14 INTERPRETACIÓN DE LITOLOGÍAS COMPLEJAS 14.1 INTRODUCCIÓN La determinación precisa de la porosidad es necesaria para una interpretación efectiva de registros. Cuando la litología de una formación limpia y saturada de líquido es conocida o puede ser asumida con razonable exactitud, valores representativos de porosidad pueden ser derivados de la lectura de un registro de porosidad. porosidad. Es por esto, que la determinación de porosidad se involucra más cuando la litología no se conoce o cuando consiste en dos o más minerales de proporciones desconocidas. La gran mayoría de rocas yacimiento están compuestas de uno o dos minerales principales y pueden contener varias cantidades de arcilla. Las mezclas binarias más comunes asociadas a rocas carbonatos son caliza/dolomita, caliza/sílice, sílice/dolomita y dolomita/anhidrita. Para arenas, sílice/dolomita sílice/caliza y sílice/mineral pesado (como pirita o siderita) son combinaciones probables. Las mezclas ternarias de estos minerales y composiciones más complejas también ocurren. Los valores de porosidad derivados de registros φ D, φN y φS pueden ser expresados en términos generales como φD o φN = f(matriz, porosidad total, tipo de arcilla y cantidad, tipo y cantidad de fluidos en el espacio poroso) poroso) .14.1 .14.1 y φS = = f(matriz, sólo porosidad porosidad primaria, grado de compactación de la formación, tipo de arcilla y cantidad, tipo y cantidad de fluidos en el espacio poroso) .14.2 A pesar de que las tres respuestas de porosidad están afectadas por la porosidad, matriz y parámetros de los fluidos, los efectos en las herramientas son diferentes. Estas diferencias pueden ser resueltas con una técnica gráfica usualmente llamada “crossplots lito/porosidad,” y ambas características porosidad y matriz pueden definirse. Dos tipos de crossplots son usados. usados. El crossplot “dual mineral “presume que la matriz consiste de dos minerales. El otro tipo trata el caso de tres minerales, o mezclas ternarias. Adicionalmente al cómputo de porosidad en litologías complejas, la técnica litoporosidad tiene muchas aplicaciones en evaluación de formaciones, incluyendo: Detección de porosidad secundaria; detección de gas: determinación de litología para estudios estratigráficos y ambientales; y detección y evaluación de depósitos de minerales, tales como sulfuro, potasio, carbono, oil shale, y ciertos minerales metálicos. Para estas aplicaciones, ciertas combinaciones de las tres herramientas de porosidad son más apropiadas que otras. Varias combinaciones de herramientas de porosidad se discuten en este capítulo. Como se indicó, las formaciones limpias y saturadas de líquido son consideradas en la discusión. Las aplicaciones de crossplots de lito/porosidad en evaluación de formaciones sucias y detección de gas son direccionadas en detalle en los capítulos 15 y 16, respectivamente.
14.2 INTERPRETACIÓN DE LITOLOGÍA/POROSIDAD CON DOS HERRAMIENTAS DE POROSIDAD 14.2.1 Combinación Neutrón/Densidad En formaciones limpias, saturadas de liquido, la ecuación 14.1 se reduce a
Para La herramienta densidad, La ecuación 14.3 puede ser expresada en términos de densidad total:
Cuando se deriva un índice de porosidad de un registro neutrón y cuando la matriz se asume con las mismas propiedades que una caliza saturada de liquido, la ecuación 14.3 se reduce a
O
Donde φN y φ son las porosidades aparente y verdadera, respectivamente. La ecuación 14.5 es expresada gráficamente para el Registro Neutrón Compensado (CNLSM) por las curvas de la figura 14.1. Combinando las ecuaciones 14.4 y 14.5 resulta en
Para caliza saturada de agua, donde ρf =1 g/cm 3, ρma =2.71 g/cm3, y φ= φ N, la ecuación 14.6 se convierte en
La ecuación 14.7 representa una línea recta si ρb y φN son graficados en un crossplot en escalas lineales, como se muestra en la figura 14.2a. Esta línea recta que define la tendencia de la caliza saturada de agua puede escalarse en unidades de porosidad. La escala vertical que representa a ρb puede escalarse también en densidad porosidad aparente de caliza. El escalamiento se realiza con la ecuación 8.11 donde los valores de 2.71 2.71 g/cm3 y 1g/cm3 son sustituidos por ρma y ρf , respectivamente.
