Manual Del Participante Registros Geofísicos PRELIMINAR

ÍNDICE OBJETIVO OBJETIVO GENERAL GENERAL ..................................................................................................... 5 INTRODUCCIÓ INTRODUCCIÓN N ............................................................................................................. 6 1.

DEFINICIONES BÁSICAS Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS ............................. 7 1.1

Porosidad Porosidad y tip t ipos os de porosidad porosidad ............................................................................. 7

1.2

Permeabili Permeabilidad dad y tipos t ipos de permeabili permeabilidad dad ............................................................. 11

1.3

Temperatura Temperatura y presión ....................................................................................... 12

1.4

Resistivi Resistividad dad ....................................................................................................... 12

1.5

Factor de formaci formación ón ........................................................................................... 13

1.6

Saturación Saturación de fluidos. fluidos.......................................................................................... 16

1.7

Zonas de un pozo ............................................................................................... 19

1.7.1 Lodo de Perforación Perforación o MUD (M) ....................................................................... 21 1.7.2 Zona de Enjarre o Mudcake Mudcake (MC) ...................................................................... 21 1.7.3 Zona Lavada o Invalida Invalida (MUD FILTRATED, FILTRATED, MF) ............................................ 21 1.7.4 Zona de Transición Transición ............................................................................................ 22 1.7.5 Zona virgen o no invadida invadida (verdadera (verdadera o true) ..................................................... ..................................................... 22 1.8 2.

Temperatura Temperatura de formaci formación ón ................................................................................. 22

REGISTROS REGISTROS GEOFÍSICOS GEOFÍSICOS .................................................................................... 23 2.1

Definici Definición ón de los registros registros ................................................................................. 23

2.2

Resolución Resolución de los Registros Geofísicos Geofísicos de Pozo (RGP) ...................................... 26

2.3

Presentación Presentación de los registros .............................................................................. 28

2.4

Registro Registro Caliper Caliper ................................................................................................. ................................................................................................. 30

2.5

Registro Registro de Potencial Espontáneo Espontáneo ...................................................................... 32

2.6

Registro Registro de Rayos Rayos Gamma Gamma ................................................................................. 37

2.7

Registro Registro de Densidad Densidad ......................................................................................... 43

2.8

Registro de Litodensidad (FACTOR FOTOELÉCTRICO) ................................. 51

2.9

Registro Registro de Neutrón Neutrón ........................................................................................... ........................................................................................... 56

2.10 Registro Registro Sónico Sónico o Acústico Acústico ................................................................................ ................................................................................ 63 2.11 Registro Registro de Resitivida Resitividadd y Conductivi Conductividad dad ............................................................ 70 Registros Geofísicos

2

ÍNDICE OBJETIVO OBJETIVO GENERAL GENERAL ..................................................................................................... 5 INTRODUCCIÓ INTRODUCCIÓN N ............................................................................................................. 6 1.

DEFINICIONES BÁSICAS Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS ............................. 7 1.1

Porosidad Porosidad y tip t ipos os de porosidad porosidad ............................................................................. 7

1.2

Permeabili Permeabilidad dad y tipos t ipos de permeabili permeabilidad dad ............................................................. 11

1.3

Temperatura Temperatura y presión ....................................................................................... 12

1.4

Resistivi Resistividad dad ....................................................................................................... 12

1.5

Factor de formaci formación ón ........................................................................................... 13

1.6

Saturación Saturación de fluidos. fluidos.......................................................................................... 16

1.7

Zonas de un pozo ............................................................................................... 19

1.7.1 Lodo de Perforación Perforación o MUD (M) ....................................................................... 21 1.7.2 Zona de Enjarre o Mudcake Mudcake (MC) ...................................................................... 21 1.7.3 Zona Lavada o Invalida Invalida (MUD FILTRATED, FILTRATED, MF) ............................................ 21 1.7.4 Zona de Transición Transición ............................................................................................ 22 1.7.5 Zona virgen o no invadida invadida (verdadera (verdadera o true) ..................................................... ..................................................... 22 1.8 2.

Temperatura Temperatura de formaci formación ón ................................................................................. 22

REGISTROS REGISTROS GEOFÍSICOS GEOFÍSICOS .................................................................................... 23 2.1

Definici Definición ón de los registros registros ................................................................................. 23

2.2

Resolución Resolución de los Registros Geofísicos Geofísicos de Pozo (RGP) ...................................... 26

2.3

Presentación Presentación de los registros .............................................................................. 28

2.4

Registro Registro Caliper Caliper ................................................................................................. ................................................................................................. 30

2.5

Registro Registro de Potencial Espontáneo Espontáneo ...................................................................... 32

2.6

Registro Registro de Rayos Rayos Gamma Gamma ................................................................................. 37

2.7

Registro Registro de Densidad Densidad ......................................................................................... 43

2.8

Registro de Litodensidad (FACTOR FOTOELÉCTRICO) ................................. 51

2.9

Registro Registro de Neutrón Neutrón ........................................................................................... ........................................................................................... 56

2.10 Registro Registro Sónico Sónico o Acústico Acústico ................................................................................ ................................................................................ 63 2.11 Registro Registro de Resitivida Resitividadd y Conductivi Conductividad dad ............................................................ 70 Registros Geofísicos

2

2.12 Correcciones a los Registros Geofísicos de Rayos Gamma y Resistivos ............. 77

3.

2.12.1

Corrección Corrección para RG por efecto efecto del pozo ...................................................... 78

2.12.2

Corrección de resistividad profunda a resistividad verdadera (Rt). .............. 79

ARENAS ARENAS ARCILLOSA ARCILLOSAS......................................................................................... S......................................................................................... 82 3.1

Arenas Arcillosas Arcillosas ............................................................................................... 82

3.2 Naturaleza de minerales arcillosos y lutita ............ ...... ............ ............ ............. ............ ........... ............ ............. .......... ... 85 3.3

Distribución de lutita lutita o arcilla arcilla en arenas arcillosas ............. ...... ............. ............ ............ ........... ........... .......... 88

3.4

Análisis Análisis en arenas arcillosas arcillosas ............................................................................... ............................................................................... 92

3.4.1 Método de Doble Agua, Sin el Registro de Porosidad ........................................ 99 3.4.2 Método de compensación automática sin el Registro de Porosidad ................... 100 3.4.3 Método de compensaci compensación ón automática automática ............................................................... 101 3.4.4 Método de arcillas arcillas dispersas............................................................................. 102 3.4.5 Método de Simandoux Simandoux (1963) .......................................................................... 104 3.4.6 Método de Fertl (1975) .................................................................................... 105 3.4.7 Método de doble doble agua ...................................................................................... 106 4. METODOLOGÍA PARA LA REEVALUACIÓN DE UN CAMPO PETROLERO ... 109 4.1

ETAPA 1 ......................................................................................................... 110

4.1.1 Cargar datos..................................................................................................... 110 4.1.2. Visualizaci Visualización ón de la curva ................................................................................. 111 4.1.3 Edición Edición de datos............................................................................................... 112 4.2

Etapa 2............................................................................................................ 112

4.2.1 Definici Definición ón de la matriz ..................................................................................... 112 4.2.2 Determinaci Determinación ón de Rw ...................................................................................... 113 4.2.3 Determinaci Determinación ón del volumen de arcilla arcilla .............................................................. 114 4.2.4 Determinaci Determinación ón de Sw ....................................................................................... 114 4.2.5 Determinaci Determinación ón de la litología litología ........................................................................... 115 4.3

Etapa 3............................................................................................................. 115

4.3.1 Interpretaci Interpretación ón ................................................................................................... 115 4.3.2 Cálculo Cálculo de la Saturación Saturación de hidrocarburo hidrocarburo (so) .................................................. 116 4.3.3 Identificaci Identificación ón de la zona de interés................................................................... interés................................................................... 116 5.

PERMEABILIDA PERMEABILIDAD D ............................................................................................... 117 Registros Geofísicos

3

5.1

Importancia en Registros Geofísicos ................................................................ 119

5.2

Mediciones en laboratorio ................................................................................ 120

5.2.1 Determinación de la permeabilidad absoluta .................................................... 120 5.2.2 Permeámetro a gas ........................................................................................... 122 5.2.3 Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad .................................. 123 5.2.4 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg .................................................... 123 5.2.5 Reactividad de los líquidos .............................................................................. 123 5.2.6 Presión de sobrecarga ...................................................................................... 124 6.

TEORÍA DE PRESIÓN DE PORO ........................................................................ 125 6.1

Presión subnormal ........................................................................................... 126

6.2

Presión normal ................................................................................................. 126

6.3

Presión anormal ............................................................................................... 127

6.3.1 Incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible................................. 127 6.3.2 Expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado ............................... 129 6.4

Método de Eaton para Presión de Poro ............................................................. 129

6.4.1 Presión de Fractura (Método de Eaton) ............................................................ 130 6.5 7.

Determinación de la magnitud del esfuerzo vertical, v (Método de la integral) 132

HERRAMIENTAS MODERNAS .......................................................................... 135 7.1

Registro Sónico Dipolar (DSI) ......................................................................... 135

7.1.1 Modos de Operación ........................................................................................ 136 7.2

Registros de Neutrones Pulsados Compensados (PNC) .................................... 143

7.2.1 Física de la Medición ....................................................................................... 146 7.2.2 Aplicaciones .................................................................................................... 147 CONCLUSIONES ......................................................................................................... 150 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 152 ANEXO ......................................................................................................................... 155

Registros Geofísicos

4

OBJETIVO GENERAL

Al término del curso el participante será capaz de describir los fundamentos generales de los registros de pozo, mismos que constituyen una técnica valiosa de evaluación de formaciones, que permite recolectar datos y parámetros importantes en áreas como perforación, producción e ingeniería en yacimientos. Aplicando los registros tratados en la enseñanza para la identificación y evaluación de hidrocarburos en formaciones productoras.


5

INTRODUCCIÓN

Los métodos geofísicos se utilizan para desarrollar trabajos de exploración, caracterización y evaluación de yacimientos en la industria petrolera. Dentro de estos métodos se pueden incluir los Registros Geofísicos de Pozos (RGP), mismos que proporcionan información puntual valiosa acerca de las propiedades físicas de las formaciones en las que los RGP van midiendo. El análisis detallado de un conjunto de RGP, elegidos cuidadosamente, se efectúa para minimizar el grado de incertidumbre entre datos y el modelo del yacimiento donde se sitúa el campo de estudio. En las investigaciones realizadas a campos petroleros, la tecnología de las herramientas empleadas se convierte en un elemento indispensable, ya que los avances tecnológicos ayudan a la obtención de datos más precisos y confiables. Adicionalmente, es muy importante contar con una metodología que permita realizar una adecuada evaluación o revaluación de un yacimiento, formación e incluso un campo petrolero; todo lo anterior con ayuda de los RGP, núcleos, muestras de canal, apoyos geológicos y sísmicos, entre otros, para una correcta calibración.


6

1. DEFINICIONES BÁSICAS Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante definirá cada uno

de los conceptos de las propiedades petrofísicas, así como los tipos de porosidad con los que cuentan las rocas, la permeabilidad y su factor de formación, entre otros. 1.1

Porosidad y tipos de porosidad

La porosidad son los espacios o huecos que tiene una roca, se clasifica según la disposición física del material que rodea a los poros, a la distribución y forma de los granos (figura 1), es un número sin unidades con valores entre 0 y 1 (aunque se acostumbra usar unidades de porcentaje, %, u.p. o p.u.), puede ser expresada matemáticamente como:  

V p V t

1.1

Donde:  Porosidad V p Es todo el volumen del espacio poral o de poros, ocupado por fluidos (agua, aceite y

gas) V t Es el volumen total de la roca, incluye los sólidos y fluidos

Figura 1. Componentes de una muestra: Formaciones limpias y arcillosas.


