO DE RAYOS GAMMA
Mide la radiación natural de las formaciones, que generalmente es proporcional al contenido de arcillosidad en las rocas sedimentarias, ya que los elementos radiactivos tienden a concentrarse lutitas y en arcillas.
Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidas espontáneamente por elementos radiactivos, así mismo son el resultado de la desintegración de k , Th y U.
Al pasar a través de la materia los RG experimentan colisiones sucesivas (efecto Compton) con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión.
En la trayectoria a través de la formación los rayos gamma se absorben gradualmente y su energía va disminuyendo; el grado de absorción varía en función de la densidad de la formación.
Profundidad de investigación: Formaciones sedimentarias - 10 a 15”
Puede ser corrido en pozos: Lodo salado Lodos base aceite Pozos con T.R.
La curva de rayos gamma permite: Correlacionar e identificar la litología. Evaluar la arcillosidad cualitativamente y cuantitativamente. Evaluar la deposición de materiales radiactivos. Correlacionar la profundidad. Identificar los disparos. Determinar aspectos litológicos y texturales de los sedimentos. Determinar ambientes de depósito.
CAPITULO III
CAPITULO III Registro de espectrometría de Rayos Gamma (NGS)
Mide la radioactividad natural de las formaciones (GR) La diferencia radica en que el registro (NGS) mide el número de rayos gamma y el nivel de c/u de los elementos radioactivos. Determinar : Las concentraciones de K, Th y U. Evaluar minerales
CAPITULO III
REGISTRO DE RESISTIVIDAD La resistividad de la formación se puede determinar bajo dos principios: Eléctrico- Enviar una corriente a la formación y medir la resistividad. Inductivo- Inducir una corriente eléctrica en la formación y medir la conductividad.
La resistividad de una roca depende directamente de: Volumen poroso. Geometría de los poros. Contenido de fluidos (Agua o Hidrocarburos).
Investigación profunda:
Investigación somera:
Registro eléctrico convencional Registro eléctrico enfocado Registro de inducción
Microregistro Microesférico enfocado
Registro eléctrico esta constituido por las siguiente curvas Generalmente las escalas van de 0-20 Ohm-m y cuando es
CAPITULO III Sonda Normal
Sonda Lateral
Las curvas normales esta constituidos por dos electrodos uno emisor “A” y uno receptor “M”
Electrodo emisor A Electrodos receptores M y N Mide la diferencia de potencial entre los electrodos receptores.
Curva normal corta
Curva normal larga
A y M = 0.40 m = 16 ” Línea continua
A y M = 1.60 m = 64 ” Línea discontinua
Espaciamiento entre electrodos A O =5.7m =18ft 8” O es el punto medio entre M y N
CAPITULO III Algunas diferencias o ventajas y limitaciones que existen entre un arreglo normal y un arreglo lateral:
-El diámetro de espaciamiento.
investigación
es
el
doble
del
- Los volúmenes medidos de formación. - Existe efecto de las capas adyacentes.
El registro eléctrico evoluciono para corregir todos estos efectos y aparecieron los registros eléctrico enfocados.
CAPITULO III Herramienta Laterolog (Eléctrico enfocado)
La corriente es forzada radialmente dentro de la formación en laminas delgadas (efecto de capas adyacentes).
Ventajas de esta herramienta: Opera en lodos altamente salados. Independencia de capas adyacentes. *No opera en lodos base aceite.
Dependiendo del número de electrodos de corriente y de medida han existido las versiones LL3, LL7 y LL8 y el DLL (Doble laterolog).
En la actualidad existe una herramienta HRLA (Eléctrico enfocado de alta resolución).
Distribución de las líneas de corriente
Herramienta Doble Laterolog (Doble Eléctrico Enfocado)
Es posible obtener tres profundidades de investigación al mismo tiempo, si se le agrega la curva de MicroSFL (microesférico enfocado).
Laterolog profundo LLd - 2.5 m Laterolog somero LLs - 1 a 1.5 m MicroSFL (micro esférico enfocado) - 10 cm
Esquema del patrón de corriente
CAPITULO III
Los registros microresistivos son utilizados para medir la resistividad de la zona lavada (Rxo).
Herramienta Microlog (microeléctrico) Es una herramienta de contacto y va montada en un patín. Obtiene medidas de resistividad - microinversa (1”x1”) y micronormal (2”). Estas curvas determinan zonas porosas y permeables en función de la deflexión de la curva. *Fue la primera herramienta de índice de porosidad que era deducida determinando un valor de Rxo con la información de las curvas mencionadas.
Herramientas Microenfocadas Se diseñaron con la finalidad de minimizar diferentes efectos que se presentaban en la herramienta microlog. Microlaterolog Proximidad Microesférico enfocado – menos sensible a la resistividad del enjarre. También son herramientas de contacto.