14.2 INTERPRETACIÓN DE LITOLOGÍA/POROSIDAD CON DOS HERRAMIENTAS DE POROSIDAD 14.2.1 Combinación Neutrón/Densidad En formaciones limpias, saturadas de liquido, la ecuación 14.1 se reduce a
Para La herramienta densidad, La ecuación 14.3 puede ser expresada en términos de densidad total:
Cuando se deriva un índice de porosidad de un registro neutrón y cuando la matriz se asume con las mismas propiedades que una caliza saturada de liquido, la ecuación 14.3 se reduce a
O
Donde φN y φ son las porosidades aparente y verdadera, respectivamente. La ecuación 14.5 es expresada gráficamente para el Registro Neutrón Compensado (CNLSM) por las curvas de la figura 14.1. Combinando las ecuaciones 14.4 y 14.5 resulta en
Para caliza saturada de agua, donde ρf =1 g/cm 3, ρma =2.71 g/cm3, y φ= φ N, la ecuación 14.6 se convierte en
La ecuación 14.7 representa una línea recta si ρb y φN son graficados en un crossplot en escalas lineales, como se muestra en la figura 14.2a. Esta línea recta que define la tendencia de la caliza saturada de agua puede escalarse en unidades de porosidad. La escala vertical que representa a ρb puede escalarse también en densidad porosidad aparente de caliza. El escalamiento se realiza con la ecuación 8.11 donde los valores de 2.71 2.71 g/cm3 y 1g/cm3 son sustituidos por ρma y ρf , respectivamente.
Como se puede observar, la línea de caliza es la única con porosidades de neutrón y de densidad iguales. La tabla 14.1 lista los valores de φN, φD y ρb que corresponden a diferentes valores de φ.
Para areniscas saturadas de agua donde ρma=2.65 g/cm3 y ρf =1g/cm3, la tabla 14.2 da valores de φ N, φD y ρ b que corresponden a diferentes valores de φ.
Los valores de φ N son obtenidos de la figura 14.1; los valores de ρ b son calculados con la ecuación 14.4 (i-e-. ρb=2.65-1.65φ); y los valores de φD son obtenidos con la ecuación 8.11 [i.e., φD= (2.71- ρb)/1.71]. Graficando en un crossplot ρb vs. φN da la tendencia para arenisca saturada de agua, la cual es fácilmente graduada en valores de porosidad verdadera (Figura 14.2b) La tendencia para dolomita saturada de agua puede construirse similarmente, la tabla 14.3 lista los valores necesarios para graficar la tendencia de la dolomita.
Nótese que las tres tendencias mostradas en la figura 14.2B convergen a un punto común (ρb= 1g/cm3 y φ N=100%). Esta convergencia representa el proceso del fluido (agua fresca en este caso) progresivamente llenando el espacio poroso. Los crossplots dual-mineral lito/porosidad usualmente están incluidos en los libros de cartas de las compañías que realizan registros. La figura 14.3 y 14.4, similares al crossplot de la figura 14.2B, son para las combinaciones de registros de de Schlumberger de Densidad de Formación/Neutrón Compensado (FDC/CNL) y Densidad de Formación /Neutrón de pared (FDC/SNP), respectivamente. Estas cartas son construidas para formaciones limpias y totalmente saturadas de líquido y para huecos llenos con agua fresca o lodo base agua fresca (i.e., ρf =1.0 g/cm3). Cartas similares se encuentran disponibles para casos donde el hueco esté lleno de lodos base agua salada o lodo base agua salada. Adicionalmente a las tendencias de areniscas, calizas y dolomitas, las figuras 14.3 y 14.4 muestran la tendencia para anhidrita y puntos únicos para minerales de cero porosidad (sulfuros, sal, etc.).
Debido a que el crossplot densidad/neutrón esta basado en dos ecuaciones, el puede, en principio, ser usado para dos incógnitas – e.g., la porosidad y la proporción de dos minerales conocidos. A veces es posible deducir un tercero desconocido, tal como la presencia de un mineral adicional, con alguna experiencia de las formaciones analizadas. Asumiendo que la formación es limpia y se encuentra llena de líquido, si los datos que pertenecen a una zona de interés son graficados sobre una de las tres líneas de litologías predominantes o sobre uno de los puntos únicos de cero porosidad, entonces la matriz de la zona puede considerarse como una unidad de un solo mineral. Si la zona es graficada entre dos líneas de diferente litología, entonces es una combinación de al menos dos minerales y la porosidad es determinada del valor de una línea de isoporosidad que conecta las dos líneas de litología. Evaporitas como anhidrita y sal pueden identificarse también. Por ejemplo, considere la zona P, para la cual el registro FDC indica 2.46g/cm3 y el CNL muestra una porosidad aparente de caliza de 21%. De acuerdo a la figura 14.3, si la zona es conocida o asumida como una mezcla de caliza/dolimita, la zona P consistiría de alrededor 60% caliza y 40%
dolomita y tendría una porosidad de alrededor de 18%. Las dos incógnitas resueltas son la porosidad y la proporción de los dos minerales conocidos o asumidos. La zona P también podría ser una dolomita cherty (arenosa) pues está localizada entre las líneas de dolomita y arenisca. Si es así, consistiría de alrededor 60% de dolomita y 40% de arena y tendría una porosidad de aproximadamente 18.3%. Este ejemplo ilustra que un error en la escogencia de los dos minerales que construyen la matriz no resultaría en un error muy significativo en la determinación del valor de la porosidad. Debido a su única aparición, un punto (φN, ρb) interpretado en términos de cualquier combinación binaria de cualquiera de los cuatro minerales comunes (sílice, caliza, dolomita y anhidrita) da como resultado esencialmente la misma porosidad.