7

Tipos de porosidades: 

Porosidad efectiva

Es la relación de espacios interconectados en un volumen de roca por los que se desplaza un fluido. El símbolo que representa la porosidad efectiva es 

 e .

Porosidad absoluta o total

Es la relación del volumen total de poros interconectados y no conectados al volumen total de la roca. El símbolo que representa la porosidad total es  t =Volumen

 t .

de espacios de roca llenos con algún fluido/Volumen total de la

roca 

Porosidad potencial

Son los huecos conectados por gargantas de sección mayor que un valor límite, debajo de ellos, los fluidos no se desplazan, pueden ser mucho menores que la porosidad efectiva. El símbolo que representa es 

 pot .

Porosidad aparente

Es el valor de porosidad obtenido de un registro (densidad, neutrón y sónico) asumiendo una litología, ausencia de arcilla y zona lavada totalmente invadida. La porosidad también se clasifica como primaria y secundaria. 

Porosidad primaria

Existe en las rocas desde el momento en que se deposita. También se clasifica como intragranular, intercristalina o de matriz, las rocas que contienen porosidad primaria son más uniformes en sus características.


8



Porosidad secundaria o inducida

Se debe a la acción de las aguas de formación (diagénesis) o fuerzas tectónicas en la matriz de la roca después del depósito. 1.2 Los procesos que pueden afectar la porosidad de las rocas sedimentarias son: 1. Acomodamiento de los granos (compactación, recristalización, etc.).  Si

los granos son esféricos y todos del mismo tamaño, indicarán diferentes porosidades dependiendo del arreglo geométrico, como se muestra en la tabla 1.

 Si

los granos son esféricos y de diferente tamaño, dependerá del grado de acomodo de éstos, figura 2.

2. Cementación. En las rocas algunos poros quedan sellados por la cementación de los materiales. 3. Angulosidad y redondez de los granos. 4. Granulación; es un proceso en el que los granos son quebrados por presión. 5. Solución de minerales por acción del agua.


9

Arreglo geométrico Cúbico

Porosidad

47.6%

Ortorrómbico

40%

Romboedral

34.5%

Hexagonal

25.9%

Tetragonal

15%

Empaquetamiento de los granos

10%

Tabla 1. Muestra la porosidad de acuerdo al arreglo geométrico del mismo tamaño.

Figura 2. Porosidad de acuerdo al arreglo geométrico (Modificado de Torres-Verdín, 2010; Saldungaray P, 1990).


10

Para la estimación de la porosidad existen diversos métodos y ecuaciones, dependiendo su aplicación o el tipo de registro geofísico a usar; entre éstas tenemos: Registro Sónico

1.3

Factor de Formación

1.4

Porosidad usando la Ecuación de Archie

1.5

Registro de Densidad

1.6

Donde a m, n Ø v m , v w , v f r m , r w , r f F Sw Rw Rt

1.2

Es un coeficiente que depende de la litología Exponente de cementación y de saturación Porosidad Volumen de la matriz, del agua y de la formación o del registro Densidad de la matriz, del agua y de la formación o del registro Factor de formación Saturación de agua Resistividad del agua de formación Resistividad de la formación

Permeabilidad y tipos de permeabilidad

La permeabilidad se define como la facilidad que tiene un fluido al pasar en un volumen de roca. En el código API se establece que es una propiedad del medio poroso y también una medida, tanto de la capacidad del medio para transmitir fluidos como de la magnitud del flujo del fluido por unidad de gradiente hidráulico. El símbolo que representa es k . La permeabilidad de una roca está afectada por el tamaño y el número de huecos por los que se desplaza el fluido y aumenta con la porosidad, pero puede disminuir mientras que ésta sigue siendo la misma. Registros Geofísicos

11

La medida del volumen de fluidos con viscosidad de 1 centipoise que pasan por un área de 1cm² bajo un gradiente de presión de 1 psi. La unidad de la permeabilidad es el darcy, para el uso petrolero es muy grande, por lo tanto se utiliza la milésima parte (milidarcy). La determinación de la permeabilidad en rocas no porosas es una situación especial, debido a que en carbonatos de baja porosidad, rocas ígneas, metamórficas y arcillosas están a menudo más controladas por las fracturas (porosidad secundaria) que por la matriz. La permeabilidad con un solo fluido en los poros se denomina permeabilidad absoluta y cuando los poros presentan más de un fluido se conoce como permeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa es la relación que existe entre la efectiva con un fluido específico y la absoluta (Arroyo, 1996). 1.3

Temperatura y presión

La temperatura y la presión controlan la solubilidad y viscosidad de los tres fluidos, petróleo, gas y agua. Por lo tanto, la relación de fase de la solución petróleo/gas puede tener variaciones significativas en respuesta a cambios de temperatura y presión. 1.4

Resistividad

La resistividad eléctrica de un material es la capacidad de impedir el flujo de corriente eléctrica a través de sí misma, la unidad es ohm-metro²/metro = ohm-metro (   m ) y fluirá solo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación, mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad, mientras más grande sea la porosidad y mayor la cantidad de agua de formación, la resistividad será menor (figura 3). El petróleo y el gas son excelentes aislantes.


12

Conductividad eléctrica es el recíproco de la resistividad y se expresa en miliohms por metro (mohm/m). 1.7

Figura 3. Esquema de una formación conductiva, la corriente eléctrica está restringida por los fluidos de formación mientras la matriz no es conductiva (Modificada de Asquith, 1998).

1.5

Factor de formación

Se define como la relación que existe entre la resistividad de una muestra de roca saturada 100% con agua salada y la del agua que satura dicha roca, si

R o

es la resistividad de una roca de formación no arcillosa saturada al 100% con agua salada y Rw es la resistividad del agua en una zona virgen, entonces. F 

Ro Rw

1.8

Para la zona lavada puede utilizar la ecuación 1.9, con la resistividad

Rmf del

filtrado del lodo, con resistividad R xo de la roca en la zona lavada estando 100% saturada de filtrado de lodo. F 

R xo Rmf


1.9

13

Figura 4. Representa tres formaciones que tienen la misma porosidad pero diferentes valores de factor de formación (F) (Asquith, 1998).

Actualmente los valores de factor de formación se calculan a partir de ecuaciones empíricas que históricamente han dado buenos resultados y que están en función de la porosidad (figura 4), su obtención se ha realizado con pruebas de laboratorio, siendo las más conocidas las siguientes: F    m

Fórmula de Archie

1.10

Donde m es el factor de cementación F 

a m





0.62

 2.15

Fórmula de Humble para arenas

1.11

Para formaciones compactas

1.12

Donde a es el factor de tortuosidad . F 

1

 2


14

1.13 Considerando un cubo de volumen unitario (1 m³) totalmente lleno de agua de formación y aplicando una corriente eléctrica que fluya de una cara hacia una opuesta a través del agua, como se muestra en las figuras 5 y 6, se puede medir la resistencia presentada por el agua al paso de la corriente. Siendo el volumen unitario R w (resistividad del agua de formación). Agregando arena dentro del cubo (con lo que parte del agua contenida debe salir del cubo) y repitiendo el procedimiento de pasar corriente, como se muestra en la figura 5, se puede medir la resistencia

R o de

la arena saturada

con agua, que es mayor a la resistividad del agua de formación ( R w ) debido a que la arena no conduce la corriente eléctrica. Experiencias de laboratorio muestran que existe una proporcionalidad entre el valor

R w y R o ,

presentado

en la fórmula 1.8.

Figura 5. Un cubo lleno de agua de formación aplicando una corriente eléctrica se puede medir la resistencia del agua al paso de la corriente.

Figura 6. Agregando arena dentro del cubo y repitiendo el procedimiento de pasar corriente, se mide la resistencia de la arena saturada con agua Ro que es mayor al agua de formación Rw, debido a que la arena no conduce la corriente eléctrica.


15

1.6

Saturación de fluidos.

Es la fracción del volumen del poro de una roca que está lleno con un fluido. El símbolo que representa la saturación es S . S =

volumen del fluido / volumen del poro

Al agua original que se depositó junto con los sedimentos se llama agua congénita, en un yacimiento se localiza a lo largo de las paredes de los poros mientras los hidrocarburos ocupan el resto del espacio del poro.

Figura 7.1 Cubo con saturaciones.



Saturación de agua

Es el porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Cuando únicamente existe agua (figura 7) en los poros se dice que tenemos una saturación de agua ( S w ) del 100%. 1.14


16

Donde S W V W Vp

Saturación del agua. Volumen del espacio del poro que contiene agua Volumen del espacio del poro, ocupado por fluidos

Archie determinó de manera experimental que la saturación de agua de formación limpia se puede expresar en función de su resistividad real. Fórmula de Archie para el cálculo de saturación de agua. S wn 

FRw Rt

= S w 

FRw Rt

=

Fórmula de Archie 1.15

Donde n Exponente de saturación a Es un coeficiente que depende de la litología m Exponente de cementación Φ Porosidad Rw Resistividad del agua de formación Rt Resistividad verdadera

Cuando la resistividad de la formación está saturada al 100% con agua, la saturación de agua se expresa como se muestra en la ecuación 1.16, tomando en cuenta que FRw 

R o .

S w 

Ro Rt

1.16

La tabla 2, incluye los valores más comunes para los exponentes de saturación, y de cementación en litología comunes.


17

FORMACIÓN

a

M

n

Arenas

1.45

1.54

2

Arenas arcillosas

1.65

1.33

2

Arenas carbonatadas

1.45

1.33

2

Carbonatos

1.45

1.33

2

Tabla 2. Valores de a, m y n para litología básica (Halliburton, 2004).



Saturación de agua irreducible

Los fluidos que fueron generados en otro lugar y migraron dentro del espacio poroso no desplazan toda el agua de la roca; el pequeño volumen retenido por tensión superficial alrededor de los granos es denominado agua irreducible que no puede ser desplazada por la migración de fluidos, está representada por ( S wirr ). 

Saturación de hidrocarburo

Es la parte de la porosidad que contiene hidrocarburos, se representa como S o .

Cuando apenas parte de la porosidad está ocupada por agua y la otra

parte por hidrocarburos (aceite o gas) se puede definir como: S hy 

V hy V p

1.17

Donde: S hy

Saturación de hidrocarburo.

V hy

Volumen del espacio poral que está ocupado por el hidrocarburo.

V p

Volumen del poro (ocupado por fluidos).


18

Sea gas o aceite, la fracción del volumen poroso que contiene la roca debe estar saturada con otro líquido, por lo que de la suma de todos los líquidos obtenemos una saturación del 100%. La fracción de volumen poroso que ocupan los hidrocarburos es: S o =1- S w

1.7

1.18

Zonas de un pozo

Durante el proceso de perforación, algunas zonas de la pared del pozo, pueden erosionarse o colapsarse originando diámetros menores o mayores que el de la barrena con que se perforó originalmente. En formaciones permeables es común que dichas zonas sean lavadas por los fluidos de perforación (lodo o mud) generando enjarre (mudcake) en la pared del pozo. El proceso de invasión o lavado de la formación sólo ocurre cuando la formación es permeable y está originado por la presión hidrostática del lodo al ser mayor que el de la formación. En la figura 8, se describen las zonas que comúnmente se encuentran durante el proceso de invasión debido a la perforación.


19

Figura 8. Diferentes zonas formadas durante el proceso de invasión durante y después de la perforación (Tomado de Coconi M. E. 2011, modificado de Asquith and Gibson, 1982).