CAPITULO III
Registro de Inducción
Mide la conductividad de la formación y se obtiene una mejor respuesta en capas delgadas
Minimiza los efectos del agujero, de las capas adyacentes y de la zona invadida.
Consta de una bobina emisora de corriente oscilatoria y por una bobina receptora.
El campo magnético que se genera alrededor de la sonda, induce en la formación corrientes eléctricas que circulan en anillos axiales al eje de la sonda, estas corriente generan su propio campo y la intensidad es proporcional a la conductividad de la formación.
Se puede operar: Lodos base aceite y lodos dulces.
Originalmente era confiables hasta 200 Ohm-m, hoy en día las versiones llegan a medir hasta 800 Ohms-m.
CAPITULO III
CAPITULO III AIT (Registro de arreglo de inducción) Se diseño para medir la conductividad de la formación, la señal penetra en zonas irregulares e invadidas alrededor del pozo hasta llegar a la zona no contaminada por filtrado del lodo. Ventajas : Funciona en cualquier tipo de fluido. Capaz de determinar 5 diferentes curvas.
REGISTROS ACÚSTICOS (SÓNICOS)
DE POROSIDAD
Es un registro de la profundidad contra Dt y mide una propiedad elástica de la roca.
Dt es el tiempo requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de formación y depende de la litología y la porosidad.
Se envía un tren de ondas acústicas a través de la formación a diferentes frecuencias e intervalos de tiempo. Los Dt de dichas ondas quedan registrados, y son directamente proporcionales a la porosidad de la formación.
Ventaja: Se toman en agujero abierto.
CAPITULO III
Puesto que la velocidad del sonido en la sonda sónica y en el lodo de perforación suele ser menor que en la formación, los primeros arribos de la energía acústica a los receptores corresponden a recorridos del sonido dentro de la formación cerca de la pared del pozo o agujero.
En formaciones sedimentarias la velocidad del fluido depende de: Matriz Porosidad Material
Neopreno Pizarras Sal
Velocidad Sónica ( ft/s ) 5,300 6,000 – 16,000
Tiempo de Tránsito t (m seg / ft ) 189 167 – 62.5
15,000
66.7
Areniscas
Arriba de 18,000
55.6
Anhidrita
20,000
50.0
Carbonatos
21,000 – 23,000
47.6 – 43.5
Dolomitas
24,000
42
Tubería (acero)
17,000
57
Fluido
Agua (Lodo)
Velocidad Sónica ( ft/s )
Tiempo de Tránsito t (m seg / ft )
5,000 – 5,300
190 – 200
Aceite
4,300
232
Metano a T y P
1417
706
Wyllie: Formaciones limpias consolidadas
CAPITULO III
REGISTROS DE DENSIDAD
La herramienta FDC (Registro de densidad compensado), mide la densidad electrónica de la formación.
Sirve para obtener valores de densidad y con estos inferir la porosidad, así mismo detecta presencia de gas, arenas arcillosas.
La capsula radioactiva, emite rayos gamma hacia la formación, estos interactúan con los diversos componentes de las rocas (mediante la dispersión de Compton).
Después de varias sufrir varias dispersiones, los rayos gamma regresan al pozo y son contados por los detectores para indicar la densidad de la formación.
La respuesta de la herramienta esta determinada por la densidad de los electrones de la formación. (# electrones /cm3).
CAPITULO III
La densidad de la formación esta en función de: Densidad de la matriz Densidad de los fluidos contenidos.
Determinar: La porosidad en función de la litología y contenido de fluidos.
CAPITULO III
CAPITULO III Registro de Litodensidad
Identifica la litología por medio del índice de absorción fotoeléctrica (cuantifica la capacidad de la formación para absorber radiación electromagnética).
El factor fotoeléctrico se relaciona con el tipo de litología.
rb: se relaciona con el tipo de matriz y contenido de fluidos
CAPITULO III REGISTRO DE NEUTRONES
Se utilizan principalmente para determinar la porosidad en las formaciones permeables.
Responde inicialmente a la cantidad de hidrogeno presente en la formación; en formaciones limpias cuyos poros pueden saturados de agua, gas o aceite.
El registro de neutrones refleja la cantidad o porcentaje de poros saturados de algún tipo de fluido.
CAPITULO III Una fuente radioactiva emite neutrones de alta energía (eléctricamente neutras y masa casi idéntica al H).
Chocan con los núcleos de la formación y van perdiendo energía por cada colisión.
La cantidad perdida de energía depende de la masa del núcleo con la cual choca, la mayor perdida con el H.
Debido a colisiones sucesivas, los neutrones disminuyen su velocidad a velocidades térmicas y son capturados por núcleos de átomos como Cl, H o Si.
El núcleo que captura al neutrón emite un rayo gamma, y por lo tanto lo capta el detector montado en la so nda.
Los equipos neutrónicos que hoy en día son usados incluyen un equipo de la serie GNT, el aparato SNP (Sidewall Neutron Porosity) y el CNL (Compensated Neutron Log).