Ejemplo 14.1. Listadas abajo se encuentran las densidades totales del registro FDC y las porosidades aparentes del registro SNP para diferentes zonas. Asumiendo que la formación es porosa, está saturada con agua y su matriz está conformada por no más de dos minerales, determinar la litología, las proporciones de minerales en la roca, y la porosidad para cada zona.
Solución. Zona A. El punto que representa la zona A cae en la tendencia de arenisca cuando se grafica en la carta FDC/SNP de lito/porosidad de la Figura 14.4. Si la formación está llena de líquido, la Zona A es 100% arena y tiene una porosidad de alrededor 25%. Zona B. De acuerdo a las afirmaciones asumidas, esta zona es 100% dolomita pues ella cae en la tendencia de dolomita. La porosidad de la zona B es aproximadamente 10%. Zona C. De acuerdo a la Figura 14.4, la zona C es más probablemente anhidrita. La porosidad puede estimarse de la ecuación 8.11: φ=(2.98-2.94)/(2.98-1) = 0.02 o 2%. Zona D. Esta zona es sal. El punto que representa la zona no cae exactamente en el punto de sal del diagrama, probablemente debido a al efecto de las condiciones del hueco en la respuesta del registro densidad. Zona E. El punto que representa esta zona está entre las líneas de arenisca y caliza de la Figura 14.4. De acuerdo a su locación, la zona es en mayor cantidad arena. La segunda litología es más probablemente caliza. La zona E es entonces una arenisca con caliza con alrededor 70% de arena y 30% de caliza. La porosidad es aproximadamente 22%.
Zona F. Esta zona es una dolomita con caliza o cherty (con arena). En cualquiera de los casos, la porosidad es de aproximadamente 18%. Si se asume una dolomita con caliza, la Zona F consiste de 75% dolomita y 25% caliza. Debido a que las Figuras 14.3 y 14.4 se construyen asumiendo que las formaciones son limpias y llenas de líquido, la presencia de gas y/o lutita en las formaciones traerá una interpretación más compleja pero no imposible. El uso de las cartas de lito/porosidad para evaluar una formación arcillosa (shaly) o que almacena gas se discute en los capítulos 15 y 16. La interpretación rápida visual de la litología puede ser obtenida por una comparación gráfica de los registros de porosidad con el uso de traslapes de porosidad, donde dos registros de porosidad son graficados en la misma pista con la misma escala de porosidad. La figura 14.5 ilustra esta técnica. Ambas curvas, porosidad por neutrón y porosidad por densidad son graficadas en unidades de porosidad de caliza en la pista de la derecha. Si los fluidos que llenan la formación son conocidos o pueden ser asumidos como líquidos, entonces la separación, o la falta de ella, entre las dos curvas puede interpretarse en términos de litología.
La falta de separación, como en el intervalo A en la figura 14.5 donde φN≈φD, indica que ambos registros están presentando la porosidad real y que la litología es caliza. Una separación “negativa”, dond φN>φD, usualmente corresponde a presencia de arcilla, como se observa en el intervalo B de la figura 14.5. Una arenisca como en el intervalo C está caracterizada por una separación “positiva”, sonde φN<φD. En ese caso, ambos φN y φD son porosidades aparentes. La porosidad verdadera puede ser determinada de φ N y φD usando el crossplot densidad/neutrón lito/porosidad apropiado. La porosidad verdadera puede determinarse a partir de φN con la figura 14.1. Esta puede ser
determinada también de φD calculando primero la lectura de densidad total y luego sustituyendo el valor calculado y la densidad de la matriz de arenisca en la ecuación 8.11. La presencia de gas y/o arcilla en la formación afectará la posición relativa de las curvas de porosidad en el traslape. Estos efectos son discutidos en los capítulos 14 y 16. Note que otros registros como el de rayos gamma, deberían ser usados cuando están disponibles para confirmar la litología sugerida por la superposición.
Ejemplo 14.2. La figura 14.6 muestra una superposición de FDC/CNL. Las porosidades están dadas en unidades porosas de caliza. Examinar la superposición y determinar la litología y porosidad de las zonas G, H y J. Si se sabe que las formaciones son porosas y llenas de líquido.