20

1.7.1 Lodo de Perforación o MUD (M) Fluido que se usa para perforar un pozo, su simbología es “m” Sus usos principales son: enfriar la barrena, controlar la presión del pozo y llevar los recortes de la barrenas a la superficie para que sean analizadas por un geológo. Cuando se mide su resistividad se usa la siguiente abreviatura Rm (R de resistividad). 1.7.2 Zona de Enjarre o Mudcake (MC) Es el lodo de perforación que se queda pegado en la formación. En ocasiones la misma barrena erosina parte de este enjarre. Casi siempre este enjarre tiene una permeabilidad baja. El símbolo Rmc indica la resistivida de dicha zona. La invasión de enjarre comienza a partir de que la barrena corta la formación permeable, es erosionado por la rotación durante la perforación y durante las maniobras de la tubería, el espesor típico es de ¼” a ¾”. El símbolo de la resistividad del enjarre es

Rmc .

1.7.3 Zona Lavada o Invalida (MUD FILTRATED, MF) Es la siguiente zona del pozo, contiene el lodo filtrado de la perforación o mud-filtrate (mf), se presenta de la pared del pozo hacia dentro de la formación, hasta una distancia en donde los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). La simología para la resistividad de esta zona es Rmf, esta distancia es la profundidad de invasión. Rmf

Resistividad del filtrado del lodo (solo fluido)

R xo

Resistividad que presenta la zona lavada (involucra a la roca y al fluido)


21

1.7.4 Zona de Transición Es la zona inmediata a la zona lavada y en ella se ha efectuado una invasión parcial del filtrado del lodo. 1.7.5 Zona virgen o no invadida (verdadera o true) Representa la zona donde la roca permeable contiene en el espacio poral, fluidos no afectados por el proceso de perforacion ni por el de invasión. Para el caso de la resistividad su simbolo es Rt.

1.8

Rt

Resistividad total (incluyendo la roca y el fluido)

R w

Resistividad del agua de formación (solo fluido)

Temperatura de formación

Para obtener la temperatura de la zona de estudio, se emplean los datos disponibles en el encabezado de los registros para definir un gradiente lineal en función de la profundidad y: 

Temperatura de fondo, máxima (T máx) o BHT (Bottom Hole Temperature), a la profundidad total o Pmáx (Total Deph).



Temperatura de superficie o Ts (Surface Temperature), a la profundidad cero.

Con este gradiente puede calcularse la temperatura de formación (T f ) a la profundidad de formación (P f ). Tf = Ts + [(Tmax – Ts) / (Pmax)]*Pf


1.19

22

2. REGISTROS GEOFÍSICOS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante comprenderá los

registros geofísicos de los pozos, su resolución, presentación y los diferentes tipos de registros, así como los usos cuantitativos y cualitativos para la aplicación en la exploración petrolera. 2.1 Definición de los registros El registro geofísico de pozo es la representación digital o analógica de una propiedad física que se mide contra la profundidad. Registrando las características litológicas y propiedades petrofísicas del subsuelo que son medidas indirectamente a través de herramientas eléctricas, acústicas, radiactivas y magnéticas desde el interior del pozo perforado (figura 9).

Figura 9. Esquema de la toma de un Registro Geofísico de Pozo (Schlumberger, 1982).


23

El primer registro de pozo fue el de resistividad, tomado por los hermanos Schlumberger, Marcel y Conrad en 1927, en Pechelbronn Alsacia, Francia. Después se adicionó el de Potencial Espontáneo (SP) diseñado por el mismo grupo de investigación francés. Actualmente, se tienen una gran variedad de registros de pozos dependiendo de las características de las rocas y la naturaleza de los fluidos contenidos en ellas. Los registros y mediciones que se pueden obtener de un pozo dependen de criterios técnicos y económicos, son los siguientes (figura 10): 

Mediciones durante la perforación o MWD (Measuring-While-Drilling)



Registro durante la operación o LWD (Logging-While-Drilling)



Muestras de canal y análisis de núcleos



Registros por la propiedad física que mide (a cable)



Registros resistivos



Registros acústicos



Registros radiactivos



Registros electromagnéticos



Registros mecánicos



Pruebas de producción


24

Figura 10. Clasificación de los RGP por su principio de medición.

Los registros se pueden correr en agujero ademado o abierto, con fluido de perforación. Los registros de pozos se utilizan en: 

Exploración o desarrollo y explotación petrolera



Minería



Geohidrología



Geotermia

La información que se puede obtener de los registros puede ser de uso cualitativo y cuantitativo. Usos cualitativos Con la información aportada por el pozo y con el auxilio de uno o varios registros se pueden determinar: Registros Geofísicos

25



Propiedades petrofísicas y de fluidos de las rocas.



Límites de las unidades estratigráficas.



Determinación de fallas estructurales.



Inferir por correlación con los registros de otros pozos si el pozo será productor, invadido de agua salada o seco.

Usos cuantitativos El análisis cuantitativo de los registros geofísicos tiene como objetivo principal la obtención de porosidad y saturación de agua de las rocas que constituyen los yacimientos. Existen dos tipos de medidas en los registros de pozo; las globales y las microvolumétricas que dependen, tanto del tamaño de dispositivo de medida como de su tipo. Las mediciones globales comprenden un volumen de formación relativamente grande. Las mediciones microvolumétricas se hacen con los dispositivos que van colocados sobre un patín que se mantiene en contacto con la pared del agujero. 2.2

Resolución de los Registros Geofísicos de Pozo (RGP)

Cuando se utilizan herramientas con más de un sensor o una combinación de ellas, el sensor de abajo va a medir la profundidad del registro, la información que registran los de arriba corresponde a profundidades menores, cada uno debe disponer de un circuito electrónico de memorización localizado en la superficie para grabar la información en un medio magnético. Las mediciones con múltiples sensores o con varias herramientas pasan por un proceso de memorización antes de ser graficadas en el registro.


26

La resolución de los registros geofísicos puede ser definida de dos maneras, horizontal que es la profundidad de investigación y vertical que va a depender de la herramienta utilizada para la medición (figura 11). La profundidad de investigación de una herramienta es referida a la distancia horizontal dentro de las formaciones geológicas hasta donde mide las características de la roca, y es mayor cuando la separación de sensores transmisor-receptor es grande, cuando hay un patín apoyado en la pared del pozo tienen menores profundidades. La resolución vertical se refiere a la cantidad de mediciones realizadas por la herramienta a escalas muy pequeñas en profundidad, es decir, a mayores mediciones realizadas en un intervalo de profundidad, mayor resolución vertical tiene la herramienta utilizada y esto permite identificar capas delgadas de litología presentes en las unidades geológicas.

Figura 11. Resolución de los RGP (Coconi-Morales E. 2011).


27

2.3

Presentación de los registros

Encabezado (Header): colocado en la parte superior de los registros, ver figura 12. Actualmente llevan la siguiente información: 

Nombre del pozo.



Nombre del registro con sus curvas.



Escala.



Ubicación del pozo.



Cotas de localización.



Datos generales del registro como: 

Profundidad del registro.



Fecha.



Datos del fluido de perforación.



Temperatura.



Nombre del responsable de la toma de registro.



Observaciones de la toma de registro.



Descripción del conjunto de herramientas (sondas) para la toma de registro.



Estado mecánico del pozo (tuberías de revestimiento, equipo de perforación, unidad de registro, conjunto de preventores).



Curvas (Curves).


28

Figura 12. Encabezado de un pozo con formato estándar API.

Las curvas representan en forma gráfica las mediciones realizadas por las herramientas durante la operación, la escala ( scales) se representa en la parte superior de cada pista, carril o track , los trazos que representan cada línea pueden ser elegidos fino, grueso, continuo o trazos de puntos y aparecen en el encabezado del track junto a la escala que se utilizó para la misma curva. El registro puede tener 3 o 4 pistas , el encabezado de cada curva está en la parte superior, una de las pistas corresponde a la profundidad del registro del pozo. Mallado (Grid); son las líneas paralelas a los bordes de las pistas, hay dos

tipos que son de separación constante o lineal y de separación logarítmica (figura 13).


29

Figura 13. Tipos de malla

2.4

Registro Caliper

La tabla 3 y la figura 14, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro mecánico Caliper o calibrador.


30

REGISTRO CALIPER ( CALI)

Figura 14. Principio de medición de diámetro de pozo (Modificado de Torres Verdín, 2003E).

PRINCIPIO

Medir el diámetro interno del agujero y también la geometría del pozo (dimensiones).

MEDICIÓN

Muestra donde ocurre la desviación normal y el diámetro del pozo. Se miden el azimut de la herramienta, desviación del pozo y el rumbo relativo.

Carril 1

De 6” a 16” para la curva principal. O

ESCALA

también 0” a 10”; junto a una línea recta que representada el diámetro de la barrena, ‘’Bitsize’’ o BS. • Geometría del agujero . • Información direccional . • Volumen de agujero y de cemento .

APLICACIÓN Tabla 3 Características del Registro Caliper. Registros Geofísicos

31

2.5

Registro de Potencial Espontáneo

La tabla 4 y la figura 15, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro SP o potencial Espontáneo.

REGISTRO POTENCIAL ESPONT NEO (SP) 2.1

2.2 2.3 Donde

SSP Valor estático K

Coeficiente que depende de la

temperatura Valor de la resistividad del lodo filtrado Valor del agua de formación

2.4

Figura 15. Principio de medición del Registro SP (Departamento de Geofisica,2005,D)

Donde

Vsh Esp

Volumen de lutita Separación de Sp de la línea base de

lutitas Essp Valor estático de SP

Carril 1 Las deflexiones de la curva del SP resultan de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo. Estas corrientes

PRINCIPIO

del SP se deben a fuerzas electromotrices en las formaciones que tienen un origen electrocinético y electroquímico. Resultado del movimiento

de corrientes eléctricas que

fluyen en un sistema de electrodos en que se encuentra uno móvil (en la herramienta) en el pozo, y otro de referencia en superficie.


32

MEDICIÓN

Registra un fenómeno físico en el pozo, producido por la interacción del agua de la formación, el fluido de perforación y las lutitas o arcillas. El potencial espontáneo de las formaciones en un pozo (SP), se define como la diferencia de potencial que existe entre un electrodo colocado en la superficie del suelo, y otro electrodo móvil en el lodo dentro del pozo.



El SP es medido en milivolts y la escala más usada es de 10 o 20 milivolts por división del

ESCALA

carril. 

El carril esta dividido en 10 partes lo que da un total de 100 o 200 mV por carril sea el caso.



No tiene un valor cero absoluto.



La escala se fija durante el registro para tener una mejor curva de SP preferiblemente de la zona de interés y como sea posible en la mayor parte del resto del pozo.

APLICACIÓN



Indicador de litologías.



Indicador de arcilla.



Determinar la resistividad del agua de formación RW.



Determinación del diámetro de invasión. Definir límites de capas.

Tabla 4. Características del Registro de Potencial Espontáneo.

Este registro se conoce desde 1931, desarrollado por Conrad Schlumberger y H. G. Doll. El potencial espontáneo de las formaciones de un pozo, se define como la diferencia de potencial que existe entre dos electrodos, uno colocado en la superficie del suelo en un medio húmedo, y otro móvil en el lodo dentro del pozo.


33

Escala y unidades La unidad de medida es milivolts (mV) y la escala más utilizada es de 10 o 20 mV por división del carril, no tiene un valor cero absoluto, se registran los cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta frente a diferentes capas. La curva se presenta normalmente en la pista 1 y se corre en lodo base agua. La línea de referencia para las lecturas de la curva de Potencial Espontáneo corresponde a la de lutitas, se mantiene prácticamente constante en tramos grandes y se llama línea base de lutitas que está próxima al extremo derecho, y funciona como referencia para hacer las lecturas del potencial, permitiendo identificar intervalos permeables. El tamaño de la separación con respecto a la línea base de lutitas hacia la izquierda o derecha, depende del contraste de salinidad entre el fluido de perforación ( Rmf ) y el agua de formación ( Rw ). Generalmente se conoce el valor del fluido de perforación, por lo tanto, se puede estimar el valor de

R w .