CAPITULO III CNL Es un instrumento de detección de neutrones termales de do ble espaciamiento Mide los promedios de las velocidades de conteo de los dos detectores y neutrónico en escala lineal.
arroja un perfil
La distancia o radio de investigación dentro de la formación aumenta al incrementar la distancia entre la fuente y los detectores.
Ventajas: Tiene el número de conteos muy alto (16 Curies y cuenta neutrones termales). Radio de investigación profunda. (4”) Sufre poca influencia del enjarre o cemento. Detecta y obtiene la porosidad en agujero entubado. Trabaja en un rango de temperatura hasta de 400°F. Es combinable con registros de densidad y rayos gamma. Limitaciones: A diferencia de los anteriores, este tiene una gran influencia de la matriz.
CAPITULO IV DETERMINACIÓN DE LA LITOLOGÍA Y LA POROSIDAD
Para poder determinar valores de porosidad correctos, se requiere conocer: Litología Parámetros Dtma, rma y la fma Es importante tener en cuenta que existen minerales que llegan a alterar la respuesta de los diferentes registros de porosidad: Arcillas, yeso, sal, azufre, y el gas.
Los tres perfiles de porosidad (sónico, densidad y neutrón) responden en forma diferente e independiente a diferentes composiciones de la matriz.
Por lo tanto: La combinación de estos perfiles proporciona mas y mejor información sobre la formación y su contenido.
CAPITULO IV Gráficos de interrelación
Gráficos de densidad contra tiempo de tránsito Gráfica de tiempo de transito contra porosidad neutrón Gráfica de densidad contra porosidad neutrón
CAPITULO IV Gráfico M-N
En esta gráfica se hace una combinación de datos de tres herramientas de porosidad, con la finalidad de que los efectos debidos a las variaciones de porosidad sean eliminados y se puedan maximizar los cambios debidos a la matriz.
Dt, rb y FN se obtiene directamente de los registros correspondientes y Dtf, rf y FNf son parámetros que tomaran valores respectivamente de: 189 ms/ft, 1 gr/cm3 y 1 para lodos dulces. 185 ms/ft, 1.1gr/cm3 y 1 para lodos salados.
Gráfica MID
Esta gráfica es una técnica en la cual se utilizan tres herramientas de porosidad independientes entre sí, Esta aproximación gráfica asocia las respuestas del registro sónico-neutrón y el de densidad-neutrón con la finalidad de obtener dos parámetros, (Dtma)a y el (rma)a. Los cuales son característicos de la roca y es posible expresarlos de la siguiente manera:
CAPITULO IV
CAPITULO IV DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE FLUIDOS
En la actualidad existen una gran cantidad de métodos para poder determinar todos estos parámetros, estos por lo general se basan en la ecuación de Archie.
Donde:
a: factor de tortuosidad Rw : resistividad del agua de formación Rt: Resistividad verdadera de la formación F: porosidad m: exponente de cementación n: exponente de saturación
La saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen de los poros de la roca del yacimiento que está lleno de agua, por lo general se supone que el volumen de los poros que no están llenos de agua están llenos de hidrocarburos. La determinación de la saturación de agua e hidrocarburos es uno de los objetivos básicos de los registros de pozo. 1- Sw = Shc
CAPITULO IV
Determinación de Rw a partir del SP
Este método es exclusivamente para determinar Rw.
Con este registro se obtiene el parámetros como:
Rw = La resistividad del agua de formación Y en conjunto: El valor de la resistividad verdadera de la formación (Rt) y la porosidad (F) se puede obtener la saturación.
CAPITULO IV Método de gráficas de interrelación resistividad-porosidad
Estas gráficas permiten eliminar prácticamente la incertidumbre de los valores de Rw, Sw, m, n y pueden dividirse en dos tipos: Hingle: Se puede determinar el valor de Rw, la densidad o velocidad de la matriz y la saturación de agua para diferentes intervalos.
Pickett: Se puede determinar el valor de Rw, y el exponente de cementación m del intervalo.
CONCLUSIONES
•Los registros geofísicos de pozo son técnicas que hoy en día y desde sus inicios, permiten
evaluar las formaciones in-situ; así mismo proporcionan información certera, dando como resultado una mejor aproximación de los parámetros físicos y geológicos de la formación de interés. Actualmente los registros geofísicos representan un papel sumamente importante para la industria petrolera, gracias a su desarrollo tecnológico, el cual parte de los primeros principios técnicos desarrollados hace muchos años; razón por la cual hoy en día se tiene la capacidad de determinar el potencial petrolero de un yacimiento o formación.
La actualización constante en cuanto al desarrollo de estas herramientas es determinante para la interpretación geológica, pues continuamente se busca obtener más y mejores parámetros físicos y geológicos que permitan tener una mejor interpretación del parámetro que se requiera conocer. •