Solución. Zona G. Debido a que φN=φD, la litología es caliza. Esta igualdad también indica que ambos registros están leyendo la porosidad verdadera, la cual es aproximadamente 24%. Esta zona se grafica en la línea de caliza de la carta de porosidad dual-mineral de la figura 14.3. La respuesta de los registros de rayos gamma y caliper concurren con la interpretación. Zona H. La separación de las dos curvas de porosidad (φN = 0, φD= -16%) y el valor negativo de porosidad densidad indican fuertemente que las lecturas de porosidad son valores aparentes. Graficando cruzados los dos valores en la figura 14.3 claramente indica que la Zona H es anhidrita no porosa. Una vez más, los registros de rayos gamma y de caliper confirman esta interpretación. Zona J. La separación mostrada por la superposición en esta zona donde φN>φD podría resultar de la presencia de arcilla y/o de algún mineral mineral más pesado que la caliza. La baja respuesta del registro de rayos gamma y la ausencia de aumento del diámetro del hueco en el registro caliper elimina el efecto de la arcilla como causa de la separación. Graficando la Zona J en la Figura 14.3 (φN= 20%, φD=9%) se sugiere que la zona es una dolomita con caliza (limy dolomite) con alrededor de 73% dolomita y 27% caliza. La porosidad es de 14.5% aproximadamente. La posición del punto J en el crossplot puede también sugerir la presencia de sílice. Dado el ambiente sugerido por los registros, esto probablemente no se da. Lo que es probable, es la presencia de anhidrita y/o otras evaporizas además de la caliza y la dolomita. Esto no puede asegurarse con datos disponibles.
14.2.2 Combinación Sónico/neutrón Como la combinación neutrón/densidad, un crossplot lito/porosidad puede construirse para la combinación sónico/neutrón. La figura 14.7 muestra un crossplot sónico/CNL. El crossplot muestra que, como la combinación densidad/neutrón, la resolución entre litologías de arenisca, caliza y dolomita es buena, y errores en la escogencia de pares entre estos minerales tendrá un efecto despreciable en el valor de porosidad estimado. Note que el crossplot fue construido asumiendo que las formaciones eran compactadas por el uso de un promedio ponderado, la ecuación 10.1, para relacionar el intervalo de tiempo de tránsito sónico con porosidad. Un crossplot sónico/neutrón dual-mineral basado en una transformación empírica está disponible. Debido a esto, la combinación neutrón/sónico es menos efectiva que la combinación densidad/neutrón.
El crossplot también asume que solo existe porosidad primaria. Este hecho, puede usarse para detectar la presencia de porosidad secundaria. El concepto recae en el hecho del que el registro sónico generalmente es olvidado de la porosidad secundaria (i.e. porosidad “vuggy”, y fracturas). Así, en un crossplot sónico/neutrón, las zonas con porosidad secundaria se graficarán fuera de la tendencia correcta de litología, indicando una porosidad aparente menor que la porosidad total. La detección de porosidad secundaria requiere conocimiento de la litología, la cual puede obtenerse de información de núcleos o determinada del crossplot density/neutrón lito/porosity. La magnitud de la porosidad secundaria puede reflejarse computando un índice de porosidad secundaria (SPI). El SPI está definido como la diferencia entre el valor de porosidad total, φ, determinado del crossplot densidad/neutrón y la porosidad aparente determinada del registro sónico, φS.
Ejemplo 14.3. Listados abajo están las respuestas de los registros FDC, CNL y sónico en dos formaciones tipo carbonato. Mostrar quemabas zonas contiene porosidades secundarias, y estimas el SPI.
Solución. Las zonas K y L son graficadas en el crossplot de la figura 14.3 y el crossplot de la figura 14.7. Estos dos diagramas sugieren la siguiente información.
La discrepancia entre la información obtenida de estos dos diagramas probablemente resulta de la presencia de porosidad secundaria, la cual es ignorada por la herramienta sónica. Si la información obtenida del crossplot FDC/CNL es asumida como correcta, la litología, porosidad total y SPI de las dos zonas son como sigue.
∆tma= 45,5 µsec/ft y ∆tf = 189 µsec/ft fueron usadas para determinar la porosidad de la zona L.
14.2.3. Combinación Sónico/Densidad. La figura 14.8, muestra el crossplot sónico/FDC. Este crossplot claramente tiene una resolución pobre para litología común de roca yacimiento. El crossplot sónico/densidad, tiene buena resolución para la determinación de la existencia de evaporizas (tales como sal, yeso y anhidrita) y minerales no metálicos (como sulfuro). Esta buena resolución resulta de la amplia separación entre los puntos que representan estos minerales en la Figura 14.8.