El

potencial puede ser positivo o negativo según sea el desplazamiento. El lodo del pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas; por otro lado, si es altamente conductivo no existirá diferencia de potencial que pueda ser detectada ya que produciría un cortocircuito, cuando existen rocas con resistividades altas, las corrientes de SP continúan circulando por el lodo hasta encontrar una formación permeable, este fenómeno hace difícil la identificación del contacto entre capas. Si el agua de formación es más dulce que el filtrado (lodo de perforación), la curva de SP se separa de la línea base de lutitas hacia los valores positivos, frecuentemente en zonas permeables el agua de formación es más salada que el filtrado, entonces la línea de configuración se separa de la línea base de lutitas hacia los valores más negativos de la curva del SP (figura 16). Registros Geofísicos

34

En formaciones limpias y permeables la curva del SP no se separa de la línea base de lutitas, se considera que la salinidad del agua de formación es similar que la del filtrado, especialmente si existe evidencia de formación de enjarre. Usos cualitativos 

Los cambios o desviaciones de la curva indican capas porosas y permeables.



Las desviaciones también indican cambios de litología y algunos minerales.



Es uno de los primeros registros que permite identificar la secuencia de arenas arcillosas.



Se puede estimar el espesor de las capas.

Usos cuantitativos El Potencial Espontáneo Estático o SSP (Static Spontaneous Potential ) es una lectura frente a una roca limpia o una arena SSP= -K log

R mf R w

Ecuación de Nerst

2.5

Donde: K

Es un coeficiente que depende de la temperatura de formación

R mf

Resistividad del filtrado de lodo

R w

Resistividad del agua de formación K  65  0.24  T

Si la temperatura T está en °C

2.6

K  61  0.133  T

Si la temperatura T está en °F

2.7


35

Potencial Espontáneo Pseudo-estático, es la lectura en zonas de arenas arcillosas con contactos de agua PSP= -K log

R xo Rt

2.8

Donde: K

Es un coeficiente que depende de la temperatura de formación

R xo

Resistividad en la Zona lavada

Rt

Resistividad total en la Zona no contaminada V sh %  1 

PSP SSP

 100

Volumen de arcilla

2.9

Figura 16. Respuestas típicas del Registro de Potencial Espontáneo (Rider M., 1992).


36

2.6

Registro de Rayos Gamma

La tabla 5 y la figura 17, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro de Rayos Gamma.

REGISTRO RAYOS GAMMA (GR) F RMULAS

I sh %  

GRlog  GRmin GRmax  GR min

Donde

GRlog Rayos Gamma medido GRmin Rayos Gamma Mínimo GRsh Rayos Gamma máximo Vsh

Volumen de lutitas

Figura 17. Principio de medición de registro GR 2.11

(Torres Verdin,2003,A)

(no consolidadas) -1)

2.12

(consolidadas) 2.13

Carril 1

PRINCIPIO

Los rayos Gamma chocan con el detector ocasionando un centelleo que excita un fotocátodo, cada fotón de luz libera electrones, éstos son acelerados en un campo eléctrico y producen una corriente proporcional a la energía incidente. Este registro responde a los rayos gamma producidos en el proceso de decaimiento radiactivo que ocurre naturalmente en


37

los minerales que componen la roca.

MEDICIÓN

Correlación entre el contenido de arena y la actividad Gamma y mide los niveles de energía de los rayos gamma emitidos por la formación. La herramienta para RG consta de un detector adecuado al pozo que mide la emisión continua de rayos gamma. El detector de centelleo dependiendo de la longitud genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado y el parámetro reconocido es el número de pulsos por segundo registrados por el detector.

De 1 a 100 o 0 - 150 API ( American Petroleum Institute). Regularmente la ESCALA curva de GR se presenta en el carril 1, junto con la curva de SP y calibrador. Identificación de zonas permeables. Indicador de litología. Realizar correcciones pozo a pozo. Determina la cantidad de arcilla. Determinar espesor de capas. Facilita el cálculo de volumen de arcilla en porcentaje. Determinar espesores de capa, utilizando los puntos de inflexión de la curva de GR. Detección de capas permeables. Interpretación de sistemas de APLICACIÓN depósito mediante el reconocimiento de patrones. 

    



 

Tabla 5. Características del Registro Rayos Gamma.


38

Responde a los rayos gamma producidos en el proceso de decaimiento radiactivo que ocurre naturalmente en los minerales que componen la roca. Escala y unidades La curva de GR es presentada en la pista 1 junto a la de Potencial Espontáneo y de calibrador. La escala es de 0 a 100 o 0 a150 y sus unidades son API ( American Petroleum Institute en Houston Texas, USA), es definida como 1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una formación artificial que contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API. La radiación natural de las formaciones proviene de las tres familias de elementos presentes en las rocas: Torio (Th), Uranio (U) y Potasio (K). El decaimiento de éstos genera la emisión continua de los rayos gamma naturales y son medidas utilizando un detector adecuado dentro del pozo. Por ejemplo, un detector de centelleo con una longitud de 20 a 30 cm genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado, el parámetro reconocido es el número de pulsos por segundo registrados por el detector. Cuando la curva está próxima a los valores menores de la pista representan a una zona permeable. La curva SGR (Standard Gamma Ray ) es la contribución total de las tres familias de elementos en unidades API. La curva CGR (Computed Gamma Ray ) que es GR sin Uranio representa la contribución del torio y el potasio en unidades API y facilita el cálculo de arcillosidad (las lutitas frecuentemente no contienen Uranio). Existen dos tipos de herramientas, las que miden la radiactividad natural total de la formación y la de espectrometría de rayos gamma naturales (tabla 5), ambas pueden ir acompañadas por un registro de Coples o CCL ( Casing Collar Locator ) que permite la correlación entre registros de pozo abierto y revestido Registros Geofísicos

39

para el posicionamiento de las pistolas de perforación frente a las zonas de interés. La herramienta de Espectrometría de Rayos Gamma consiste de un contador de centelleo y foto-multiplicador. Ésta aprovecha que los rayos gamma emitidos por las tres familias de elementos radiactivos (uranio, torio y potasio) tienen diferentes energías (espectros), para distinguir cuál de los elementos origina la radiación medida. El registro de Espectrometría de Rayos Gamma Natural, tiene un detector que permite analizar las energías de los rayos gamma detectados, discriminando el contenido de cada elemento radiactivo de la formación, los valores medidos de torio y uranio se presentan en partes por millón (ppm) y el valor de potasio se presenta en porcentaje de peso (1% equivalente a 10 000 ppm). El registro GR es utilizado para determinar la arcillosidad, ya que los elementos radiactivos están generalmente concentrados en estos minerales, el registro de Espectrometría de Rayos Gamma Naturales puede utilizar la curva de CGR en lugar de GR para la determinación de la arcilllosidad sin considerar la contribución del uranio. El registro CGR es útil en la detección y evaluación de minerales radiactivos, el potasio o uranio también puede ser utilizado en la definición de depósito de minerales no radiactivos como el carbón. El torio es buen indicador de arcilla. Usos cualitativos 

Determinación del espesor de capa, se obtiene utilizando los puntos de inflexión o cambios en valores altos y bajos de la curva de GR.



Detectar capas permeables.



El valor de rayos gamma varía, pero en algunas áreas del pozo los valores altos indican la línea de lutita y los más bajos indican las arenas.


40



Interpretación de sistemas de depósito mediante el reconocimiento de patrones (figura 18).

Usos cuantitativos El cálculo del volumen de arcilla se presenta en porcentaje: I sh %  

GRlog  GR min GR max  GR min

Índice de lutita

2.14

Donde: I sh

Índice de lutita

GRlog Valor de Rayos Gamma (tomado en la zona de interés) GR max Rayos Gamma en 100% lutita

GRmin Rayos Gamma en formación limpia (0% lutita)

V sh  0.332

2 I sh

V sh  0.0832

 1

3.7 I sh

Para rocas pre-terciarias (consolidadas)

1 Para rocas terciarias (no consolidadas)

2.15 2.16

Usos cuantitativos del registro SGR (Spectral Gamma Ray ) El Rayo Gamma Simple es usado para el cálculo de volumen de arcilla, como se muestra en la ecuación 2.14, también para el volumen de minerales radiactivos (ecuación 2.17) y es considerado el mejor indicador de arcilla V sh t  

Thlog  Thmin Thmax  Thmin

2.17

Donde: Thmax

Valor del Torio en 100% lutitas (ppm)

Thmin

Valor del Torio en formaciones limpias o sin lutitas (ppm) Registros Geofísicos

41

Th log

Valor del Torio en la zona de interés (zona a evaluar)

V sh t 

Volumen de Torio en lutita

Los valores del potasio nos dan el volumen de arcilla más el de minerales radiactivos Volumen de minerales radiactivos =

K log  K min  V sh  K max  min a



2.18

Donde: K min

Valor del potasio [%] en formaciones limpias

K max

Valor del potasio en lutitas puras

K log

Valor del potasio (en la zona a evaluar)

a

Factor empírico por la formación de interés (factor de tortuosidad)


42

Figura 18. Registro de Rayos Gamma, algunas respuestas típicas (Rider M., 1992).

2.7


La tabla 6 y la figura 19, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del Registro de Densidad.


43

REGISTRO DENSIDAD (RHOB)  D 

 bma   b  bma   f

2.19

 b  (   f )  V ma   bma  Para una formación limpia 2.21

2.22

Figura 19.- Principio de medición de Registro

Donde

Densidad (Torres Verdin,2003,C) ØD

valor teórico que medirá el registro de

densidad en la formación especificada porosidad de la roca Valor de la densidad del agua en la zona investigada Vma

Volumen de la matriz Valor de la densidad

Vsh

Valor de la fracción de la roca por la lutita Valor de la densidad de la lutita


44

Carril 3 o

Utiliza una fuente radiactiva emisora

4

de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de la

PRINCIPIO

formación e inferir con base en esto la porosidad, así como efectuar una identificación de la litología. También se puede obtener la porosidad en función de la densidad de la roca. Puede tomarse en pozos con fluidos o sin ellos. Tiene un patín en donde se localizan la fuente de rayos gamma y los dos MEDICIÓN

detectores. El patín se mantiene contra la pared del agujero por medio de un brazo de respaldo activado por un soporte. Es un método artificial pues cuenta con una fuente de radiación que bombardea la formación. Este registro de densidad es llamado también gamma-gamma pues su funcionamiento consiste en que el flujo de rayos gamma es captado en los receptores y a su vez éste flujo esta en función de la densidad electrónica de la matriz de la roca. 

ESCALA

De 1.95 a 2.95 gr/cm3, Curvas de densidad o RHOB. La curva de corrección de densidad o DRHO va de -0.25 a 0.25 gr/cc.


45





APLICACIÓN

















Corrección de densidad. Análisis de la porosidad. Porosidad del densidad. Factor fotoeléctrico. Calcular porosidades. Obtener la densidad volumétrica. Determinar litologías en conjunto con otros registros. Obtener volumen de arcilla. Saturación de agua. En conjunto con el registro sónico proporciona información para determinar módulos elásticos e impedancia acústica.



Porosidad total. Es necesario conocer la densidad de la matriz que se pude obtener de tablas.

Tabla 6. Características del Registro Densidad.

Registra de manera indirecta la densidad de la roca en formaciones constantes. Geológicamente el valor total es una función de la densidad de los minerales de la roca (matriz) y el volumen de los fluidos encerrados. El flujo de rayos gamma en los receptores es función de la densidad electrónica de la matriz de la roca, la del electrón está en relación con la del elemento sólo si el número de protones es igual al número de neutrones, si no es así, deben realizarse correcciones. Para convertir los valores a porosidad, se necesita asumir la densidad de la roca y del fluido.


46

Escalas y unidades Normalmente tiene escala lineal entre 1.95 y 2.95 g/cm³ y se corre en la pista 2 o 3. La profundidad de investigación es de aproximadamente 30cm, similar a su definición vertical. Algunas veces la herramienta de densidad es afectada por las condiciones del agujero, en zonas porosas donde ésta tiene usos petrofísicos, va a medir la zona invadida ahí es poco probable de detectar hidrocarburos. Si la resolución de las capas es buena, el registro de densidad también los es para delimitar capas. Efectos medidos no deseados Los más frecuentes son: cavernas y el contenido de barita en el lodo de perforación (tabla 7). En profundidades someras de investigación, la herramienta de densidad es muy susceptible a las condiciones del agujero, por lo que debe ser interpretado con el registro Caliper. La barita tiene un valor de sección transversal fotoeléctrica extremadamente alto, lo que afecta la medición e impide la aplicación del factor fotoeléctrico para la identificación de litología. Factor Caverna o rugosidad. Barita en el lodo de perforación.

Efectos en el registro Decrece la densidad de la formación hasta aproximadamente el valor de densidad del lodo de perforación. Corrección automática en la herramienta cuando el enjarre es grueso y da la densidad del lodo.

Severidad Frecuente. Rectificando.

Tabla 7. Efectos del medio ambiente no deseados en el Registro de Densidad (Rider, 1992)


47

Usos cualitativos 

No es un buen indicador de litología, pero combinado con el registro Neutrón puede ser excelente, también para determinar la compactación de lutitas que comprende una serie de texturas y cambios composicionales resultando un incremento progresivo de densidad.



La densidad de las lutitas es frecuentemente indicadora de la edad, las más antiguas son muy densas y por lo tanto más compactas. Un cambio en dirección de éstas puede indicar cambio de edad (discordancia) y de porosidad.



La presencia de materia orgánica en lutitas tienen valores de densidad bajos (0.50 g/cm³ a 1.80 g/cm³). Estos efectos pueden determinar el espesor y ser usados para evaluar el origen de las rocas.

Usos cuantitativos 

Cálculo de porosidad (figura 2.12).



Densidad de hidrocarburos con dificultad.



Cálculo de Impedancia acústica.

Para calcular la porosidad total a partir de este registro, se necesita conocer la densidad de la matriz en la roca (tabla 8):


48

Litología

Densidad (gr/cm³) Grano Rango

Arcilla o lutita varía

1.8-2.75

Arenisca

2.65 g/cm³ 1.9-2.65

Caliza

2.71 g/cm³ 2.2-2.71

Dolomita

2.87 g/cm³ 2.3-2.87

Tabla 8. Muestra la densidad de litologías comunes (Rider, 1992).

Si se conoce la densidad del grano (matriz) y del fluido, se puede resolver la ecuación que da la porosidad, sumando ambas componentes en el caso de unidades de rocas limpias.  b     f  V ma    ma

Roca limpia

2.23

Donde:  b

Valor de densidad (es una medida de la herramienta y por lo tanto, la porosidad y la densidad del grano)

 f

Densidad del fluido

 ma

Densidad de la matriz



Porosidad

Despejando la porosidad:  D 

 ma   b  ma   f

 b     f  V ma   ma  V sh   sh


2.24

Roca con arcilla

2.25

49

Donde:  sh Valor de densidad de la lutita

V sh Volumen de arcilla

Figura 20. Respuestas típicas en el Registro de Densidad (Rider M., 1992).


50

2.8

Registro de Litodensidad (FACTOR FOTOELÉCTRICO)

La tabla 9 y la figura 21, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro de Factor Fotoeléctrico.

REGISTRO FACTOR FOTOELECTRICO (PEF) (Ec.31)

Donde

Pe

es el factor fotoeléctrico

Z

número de electrones por átomo

A

es el peso atómico

Nota: para la interpretacion se supone Z/A=0.5 lo que cumple para la

mayoría

de

los

elementos

comunes, excepto para el Hidrógeno

Figura 21. Principio de medición de PEF (T-Halliburton,2004,C)

que afecta a la medicion.


51

El efecto fotoeléctrico ocurre cuando la

Carril 3 o 4 PRINCIPIO

energía del rayo gamma incidente es completamente absorbida por un electrón, que es expulsado de su átomo. Efecto que ocurre a baja energía, se mide con la ventana de más baja energía

MEDICIÓN

de la herramienta. Este registro tiene detectores sensibles que permiten registrar el nivel de energía de los rayos gamma, además de llevar su conteo. 

ESCALA   

APLICACIÓN  



De 0 a 10 barns/electrón o de 020 barns, la unidad empleada, un barns que equivale a 10-24cm2. Indicación de litología. Indicador de la matriz. Para derivar cada fracción de volumen que fue integrado por densidad registrada. Interpretación de arcilla. Identificación de minerales pesados. Facilita la evaluación de presencia de gas.

Tabla 9. Características del Registro Fotoeléctrico.

Esta curva se obtiene del número de rayos gamma de baja energía detectados por la herramienta (los que fueron sometidos a absorción fotoeléctrica), este parámetro indica básicamente la litología de la roca con muy poca influencia de la porosidad del tipo de fluido en la formación (Viro Consultoría Ltda., 1997). Es un registro continuo de la absorción fotoeléctrica efectiva en el índice de sección transversal o

P e de

una formación que depende del número atómico

promedio Z que constituye una formación que implica la composición y la diferencia de litología. Registros Geofísicos

52

El índice de absorción fotoeléctrico es usado principalmente de manera cuantitativa como un indicador de matriz. El uso del registro litodensidad es ineficaz cuando utilizan lodos de barita en agujero descubierto. El valor de barita

P e

normalmente los minerales tienen

a 6 barns/electrón.

P e menores

es 267 barns/electrón y

La curva del índice volumétrico de absorción fotoeléctrica U es calculada y no registrada, se define como el producto nivel a nivel de las curvas de densidad, ésta puede expresarse a través de una ecuación de respuesta como la suma de los índices volumétricos de absorción fotoeléctrica de cada elemento en la formación. U log    U mf  vma  U ma

2.26

Donde: U log

Es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la formación, en barns/cm³



Porosidad de la formación

U mf

Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica del filtrado ( U mf  0.5 barns/cm³)

v ma

Fracción de una roca ocupada por la matriz limpia 0  v ma  1

U ma

Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la matriz limpia, en barns/cm³ ( 4.8  v ma  13.8 barns/cm³)

La suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca, por lo tanto se debe cumplir: 1    v ma

2.27

El grado de absorción depende del número atómico Z y la densidad del electrón de los átomos  e en términos geológicos se relaciona con la composición química e indirectamente a la litología. Registros Geofísicos

53

El registro PEF tiene una resolución vertical de 50-60cm, la profundidad de investigación depende de la configuración del detector lejano y la señal procesada en adversos efectos del pozo descubierto. Escalas y unidades La unidad usada es barns por electrón, donde un barn es igual a

10  cm 24

2

.

La curva del registro normalmente está combinada con densidad y neutrón en la pista 3 y 4. La escala es de 0-20 barns ó 0-15 barns. Usos cualitativos Ayuda a identificar la litología y puede ser usado para separar arenas limpias de caliza. Usos cuantitativos Los valores del Registro de Factor Fotoeléctrico pueden ser usados para derivar cada fracción de volumen que fue integrado por la densidad registrada.

P e

no

es un volumen pero se puede contar la masa, por lo tanto la velocidad y U está relacionada con el volumen (figura 22). Los usos más efectivos es cuando tres minerales están presentes, el valor de P e existe

en combinación con el del registro de densidad.


54

Figura 22. Respuestas típicas del Registro de Factor Fotoeléctrico (Rider M., 1992).


55

2.9

Registro de Neutrón

La tabla 10 y la figura 23, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro de Neutrón.

REGISTRO NEUTRÓN (NPHI) ………..Caliza….….2.28 …...…..Arcillas……2. 29 ……….Gas………..2.30 ……….Arenas……..2.31 ……….Dolomí as as…..2.32 Donde:

ØN

Porosidad del registro de neutrón

compensado ØD

Porosidad del registro de

litodensidad compensada

Figura 23.- Principio de medición del registro Neutrón (Torres Verdin,2003,A)


56

Bombardeo rápido de neutrones en la

Carril 3 o 4 PRINCIPIO

formación al chocar los neutrones con los átomos de hidrógeno pierden la mitad de su energía, estos núcleos emiten rayos gamma de captura, que son detectados por la sonda. Responde principalmente a la cantidad de hidrogeno presente en la formación. Indicador de gas ya que debido a que mide el índice de hidrogeno (cantidad de hidrogeno por unidad de volumen) y el gas contiene un bajo índice. El registro de neutrón tiene una fuente

MEDICIÓN

radiactiva en la sonda que emite constantes neutrones de alta energía, éstos chocan con los núcleos de los materiales de la formación, a dichos choques se les conoce como colisiones elásticas. Y con cada una, el neutrón pierde algo de energía y la cantidad depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida ocurre cuando el neutrón que es una partícula eléctricamente neutra, golpea un núcleo con masa igual, en este caso el hidrógeno tiene una masa semejante. 

ESCALA

La escala más común va de 45% a -15% (unidades de porosidad) o también puede ser utilizada una razón en vez de porcentaje, siendo la escala de 0.45 a 0.15


57

unidades

de

porosidad.

Es

calibrada en matriz caliza o limestone. 





Determinación Determinación de la porosidad. Identificación Identificación de la litología. Análisis del contenido de arcilla.



Detección Detección de gas. ga s. Tipo de fluidos.



Tipos de fluidos.



APLICACIÓN Tabla 10. Características del Registro Neutrón.

La herramienta de neutrón mide el índice de hidrógeno de la formación. Se utiliza para delinear formaciones y determinar la porosidad. En rocas limpias cuyos poros están saturados de agua o aceite reflejan reflejan la cantidad de porosidad saturada de fluido. Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno cercanos al del agua, el gas generalmente tiene una concentración más baja que varía con la temperatura y la presión. Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cada uno tiene una masa semejante a la de un átomo de hidrógeno, una fuente radiactiva en la sonda emite constantes neutrones de alta energía, que chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas, con cada una el neutrón pierde algo de energía y la cantidad depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida es cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa igual (hidrógeno).


58

Los neutrones interactúan con el núcleo por disipación o captura, y depende de la energía de éstos: 

Neutrones rápidos arriba de 100 keV.



Neutrones de energía puntual intermedia de 100 eV y 100 keV.



Neutrones lentos o epitermales, aquéllos entre 0.025 eV y 100 eV.



Neutrones con energía de 0.025 eV se conocen como termales.

La energía que se imparte de un electrón cuando es propulsado por una diferencia de potencial de un volt se denomina electrón –volt (eV), la que se utiliza en registros geofísicos de pozos es el mega electrón-volt (MeV= 10 6 ). Escalas y unidades Generalmente se presenta en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la densidad de 45 a –15 pu ( porosity units). Los neutrones pueden ser capturados por un núcleo a cualquier energía, la probabilidad de que uno rápido sea capturado es menor que la de un lento. La energía que se aplica a un núcleo se realiza por medio de rayos gamma que se caracteriza del núcleo y se puede observar y registrar, la disipación de neutrones es chocar de la misma forma que dos bolas de billar, la colisión puede ser de dos maneras: Colisión Elástica: donde la colisión del núcleo es estrictamente cinética y se

transfiere sólo energía cinética del núcleo. No se produce radiación de ningún tipo, sólo pérdida de energía interna transferida del neutrón al núcleo. Colisión Inelástica: donde la colisión tiene tanto energía cinética como

interna, los rayos gamma son conocidos y es indicativa del tipo de núcleo. La energía perdida por una colisión elástica de neutrones es dependiente de las masas relativas del neutrón y del núcleo. Si el átomo es hidrógeno que tiene un solo protón, el núcleo puede perder su energía total en la colisión. Registros Geofísicos

59

Los neutrones son partículas sin carga que producen una ionización insignificante cuando pasan a través de la materia y no pueden ser detectados por cualquier instrumento cuya acción dependa de la ionización causada por las partículas. La detección de neutrones depende de efectos secundarios, los que resultan de sus interacciones con el núcleo. Dos de éstas que son aplicables a las medidas de los pozos son: 

La absorción de un neutrón por un núcleo con la pronta emisión de una partícula rápida cargada.