14.3 INTERPRETACIÓN DE LITOLOGÍA Y POROSIDAD CON TRES HERRAMIENTA DE POROSIDAD Cuando las tres herramientas porosidad están disponibles, un conjunto de cuatro ecuaciones pueden ser escritas para casos donde la matriz de la formación esta compuesta de tres minerales. Tres de estas ecuaciones representan las tres diferentes respuestas de cada herramienta. La cuarta es una ecuación de balance de materiales.
Donde Φ representa la fracción de porosidad; V1, V 2, V 3 = fracción de volumen de los tres minerales; ρf , (ΦN)f , ∆t f = valores del fluido y (∆t ma)i , [(ΦN )ma]i , (ρma) = valores de la matriz.
Estas ecuaciones pueden ser resultas simultáneamente para las cuatro incógnitas, usualmente Φ, V1, V2 y V3. La solución, llamada solución de triporosidad asume que los parámetros efectivos de una mezcla mineral son determinados por combinación lineal de los parámetros de las matrices minerales. También asume que las formaciones son compactas, limpias, llenas de fluido y sin porosidad segundaria. Cuando hay una mezcla de arenisca, limonita y dolomita y una combinación FDC/CNL/sonico, las ecuaciones de 14.9-14.12 se convierten en:
La interpretación de litología puede facilitarse usando graficas técnicas como la M/N y el grafico de interpretación de matriz MID. Los conceptos de estos gráficos son basados en la definición de los parámetros que son independientes de la porosidad. Así cada mineral esta representado en el grafico por un único punto a pesar de su porosidad. La verdadera ventaja de la solución grafica sobre la analítica es que la grafica hace detección de presencia de gas, shale o porosidad segundaria más fácil. La porosidad segundaria, presencia de shale y/o gas cambian la posición del punto respecto a la línea verdadera de litología. Si la respuesta otras herramientas como la del registro neutrón, density, sonico pueden expresarse en términos de fracción por volumen de la formación constituyente, mas que las cuatro ecuaciones pueden ser escritas. El conjunto de ecuaciones pueden ser resueltas para más incógnitas. Este aprovechamiento puede ser usado en casos donde hallan más de tres minerales presentes en la formación.
14.3.1 El grafico M/N. En un crossplot neutrón/density lito/porosity de 0% a 100% en rangos de porosidad para un mineral, puede ser representado como lo ilustra la figura 14.9A la grafica muestra un punto de matriz [(ρ ma), (ΦN )mai] que corresponde a 0% de porosidad y un punto de fluido [ρ f , (ΦN)f ] que corresponde a 100% de porosidad. La pendiente de la línea une estos dos puntos usados para la identificación del mineral. El parámetro N el cual esta relacionado con la pendiente es definido:
Similarmente la pendiente de la línea que une los puntos de la matriz y del fluido del crossplot sonico/density del grafico 14.9B puede ser usado para la identificación de un mineral especifico. Un parámetro M relacionado con la pendiente es definido como:
El factor de 0.01 es introducido arbitrariamente para hacer compatibles en magnitud el valor de M respecto a N. Las ecuaciones anteriores para N y M muestran que estas son independientes de la porosidad, solo dependen de las características del fluido y de la matriz. El dato de registro muestra en una formación compuesta del mineral considerado en esta discusión será disuado a lo largo de la línea que une los puntos de la matriz y del fluido (ver la figura 14.9A y 14.9B). N y M también pueden ser definidos como:
Estas definiciones solo son posibles solo si la respuesta de porosidad es asumida lineal entre los puntos del fluido y de la matriz. Esto es una buena suposición para más minerales. Sin embargo, para algunos minerales, dolomita
en particular, el registro neutrón exhibe una no línea recta con la porosidad. Este comportamiento de no recta es más pronunciado para rangos bajos de porosidades. En estos casos diferentes rangos de porosidad son considerados. N entonces es calculado para cada rango usando la aproximación evaluado. La tabla 14.4 lista los rangos de porosidades, coeficientes de matriz y valores de N y M en dolomitas y de otros minerales comunes. Los coeficientes del fluido y usados en el calculo de N y M son y 1.00 para un lodo base agua fresca y para un lodo base agua salada. Los valores tabulados de M son graficados vs los de N generando el grafico de M/N usado para la identificación mineral. Como la figura 14.10 muestra los puntos de minerales puros que caen en la definición a pesar de la porosidad. Cada mineral es representado por un par de puntos, uno para el lodo con agua fresca y otro para lodo base agua salada. La dolomita esta representada por tres puntos cada uno para un rango de porosidad especifica. La arenisca es representada por dos pares de puntos cada uno representando un grado de compactación de la roca. El grafico de M/N muestra fechas que indican la dirección a lo largo del cual se mueven los puntos de su línea de litologia verdadera por efecto del gas, porosidad segundaria y shale. No existe un único punto de shale en el grafico de M/N debido que los shales tienden a variar sus características. Más shales, sin embargo se situarían bajo la línea que une los puntos de sílice y anhidrita. Para identificar la litología de una zona especifica los valores de y mostrados por las tres herramientas son leídos. Los valores de N y M son calculados con las ecuaciones 14.19 y 14.20, y son seleccionados de acuerdo el tipo de lodo. Luego el valor de M es dibujado vs N en el grafico de M/N de la figura 14.10. Si la zona esta compuesta por un mineral, la zona será dibujada sobre el punto que representa ese mineral. Si la zona esta constituida por una mezcla de dos minerales será dibujado sobre la línea que une esos dos minerales. En el caso de una matriz compuesta por tres minerales, la zona será dibujada dentro del triangulo descrito por los puntos de esos tres minerales. La localización del punto sobre la línea o dentro del triangulo que representa los puntos de los tres diferentes puntos minerales determinara la fracción litológica. Estas fracciones son usadas para calcular el promedio de la densidad promedio de la matriz cual, en turno es usado con la total y densidad del fluido para calcular la porosidad. La densidad aparente de la matriz es expresada como:
Donde Vi = fracción de litología y minerales presentes en la zona.