La disipación de un neutrón por un núcleo ligero, tal como un protón, como resultado del rechazo del núcleo ligero que produce ionización.

Tipos de detectores: 

Neutrones epitermales.



Neutrones termales.



Rayos gamma de captura.

Los neutrones que la formación deja llegar a los dos detectores ubicados a unas pulgadas de la fuente en la herramienta de registro, permiten obtener el índice de hidrógeno de la formación. Usos cualitativos Determinación de límites de capas. Litología, tipos de fluidos y porosidad. Usos cuantitativos Consiste básicamente en la determinación de la porosidad total (figuras 24 y 25). Registros Geofísicos

60

Figura 24. Respuesta en los registros de densidad y neutrón. Efecto de gas (Rider M.,1992).


61

Figura 25. Respuesta de la combinación de CNL-FDC en algunas litologías comunes (Rider M. ,1992).


62

2.10 Registro Sónico o Acústico La tabla 11 y la figura 26, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro Sónico o Tiempo de Tránsito.

REGISTRO SÓNICO (Δt)

Ecuación de Wyllie

…………..2.33

Donde

Ø

Porosidad de la formación

Δt

El tiempo de trá nsito medido

Δt ma

Tiempo de tránsito de la matriz

Δtf

Tiempo de tránsito del fluido

Carril 3

PRINCIPIO

Figura 26. Principio de medición del registro sónico (Schlumberger,2000).

El sonido emitido desde el transmisor choca con las paredes del agujero, generando ondas de compresión y cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas en la columna del fluido. El registro sónico mide el tiempo de tránsito en las rocas (∆t) (inverso de la velocidad), esto es una medición de la capacidad que tienen de transmitirse las ondas de sonido al pasar por una formación, geológicamente ésta varía con la textura de las rocas y litología, que es


63

principalmente la porosidad. Mide el tiempo de retardo que tarda en viajar el pulso de sonido entre el transmisor y receptor. La herramienta del registro sónico consta de dos transmisores de ondas acústicas y cuatro receptores que permiten eliminar

MEDICIÓN

efectos externos como los del pozo, esta herramienta transmite frecuencias desde el origen entre 10-40 kHz (Kilo Hertz) o 10,000-40,000 ciclos por segundo. La separación entre receptores determinará el tiempo que tardará la onda en su camino por la formación hasta ser registrada. 

ESCALA















APLICACIÓN











Escala de 40 a 140 µs/ft. La velocidad es el recíproco del tiempo de tránsito (1/∆t) y las unidades son en m/seg. o ft/seg. Determinar porosidad (primaria y secundaria). Amarres sísmicos. Presión de poro. Indicador de permeabilidad. Dirección de fracturas. Detección de gas Características mecánicas de la roca. Sismogramas sintéticos. Estabilidad del agujero. Determinación de litologías. Zonas de gas. Zonas de presiones anormales.

Tabla 11. Características del Registro Sónico. Registros Geofísicos

64

El registro sónico mide el tiempo de tránsito en las rocas ( t ), esto es la capacidad que tienen de transmitirse las ondas de sonido al pasar por una formación, geológicamente varía con la textura de las rocas y litología, que es principalmente la porosidad. El objetivo de la herramienta del registro sónico, es registrar el tiempo que tarda en viajar el pulso de sonido entre el transmisor y el receptor. La medición del pulso es la onda P o compresional que es el primer arribo, en el que la vibración de las partículas es en dirección del movimiento. La herramienta del sónico transmite frecuencias desde el origen entre 10-40 kHz (kilo Hertz) o 10,000 - 40,000 ciclos por segundo. La longitud de onda acústica está entre 7.5 -75 cm (0.25 ft. - 2.5 ft.) sobre el rango de velocidad de 1500 m/s (5000 ft./seg.) a 7500 m/s (25,000 ft./seg.), esto es un contraste limpio en una señal sísmica típica. Escalas y unidades Las unidades del registro sónico son microsegundos por pie  s / ft  , el rango del tiempo de tránsito ( t ) más común está entre 40  s / ft y 140  s / ft , la escala es elegida de acuerdo al registro. La velocidad es el recíproco del tiempo de tránsito del sónico (1/  t) y sus unidades son ft/seg. La curva del registro sónico normalmente se corre en el centro del pozo y es mostrada en la pista 2 o 3, algunas veces se puede combinar con otras herramientas y puede aparecer solo en la pista 3. El tiempo de tránsito integrado (TTI) es registrado simultáneamente, representa un tiempo derivado por la velocidad promedio registrado en la formación y viene integrada la profundidad vertical en los intervalos en milisegundos, que está en la parte inferior de cada columna o barra, 10 milisegundos se representa con una línea más larga.


65

El camino de la onda compresional registrada es esencialmente a lo largo de la pared del pozo descubierto con penetración pequeña, generalmente entre 2.5 cm a 25 cm. Ésta es independiente de la separación de las reservas y depende de la longitud de onda de la señal, entre más grande es, mayor es la penetración y se presenta en formaciones de alta velocidad.  

velocidad frecuencia

2.34

Donde:  es la longitud de onda

La resolución vertical del sónico está en función de la distancia entre detectores y puede ser de 2 pies (61 cm). Usos cualitativos La velocidad en los tipos de roca sedimentaria es común, probablemente en altas esté asociado con carbonatos, medias con arenas y bajas con lutitas. Aunque la respuesta del registro sónico no puede ser definida en términos de litología, éste es muy sensitivo en la textura de las rocas en cambios suaves. El camino en el que viaja el sonido a través de una formación, está íntimamente asociado con materiales de la matriz, distribución, tamaño, forma del grano y cementación. En muchos casos, los resultados de la textura causados por la respuesta del registro sónico pueden no ser conocidos, por lo que difícilmente se puede calcular la porosidad. Indudablemente ocurren cambios de porosidad pero éstos también son debido al tamaño de grano y estratificación (estructuras sedimentarias), no es posible extraer, separar e identificar cada influencia individual.


66

Usando la tendencia de la compactación, es posible estimar una discordancia, generalmente es acompañada por efectos diagenéticos que son irreversibles y presentan valores altos en el tiempo de tránsito, por lo tanto, la compactación de un sedimento representa valores bajos, similarmente en algunos saltos nos pueden indicar discordancias o fallas, cuando se compara la tendencia general del pozo puede dar una idea de la cantidad perdida en la sección. Usos cuantitativos En interpretación sísmica se puede usar para determinar intervalos y perfiles de velocidad, también puede ser calibrado con la sección sísmica. El sónico es usado para producir el registro de impedancia acústica. El registro sónico puede ser usado para el cálculo de porosidad, aunque frecuentemente los valores son inferiores a los del neutrón y al de densidad (figura 27). Para usar el registro, es necesario proponerlo cuando hay una formación promedio y distribución uniforme de poros pequeños. Es propenso a configurar presiones altas siendo una relación entre la velocidad y la porosidad. 1

V



 V L



1  

V ma

2.35

Remplazando 1/V por  t tenemos la ecuación de respuesta de Wyllie (ecuación 2. 36) que es la más utilizada y establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito t medido y la porosidad  de la formación; según este modelo t de la formación es la suma de cada elemento, ponderados por sus volúmenes en la formación. t   t L  1   t ma


2.36

67

Esta ecuación, es la suma del tiempo de tránsito medido por la herramienta y transcurrido en la matriz del sólido y del fluido, se denomina tiempo promedio. Donde: V Velocidad medida por la herramienta V L

Velocidad del fluido

V ma

Velocidad de la matriz



Porosidad

t

Intervalo de tiempo de tránsito medido por el registro sónico

t L

Tiempo de tránsito del fluido

t ma

Tiempo de tránsito de la matriz

Para estimar la porosidad real en presencia de gas, la calculada debe ser multiplicada por un factor entre 0.7-0.8, hay que tomar en cuenta que es únicamente una estimación. Si la porosidad es calculada en presencia de arcilla, el registro sónico debe ser corregido a partir de otros registros.


68

Figura 27. Respuestas típicas del registro sónico o intervalo de tiempo de tránsito t (Rider M., 1992).


69

2.11 Registro de Resistividad y Conductividad Las tablas 12, 13 y las figuras 28 a 31, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro de Resistividad y Conductividad.

REGISTRO RESISTIVIDAD (LLD, MSFL, LLS)

Figura 28. Principio de medición del Registro de Resistividad (Torres Verdín, 2003,D).

Carril

3 PRINCIPIO

La resistencia es la capacidad de impedir el flujo de corriente eléctrica y la resistividad es la resistencia por unidad de longitud. El registro eléctrico mide la resistividad de las formaciones (resistencia) al paso de la corriente eléctrica. La magnitud medida es la conductividad (inverso de la resistividad) de una formación o habilidad para conducir o inducir corrientes eléctricas.


70

MEDICIÓN

Se utilizan electrodos para obtener simultáneamente la medición de las curvas profunda y somera, se emplean en pozos perforados con lodo de baja conductividad. La resistividad del subsuelo se puede obtener midiendo ya sea directamente la resistividad o su inversa, la conductividad. La primera, se logra suministrando una corriente a través de dos electrodos colocados en la herramienta y que generan una diferencia de potencial, mientras que si se induce una corriente alrededor del pozo, se puede medir la capacidad de la formación para conducirla. 

ESCALA 







APLICACIÓN









Logarítmica de 0.2 a 2000 ohm m2 /m. El rango de las magnitudes medidas de la resistividad es muy amplio y se mide en ohm-m. Son graficados en escalas semilogarítmicas. Generalmente se grafican en el carril 2 o 3. Determinar la resistividad de la zona no invadida Rt . Diferencia entre zonas de agua salada y zonas de hidrocarburos. Estima diámetro de invasión, usando las tres curvas. Correlacionar formaciones. Determinaciones de saturaciones de agua. Determinación del diámetro de invasión.

Tabla 12. Característica del Registro de Resistividad.


71

INDUCCIÓN

LATEROLOG

MICROESFÉRICO

Figura 31. Principio de

Figura 29. Principio de medición de la inducción (Torres Verdin,2003.D).

Figura 30. Doble Laterolog (Torres Verdin,2003,D).

medición de registro microesférico (Halliburton, 2004,D).

MEDICIÓN

MEDICIÓN

MEDICIÓN

Realiza medidas de resistividad a tres diferentes profundidades de investigación. Proporciona información para determinar las resistividades de la zona virgen, la zona barrida y la zona de transición.

Proporciona dos mediciones con la mayor profundidad de investigación, de tres mediciones necesarias que se requieren para tratar de determinar la resistividad de la zona invadida y de la zona virgen, a éstas se les conocen como Lateral somera y Lateral Profunda.

Se basa en el principio de enfoque esférico usado en los equipos de inducción pero con un espaciamiento de electrodos mucho menor. Reduce el efecto adverso del enjarre del fluido del pozo.

APLICACIÓN

APLICACIÓN

APLICACIÓN







Funciona en lodos no conductivos o en pozos perforados con aire. Para formaciones de bajas resistividades ( menores que 100Ωm). Adecuada para capas de más de 6ft de espesor.









Amplio rango dinámico de 0.2 a 20000 ohm-m utilizable en lodo de salinidad media y alta. Lectura confiable en altos contraste Rt/Rm. Detección de vista rápida de hidrocarburos. Gráficos de invasión.









Resistividad de la zona lavada. Localización de poros y zonas permeables. Indicador de hidrocarburo móvil. Calibrador.

Tabla 13. Tipo de variantes de los Registros de Resistividad.


72

Este registro mide la resistencia al paso de corriente eléctrica en la formación. La medición es la conductividad o la habilidad para conducir corriente eléctrica medida por la herramienta de inducción, generalmente es convertida directamente y trazada en un registro de resistividad. Los hidrocarburos son la excepción de los fluidos conductores, por lo que son infinitamente resistivos. Cuando una formación es porosa y contiene agua salada, la resistividad total tiende a bajar, cuando esta misma contiene hidrocarburos va a ser muy alta. El registro de resistividad puede indicar las zonas donde es factible encontrar hidrocarburos mediante análisis cuantitativo, una formación resistiva puede contribuir con la información de litología, facies y sobrepresiones principalmente. Éste es usado frecuentemente por correlación. El registro se toma en agujero descubierto con lodos conductivos que son mezclados con agua salada y no se pueden correr en base aceite o agua dulce. Los registros de inducción son más efectivos con lodos no conductores (base aceite o agua dulce), de cualquier forma éstos se pueden correr, además, con lodos base agua salada son efectivos, las lecturas crudas pueden ser necesarias para usos cuantitativos. El principio que determina la resistencia eléctrica en un circuito con instalación de alambre. Se mide en ohms en términos eléctricos, con unidades de ohms m²/m que existe en las resistencias con dimensiones dimensiones normalizadas. Resistividad (ohms m²/m)=

1 x1000

conductivi dad

(milimhos/m)

2.37

La conductividad de las rocas es debido al agua intersticial en los poros que contiene transmisión de corriente en sal, el esqueleto de la roca no es conductor pero pueden jugar un papel importante, cuantitativamente se expresa como Ro  F  Rw Registros Geofísicos

73

La meta esencial de los registros de resistividad es como está la resistividad verdadera de la formación  Rt  y especialmente si es una saturación en hidrocarburos, en este efecto es necesario considerar la invasión del lodo filtrado (con cierta salinidad y por lo tanto, resistividad

Rmf ).

En una formación

contiene cualquiera cualquiera de las dos; agua o hidrocarburo. hidrocarburo. Escalas y unidades: El registro de resistividad es graficado en una escala logarítmica en la pista 2 o en la 2 y 3. Los valores son usualmente 0.20-20 ohm m²/m por una pista ó 0.2-2000 ohm m²/m en la pista 2 y 3 son usados juntos. Los registros de resistividad o conductividad son afectados por contrastes de resistividad grandes entre el medio ambiente y la formación. Usos cualitativos: La resistividad de la roca se encuentra relacionada a la textura, la expresión simple de la misma es la variación de la resistividad resistividad con cambios de porosidad, porosidad, cuando decrece ésta la resistividad aumenta, cuando es constante y hay desviación en relación a la resistividad, indica un cambio en saturación de agua y la presencia de hidrocarburos (figura 32). El registro de resistividad no puede ser usado para un primer reconocimiento de litologías comunes. En ciertos casos específicos, los registros de resistividad pueden ser usados para indicar litología, donde ciertos minerales son valores de resistividad distintivos; sal, anhidrita, yeso, carbón, caliza compacta y dolomita todos son altos, fuera de lo común.


74

Usos cuantitativos: Cálculo del volumen de aceite o en términos petrofísicos, determinar la saturación de agua

S w cuando

no es 100%, por presencia de hidrocarburos. 1- S w = S hc

2.38

Donde: S hc Es saturación de hidrocarburo

Ro  F  Rw La ecuación tiene otras aplicaciones aparte de la medición de la resistividad

Resistividad total de la roca = el factor de formación resistivo x la resistividad del fluido de formación I 

Rt Ro

2.39

Ecuación de Archie. S wn 

F  Rw Rt

2.40

Donde: S w

Es la saturación de agua

n

El exponente de saturación, usualmente 2

F  Rw  Ro

Cuando la formación es 100% saturada de agua

La ecuación anterior normalmente se escribe. S w2 

Ro Rt


2.41

75

La saturación de agua se obtiene con la siguiente ecuación: S w 

Ro Rt

ó

F  Rw Rt

2.42

Ecuación de Archie promedio. S w 

0.62  Rw

 2.15  Rt

Ecuación saturación de agua


2.43

76

Figura 32. Repuestas típicas del registro de resistividad en presencia de fluidos (Rider M., 1992).

2.12 Correcciones a los Registros Geofísicos de Rayos Gamma y Resistivos Debido a que la respuesta de los registros se ve afectada por varios factores, como el espesor de la capa, diámetro de agujero, densidad del lodo, espesor del cemento atrás de las tuberías de revestimiento, etc. Se sugiere hacer correcciones para obtener resultados más confiables; así se pueden efectuar las siguientes modificaciones:


77

2.12.1 Corrección para RG por efecto del pozo Si el tamaño de agujero varía considerablemente, en los intervalos dentro de la zona a analizar o dentro de la zona de arcilla usada para escoger el valor de RGmax, la corrección de RG es necesaria. Correcciones para SP raramente son usadas, aunque algunos efectos del tamaño del agujero y propiedades de lodos pueden ser vistos. Tablas de correcciones complejas están disponibles, para llevar a cabo dichos cambios se ocupa la siguiente fórmula: (2.44) Donde: CAL – tamaño del agujero en milímetros GR – lectura de rayos gamma GRc – lectura de rayos gamma corregida por tamaño del agujero y densidad del lodo en API MWT – densidad de lodo en kg/m3

La ecuación 2.44 se deriva de la figura 33. Si la densidad del lodo no es conocida, las soluciones más comunes son: 

Ocupar una densidad del lodo de 1250 kg/m3



No realizar la corrección y usar el valor de RG original


78

Figura 33. Corrección de RG por efecto de pozo.

2.12.2 Corrección de resistividad profunda a resistividad verdadera (Rt). En este caso se pueden hacer correcciones ocupando dos curvas, la de doble laterolog de inducción (ILD) y la de doble laterolog (DLL). Corrección con ILD Una de las ventajas de este tipo de registros es que el valor de Rt (resistividad verdadera de la formación), es más preciso que el obtenido con los levantamientos eléctricos. Todas las curvas de resistividad necesitan correcciones. Para la corrección de la ILD se puede usar la gráfica de tornado (figura 34) u ocupar la siguiente relación matemática derivada de la gráfica:

(2.45)


79

Figura 34. Gráfica Tornado para obtener Rt y Rxo con registros de inducción (Schlumberger, 2000).

Corrección con LLD El doble laterolog con Rxo (resistividad de la zona lavada) emplea laterolog profundo (RLLD) y somero (RLLS). Junto con el registro microesférico enfocado (MSFL), estos proporcionarán las mediciones de resistividad usadas para corregir la resistividad profunda (R LLD) a Rt. Cuando Rxo es medido junto con LLD el valor de Rt puede ser determinado con la ayuda de una gráfica de tornado (figura 35) o con la relación: (2.46)


80

Figura. 35. Gráfica de Tornado para herramientas LLD (Schlumberger, 2000).

En el caso de que no se tenga una curva que mida Rxo y R LLs > R LLd, se puede usar la siguiente ecuación: (2.47) Cuando RLLd > RLLs se ocupará una relación diferente: (2.48)


81

3. ARENAS ARCILLOSAS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante reconocerá lo

que afecta en los parámetros obtenidos de los registros geofísicos, la naturaleza de los minerales arcillosos, su distribución y análisis en las arenas arcillosas. 3.1

Arenas Arcillosas

Una cantidad pequeña de arcilla, dispersa en los poros, puede ser útil en los entrampamientos del agua intersticial, permitiendo la producción de hidrocarburos en reservas con alta saturación de agua. El contenido de arcillas laminares o dispersas en las arenas, afectan los parámetros obtenidos por los registros geofísicos como son la porosidad, saturación de agua, en una pequeña parte el flujo y la dirección del hidrocarburo. La arcilla autígena puede precipitarse directamente del agua de formación o a través de alteraciones diagenéticas de feldespatos y fragmentos de roca volcánica. El agua contribuye a la conductividad eléctrica, pero no a la hidráulica, porque está vinculada a la inmovilidad del agua, ya que las arcillas son capaces de absorber grandes cantidades de agua en sus poros. Un yacimiento con arcillas dispersas puede tener porosidad efectiva y total. La presencia de lutitas o arcillas en areniscas tiene dos efectos en el yacimiento:


82

1. Afectan la capacidad de almacenamiento en un yacimiento por reducción de porosidad efectiva. 2. Reducen en un yacimiento la habilidad de transmisión de los fluidos por disminución de permeabilidad. Además de la pérdida de porosidad efectiva y permeabilidad, las arcillas también pueden causar problemas en la terminación de un pozo: 

Migración de finos; donde los minerales arcillosos están sueltos y son

desplazados (erosionados) con los granos de arena, y emigran con los fluidos de yacimiento en el pozo perforado y obstruyen los poros, causando una pérdida de la permeabilidad. 

Reacción con el agua; las arcillas del yacimiento se hinchan cuando el

agua es introducida, causando pérdidas de porosidad efectiva y permeabilidad. 

Reacción con ácidos; cuando el ácido clorhídrico (HCl) reacciona con

arcillas que contienen hierro, se forma hidróxido férrico que es una precipitación gelatinosa que obstruye los poros y reduce la permeabilidad. La presencia de arcillas en un yacimiento tiene dos efectos en los registros geofísicos: 1. La resistividad es baja 2. Generalmente registra altos valores de porosidad en los registros: sónico, neutrón y densidad. En la figura 36 se muestra la relación entre resistividad del agua de formación ( Rw ) y en areniscas saturadas de agua ( R o ). En una arena limpia (libre de arcilla) las trazas pasan por una línea recta a través del origen con una Registros Geofísicos

83

inclinación igual a uno sobre el factor de formación (F*), multiplicado por la resistividad del agua

R w ,

la ecuación es   Rw  . Si el contenido de arcillas  F  1

aumenta en las arenas, es remplazado en algunas rocas de la matriz y si los restos de porosidad efectiva está inalterada, la línea es desplazada hacia abajo (figura 36), indicando resistividad baja (alta conductividad), se debe al alto contenido de agua y conductividad asociada con las arcillas en las areniscas.

10

o1.0 R

0.1 0.01

1 0 F = i a p i m l s a s a i l lo e n c r r A n a s a A r e

0.1

1.0

3.3

10

Rw

Figura 36. Se muestra la relación entre resistividad del agua de formación ( R w ) contra la resistividad en areniscas saturadas de agua ( R o ) en una arenisca limpia y una arcillosa con una porosidad de 31.6%. (Asquith, 1998).