es la densidad de los diferentes
Ecuaciones similares pueden ser escritas para información del sonico y neutrón.
La edad geológica, el entorno de depositación, diagenesis y otros detalles de la información geológica ayudan a determinar probables minerales presentes en el intervalo estudiado. En ausencia de información detallada, un conjunto estándar de triángulos litológicos son usados (fig 14.11) para la interpretación del grafico M/N. Los triángulos representan las combinaciones minerales mas encontradas frecuentemente en carbonatos y evaporizas libres de shales.
Ejemplo 14.4. El entorno de depositación en una sección de interés indica que cada una de las combinaciones de sílice, carbonato de calcio y dolomita es la litología más probable. Usando el grafico de M/N determine la litología, fracción de litología y porosidad de las siguientes cuatro zonas.
La sección fue perforada con lodo base agua fresca.
Solución. Los valores de M y N para cada una de la zonas fue calculada usando las ecuaciones 14.19 y 14.20 y están listadas abajo, , y son usados ya que el lodo es base agua fresca. La litologia es deducida considerando la zona asumida en el grafico M/N figura 14.11.
La fracción de litología y porosidad de cada zona puede ser determinada como sigue: Zona A: la matriz definida por la figura 14.11 indica 100% de sílice, la porosidad puede ser determinada por la ecuación 14.21 o 8.11 usando una densidad de matriz de
La porosidad también puede ser calculada de la lectura de SNP con la porosidad equivalente del neutrón curva 14.1 y de la información del registro sonico.
Zona B: es identificada como dolomita densa ya que se encuentra a la derecha del punto sobre la tabla representando baja porosidad de dolomita. La porosidad puede ser estimada como en el caso anterior.
O información del sonico.
La fracción litológica compuesta de las zonas compuestas por tres minerales es determinada gráficamente. Las líneas isolitologicas son construidas dentro del triangulo de los tres minerales. Las coordenadas de la zona relativa a la red de líneas isolitologicas dan la fracción litológica. Para mejor exactitud, el triangulo de sílice-limonita-dolomita es construido sobre la escala. Figura 14.12 tipo de sílice (1) y tipo de dolomita (3) puntos usados. Sílice (1) y dolomita (3) son la litología de las zonas A y B respectivamente. Así podemos concluir que son tipos de sílice y dolomita los que más existen en el intervalo analizado. Como puede ser observado, el tipo de litologia de otras zonas dentro del intervalo de interés es usado a una ventaja. Si esta información se pierde, las suposiciones adicionales serán requeridas para seleccionar los puntos de sílice y dolomita. Los valores de M y N son obtenidos de la tabla 14.5
Nota, en la figura 14.12 el punto A no cae exactamente en el tope del punto de sílice (1), probablemente debido a errores introducidos cuando el registro fue leído. Tambien el punto B no cae justo en el punto de dolmita (3). La zona C: de acuerdo con la fig 14.12 la cual es basada en dolomita densa, la zona C aparenta contener solo dolomita y limonita. Las fracciones litologicas son 78% dolomita y 22% limonita. La Zona C solo tiene dos minerales y su fracción de porosidad puede ser determinado mejor de carta de litologia/porosidad carta de la figura 14.4. La carta de la litologia indica una fracción 67% y 33% para la dolomita y limonita respectivamente. La porosidad esperada es de 5.5%. La zona D: de acuerdo con la figura 14.12 la zona consiste en 52% calcita, 30% sílice y 18% de dolomita. Usando las ecuaciones 14.21 y/o 8.11 da
La fracción de porosidad basada en la figura 14.12 es solo estimada. Su ocurrencia es afectada por suposiciones usadas en la construcción del grafico M/N.
La litologia también puede ser estimada con un grafico A/K. Este grafico es similar en concepto y uso al M/N, ya que A es definido reciproco de N y K como la relación de M/N.
14.3.2 grafico MID. El grafico M/N tiene ciertas desventajas. Aunque el cálculo de M y N no es complejo, se convierte tedioso cuando se hace a mano sobre un gran intervalo de registro. Además M y N carecen de significado físico, no pueden ser relacionados a propiedades de rocas conocidas. En adición, la multiplicación de puntos en la matriz de puntos sobre el grafico M/N, hace dibujar ciertas ambigüedades.
El grafico MID fue creado para superar estas desventajas. El principio del grafico MID es similar al del M/N; dos parámetros de porosidades independientes, densidad aparente de la matriz y tiempo aparente de viaje son graficados. Estos dos parámetros son obtenidos del crossplot de lito/porosidad similar a las figuras 14.2, 14.3 y 14.7. La figura 14.2B muestra tres líneas de litologia que representan la arenisca, limonita y dolomita. La matriz de densidad de estas litologías son y respectivamente. El dato usado para construir estas tres tendencias vino de la respuesta de la herramienta actual. Las tendencias representan litologías hipotéticas que exhiben densidad aparente de la matriz otras que pueden ser construidas por interpolación por encima
de la línea de areniscas y debajo de la línea de dolomita. La técnica de construcción fue seleccionada buena resolución de porosidad debido a que la porosidad es el principal objetivo.
La figura 14.13 muestra un crossplot de density/neutrón construido de esta manera y escalado en los valores de . La figura 14.4 muestra un crossplot sonico/neutrón similarmente escalado en los valores de las figuras 14.13 y 14.14 son para la herramienta CNL y lodo base agua fresca. Las figuras 14.15 y 14.16 muestran una carta para la herramienta SNP y lodo base agua fresca. Las cartas para lodos base agua salada las incluyen las compañías de servicio. El grafico MID se muestra en la figura 14.17. Este grafico es similar al M/N y es usado de la misma manera. Primero los valores de son determinados de las cartas apropiadas con la leída de registros sonicos, density y neutrón. Luego se entra al grafico MID. La proximidad de la zona al punto mineral (es la posición de cada línea unida a dos puntos minerales o dentro de un triangulo formado por los tres puntos minerales) identificara la litologia. La fracción de litologia puede ser estimada del grafico M/N.
Ejemplo 14.5. Determine litologia, fracción litológica y porosidad de las zonas del ejemplo 14.4 usando el grafico MID. Compre los resultados obtenidos con ambos gráficos.
Solución: Las coordenadas MID obtenidas con la figura 14.15 y 14.16 con los datos de porosidad de las cuatro zonas son listados abajo. Las cuatro zonas también son marcadas en las figuras anteriores.
Son entrados al grafico MID en la figura 14.18. el grafico MID indica las siguientes litologías y porosidades para las cuatro zonas.
Los gráficos MID y M/N suministran información similar para las zonas A y B. esto es esperado debido a que estas zonas solo están compuestas por un solo mineral. Note que la zona B cae encima de la dolomita en el grafico MID. Este resultado se debe a que el grafico MID contrarresta las ambigüedades en el grafico M/N causado por la no linealidad por la respuesta neutrón. Los gráficos MID y M/N indican ligeramente diferentes litologías en las zonas C y D, principalmente por la aproximación inherente en cada grafico. Debido a que en le grafico MID se hacen menos aproximaciones permite para mas determinaciones representativas. Los valores de porosidad estimados para de los dos gráficos son muy cerrados. Note que la determinación de necesitada para cálculos de porosidad, es parte integral del procedimiento de interpretación del grafico MID. El calculo de es un paso adicional para el grafico M/N.
14.4. INTERPRETACIÓN DE LITOLOGIA Y POROSIDAD CON LA HERRAMIENTA DE LITO-DENSIDAD. El registro de lito-densidad, agrega nuevas posibilidades para la identificación de litologías. Como se detallo en el capitulo 8, la herramienta de lito-densidad provee información de la densidad total y mediciones de . Es el índice de efectividad de la absorción fotoeléctrica de la sección transversal de la formación. Los parámetros y U son derivados de y con la ecuación 2.44, 2.47 y 8.15. y U son el índice de densidad y el índice de absorción fotoeléctrica efectiva de la sección trasversal por unidad de volumen respectivamente. La esta fuertemente relacionada con la litologia de la matriz. En una litologia simple puede ser usada como indicador de matriz con la curva de litologia, figura 8.19. La medida de tambien puede ser usada en combinación con la densidad total para analizar matrices con dos minerales y determinar su porosidad. Este hecho con la dual-mineral crossplot de la figura 14.19. Esta carta resulte fracciones de porosidad y litología con las siguientes ecuaciones:
Donde es la densidad del fluido (asumida = ), = fluido volumétrico de la sección (asumido = ), =densidad de la matriz de minerales
1,2, =sección transversal volumétrica 1,2 y de minerales 1,2.
= fracción del volumen total
Para un crossplot de dual-mineral, los dos minerales conocidos o asumidos estar presente en la matriz deben ser seleccionados. A la carta se entra con y de la zona de interés. La distancia del mineral puro tiende a determinar la proporción relativa de minerales en la matriz. La porosidad es leída por interpolación entre líneas de isoporosidad. Si la porosidad del neutrón es promedio para la zona de intereses, un valor de porosidad puede ser determinado de crossplot dual mineral. (e.g fig. 14.3). Comparando los dos valores de porosidad de los dos crossplot puede resultar en interpretaciones mas precisas. Si los valores de porosidad son igual, la elección de minerales es correcta y la porosidad llena de liquido como suposición. Si los valores de porosidad son diferentes, la selección de otro par de minerales puede ser justificado para componer la determinación de las dos porosidades. La presencia de gas tambien podría causar desconformidades entre los dos valores de porosidad. La medida de tambien es usada con la densidad total y la información de la porosidad neutrón para analizar litologías más complejas- determinación de proporciones relativas de los tres minerales presentes en la matriz. Esto se logra a través de una comparación de la densidad aparente matriz de grano y sección volumétrica aparente . La densidad aparente de la matriz
se obtiene de datos del neutrón y densidad y de la carta apropiada de MID fig 14.13 a través de la 14.16. La sección transversal volumétrica se obtiene de: La porosidad es estimada de la ecuación 14.21, también puede ser determinada gráficamente por el monograma de la figura 14.20. Para usar el monograma se entra con el valor de , proceder verticalmente a y entonces horizontalmente hasta el valor de porosidad y finalmente moverse verticalmente para definir . Los valores de son entrados en la ordenada y de la absisa del grafico MID de la figura 14.21. Como con los gráficos N/M y MID, la mineralogía de la roca es identificada por la posición del dato graficado relativo a los puntos marcados en el grafico. El diagrama ternario de la figura 14.21 representa una mezcla de cuarzo, calcita y dolomita. La proporción de matriz para los minerales puede ser determinada:
Donde = densidades de los minerales, = sección transversal volumétricas para los minerales, =proporción de minerales en la matriz. La figura 14.21 esta basada en el análisis de tres minerales en una formación limpia y llena de líquido. Las fechas indican la dirección a lo largo del cual el desplazamiento se llevara a cabo por la presencia de gas, minerales pesados, sales o barita en la formación. El grafico también muestra la localización de los diferentes minerales arcillosos. El espectro natural de gamma Ray y las medidas de lito-densidad pueden proveer una visión en los minerales arcillosos.
Ejemplo 14.6. Los registros de medida en una formación de carbonato W son (CNL asumida matriz de limonita) y , el lodo de perforación es base agua fresca. Usando el crossplot dual-mineral de la figura 14.19 determine la mineralogía y porosidad de la formación. Corrobore los resultados de parte con dos diferentes enfoques
Solución a) la localización de la formación W
en el crossplot mostrado en la figura 14.19. Esta localización indica que la zona es calcita y limonita a 16% de porosidad. La proporción mineral es de 57% dolomita y 43% limonita. b) Los resultado de parte puede ser corroborados con el dual mineral crossplot de la figura 14.3 y/o . La posición del dato W en la figura 14.3 confirma la interpretación de la parte a. indica
un valor de porosidad similar del 16% y similares proporciones de limy y dolomita. Usando el grafico MID figura 14.21 son primeros evaluados. es obtenido de la carta del MID figura 14.13 usando los valores de . También puede ser calculado con la ecuación 8.11, la cual es resuelta para
La formación W muestra por encima de los valores de y cae sobre la línea de calcita/dolomita como lo muestra la figura 14.21. El grafico MID corrobora la interpretación, indica 60% dolomita y 40% calcita
PREGUNTAS DE REPASO 1) ¿Bajo que condiciones la porosidad de la formación puede ser estimada razonablemente de un solo registro de porosidad? 2) ¿Como y porque la combinación de dos o tres registros de porosidad proporcionan mejor información acerca de la litología de la formación que de un único registró?