En la figura 36, los efectos en las arcillas no son uniformes y la resistividad es más baja cuando es alta en el agua de formación ( R w ). La presencia de arcilla se determina por los siguientes registros de porosidad:


84

1. Sónico; es el registro más antiguo, el intervalo de tiempo de tránsito de arcillas o lutitas es alto, donde la porosidad es calculada usando el de la matriz. 2. El segundo registro es el Neutrón compensado; que mide las concentraciones de iones de hidrógeno en los espacios porosos de una formación. 3. El tercero es el de densidad ; registra porosidades altas cuando la densidad de la matriz de arcillas es menor que la del yacimiento, de cualquier forma en el caso donde éstas son las mismas, puede registrar buena porosidad efectiva. Si en arcillas es mayor o menor que la de la matriz de las arenas (2.65 gr/cc), la porosidad del registro puede ser menor o mayor que la calculada en una arenisca libre de arcilla. En análisis de arenas arcillosas, las mediciones de porosidad de los tres registros deben ser corregidos por la presencia de arcilla, para obtener la porosidad efectiva, ésta es capaz de permitir el movimiento de los fluidos en los yacimientos. Las lutitas o arcillas pueden causar valores incorrectos de saturación de agua total (muy altos

S wt >70%)

que indican que la zona está saturada de agua,

donde en realidad ésta puede ser productiva, por lo tanto, la corrección en arenas arcillosas es utilizada para discriminar entre la saturación de agua total y efectiva ( S we < S wt ). 3.2

Naturaleza de minerales arcillosos y lutita

La lutita es la mezcla de minerales arcillosos y limos muy finos, su depósito se presenta en un ambiente profundo y de baja energía. La fracción de limos en lutita consiste de partículas finas (<0.0625 mm) principalmente de cuarzo, por otro lado, la fracción de arcilla en lutitas es creada por minerales de silicatos de aluminio hidratados con pequeñas cantidades de magnesio, hierro, potasio Registros Geofísicos

85

y titanio. Las partículas de arcilla tienen una estructura de plaquetas en forma de capa colocándose unas sobre otras (Arroyo, 1996). Los minerales arcillosos pueden ser clasificados dentro de grupos específicos de acuerdo a su estructura cristalina, como se muestra en la tabla 14. Componentes del Constituyentes RG espectral

CEC

 av 

Tipo de arcilla meq/g

Menores

dCNL

K

U

Th

%

ppm

ppm

g/cc

Montmorillonita

0.8-1.5

0.24

2.45

Ca, Mg, Fe

0.16

2-5

14-24

Ilita

0.1-0.4

0.24

2.65

K, Mg, Fe, Ti

4.5

1.5

<2

0-0.1

0.51

2.8

Mg, Fe

-------

-------

------

0.03-0.06

0.36

2.65

-------

0.42

1.5-3

6-19

Clorita Caolinita

Tabla 14. Propiedades de las arcillas ( Asquith, 1998).

 (av ) Densidad promedio

Th

Torio

SGR CNL

K U

Potasio Uranio

Rayos Gamma Espectral Porosidad del Neutrón

La primera columna indica la capacidad de intercambio de cationes (CEC) de cada mineral arcilloso, que es la capacidad del agua absorbida de las arcillas al intercambiar cationes de posición con los de sodio que están en el agua libre. La distribución de iones de sodio (Na  ) y moléculas de agua ( H 2 O ) cercanas a las láminas de arcilla directamente sobre las superficies de éstas es un estrato de agua absorbida, después es una capa hidratada por iones de Na  con equilibrio suficiente se encargan de las láminas de arcillas negativas. Los iones de Na  son llamadas cationes intercambiables (figura 37).


86

La CEC es expresada en miliequivalente por gramo de arcilla (1meq = 6  10 20 átomos).

La conductividad eléctrica de la arcilla se considera derivada del agua ligada al tipo de arcilla, que varía de acuerdo al tipo de éstas y es mayor para las más finas (con mayores áreas de superficie), como la montmorillonita y menor para las más gruesas como la caolinita. La capacidad de intercambio de cationes (CEC) en montmorillonita e ilita es alto comparado con la clorita y caolinita debido a la cantidad de agua que tienen estos minerales. Agua absorbid a

Ion de sodio AGUA Cristal de arcilla

Agua de hidratación

Xh

Plano exterior de Helmholtz

Esquema de la molécula de agua

Figura 37. Modelo de agua y distribución de cationes intercambiables en la superficie de arcillas (Asquith, 1998).

Las arenas arcillosas con grandes cantidades de montmorillonita e ilita tienen más alta conductividad que las arenas arcillosas que tienen caolinita y clorita. La clorita y caolinita tienen porosidades mayores que la montmorillonita y la ilita.


87

La montmorillonita se hincha al contacto con el agua y sufre diagénesis a ilita a altas temperaturas, esto ocasiona eliminación de agua y contribuye a aumentar la presión de las arenas adyacentes. Otro componente en las arcillas es el hierro (Fe) que afecta la sensibilidad del ácido clorhídrico (HCl). Los minerales arcillosos de la tabla 14, se presentan en los yacimientos como una mezcla mineralógica llamados estratos mezclados. 3.3

Distribución de lutita o arcilla en arenas arcillosas

Las arcillas se dividen de la siguiente forma:

Laminar Alogénicas Estructural Arcillas

Autigénica



Dispersas (es producto de la diagénesis)

Lutita laminada

Se encuentran en estratos de una o varias pulgadas de grueso entre capas de arena o arenisca (figura 38b), cuando es muy delgada la resistividad es menos afectada, la lutita o arcilla rica de detritos de limo tienen baja resistividad debido a que tienen esencialmente permeabilidad cero y retienen el agua. El promedio de permeabilidad y porosidad en secuencias de arenas y lutitas interlaminadas teóricamente, serán reducidas en una proporción al volumen de lutita V sh  . Por ejemplo un 40% de ellas teóricamente reducirá la porosidad y Registros Geofísicos

88

la permeabilidad en un 40% y la arena limpia tendrá un volumen del 60%; se asume que en un yacimiento se puede producir hidrocarburo con un 50% de ellas. El 30% o 40% de éstas es la tolerancia máxima para la producción comercial en este tipo de distribución de lutita. 

Lutita estructural

En ésta, los granos de arcilla, clastos o partículas de lutitas se encuentran intercaladas con granos de arena (figura 38c). Usualmente las arcillas ocurren como granos o clastos y tienen poco efecto en la porosidad y permeabilidad. Afectan menos la capacidad de los yacimientos. Las lutitas estructurales y laminadas tienen respuestas similares en los registros. 

Arcillas dispersas

Son arcillas que están dispersas en los espacios porosos de arenas y reemplazan el volumen del fluido (figura 38d). Este tipo de distribución es muy dañino porque una cantidad pequeña de éstas estrangula los poros reduciendo la porosidad efectiva y la permeabilidad. El volumen de arcilla máximo tolerable es 15-20 % la mayoría son autígenas, esto quiere decir que la composición de las arcillas (incluyendo el contenido de agua) en las arenas pueden ser radicalmente diferentes y tener significativos cambios de resistividad. De esta manera, en el análisis de arenas arcillosas es arriesgado usar la resistividad de la lutita adyacente, es necesario tomar en cuenta si la distribución fue laminada (figura 38b), estructural (figura 38c) o arcillas bioturbiditas alogénicas. En todos estos casos el origen es detrítico, la resistividad de la lutita adyacente es por lo tanto compatible con la lutita en arenas arcillosas.


89

b.

a.

Lutita laminar (arcilla detrítica)

Arena limpia

d.

c.

Arcilla dispersa (arcilla autígena)

Arcilla estructural (arcilla detrítica)

Figuras 38 (a,b,c y d). Modo de ocurrencia de las lutitas y arcillas en areniscas ( Asquith, 1998).

La figura 39, muestra los tres diferentes tipos de dispersión de la arcilla autígena que pueden ser presentadas en arenas. a) El tipo de partículas separadas consiste principalmente de caolinita que crea plaquetas aisladas que reduce la porosidad y la permeabilidad (figura 39). b) El tipo pore linning o poro revestido (clorita) forra los granos con barbas formando microporos que atrapan el agua en los poros y reducen significativamente la permeabilidad. c) El tipo pore-bridging (ilita) estrangula los poros con arcillas fibrosas que bajan significativamente la porosidad y reducen drásticamente la permeabilidad.


90

a.

Partículas sin conexión (caolinita) Granos de arena

b.

Granos de arena

Pore-linning Poro revestido (clorita)

c.

Granos de arena

Pore-bridging Poro en forma de puente (ilita)

Figura 39. Muestra los tres modos de ocurrencia de la arcilla autígena en las reservas de areniscas (Asquith, 1998).


91

3.4

Análisis en arenas arcillosas

Para elegir la técnica depende de la información disponible en los datos de los registros. En el análisis de arenas arcillosas las fórmulas son usadas para disminuir los valores de saturación de agua por los efectos de lutitas o arcillas. 

Determinación del volumen de arcilla

El primer paso, en el análisis de arenas arcillosas es determinar el volumen de arcilla ( V cl ), que siempre se debe realizar durante el análisis de registros. 

Rayos Gamma (GR); detecta arcillas por un incremento de radiación.



Potencial Espontáneo (SP); detecta arcillas por las deflexiones del SP causado por la pérdida de permeabilidad iónica en arenas arcillosas.



Neutrón-Densidad; detecta la presencia de arcillas por el aumento de porosidad en el registro neutrón, por encima de la que obtiene el de densidad, si ésta es alta en el neutrón es resultado de altas concentraciones de iones de hidrógeno en arcillas.

Registro de Rayos Gamma Determinación del volumen de arcilla, nos permite conocer si las arenas son o no consolidadas. Comúnmente las arenas del Terciario son sin consolidar.

I GR 

GRlog  GRmin GRmax  GRmin

Índice de Rayos Gamma


3.1

92



V cl  0.33 2

2 I GR 

V cl  0.083 2

 1.0

3.7 I GR 

 1.0

Volumen de arcillas en arenas consolidadas 3.2

Volumen de arcillas en arenas sin consolidar 3.3

Donde: I GR

Índice de Rayos Gamma

GRlog Rayos Gamma para arenas arcillosas (zona a evaluar)

GRmin Rayos Gamma mínimo (arenas limpias) GRmax Rayos Gamma máximo (lutitas)

Registro de Potencial Espontáneo V cl  1.0 

PSP SSP

Volumen de arcillas

3.4

Donde: V cl

Volumen de arcillas

PSP SSP

Potencial Espontáneo Pseudoestático (SP en arenas arcillosas) Potencial Espontáneo Estático (SP en arenas limpias gruesas)

Registro Neutrón-Densidad

V cl 

 n   d   nsh   dsh 

Volumen de arcillas

3.5

Donde: V cl

Volumen de arcilla

 n

Porosidad del Neutrón en arenas arcillosas

 d

Porosidad del Densidad en arenas arcillosas

 nsh

Porosidad del Neutrón en lutitas adyacentes

 dsh

Porosidad del Densidad en lutitas adyacentes


93

El volumen de arcilla puede ser determinado por la aplicación de los tres métodos, y se usará el valor más bajo obtenido en las ecuaciones de porosidad y arenas arcillosas. Si éstas forman parte de un yacimiento con gas, el volumen de arcilla ( V cl ) no debe ser determinado por el registro de neutróndensidad, ya que el gas puede afectar las curvas del neutrón o densidad. Las arcillas con alta capacidad de cambio de cationes (CEC) tienden a dirigirse hacía la superficie, por lo tanto, ellos también tienen alto contenido de agua y poseen más efectos pronunciados en las mediciones de registros. Los registros de Rayos Gamma no deben ser usados para determinar el volumen de arcillas cuando están presentes los feldespatos en arenas, porque la presencia de potasio puede causar una sobreestimación. Corrección de porosidad Después de determinar los valores del volumen de arcillas ( V cl ) éstos son usados para corregir la porosidad del registro por efecto de arcilla. Las fórmulas para la corrección del sónico, densidad y la combinación NeutrónDensidad son:  e 

t log  t ma t f  t ma



 t  t ma    V cl  sh   t sh  t f  t ma 

100

Registro Sónico

3.6

Donde:  e

Porosidad efectiva (registro sónico corregido por arcilla)

t log

Intervalo de tiempo de transito en formaciones de lutitas (zona a evaluar)

t ma

Intervalo del tiempo de tránsito de la matriz de la formación

t f

Intervalo de tiempo de tránsito del fluido (lodo dulce 189 y lodo salado 185)

t sh

Intervalo de tiempo de tránsito de lutitas adyacentes

V cl

Volumen de arcillas


94

  ma   sh    V cl   e        ma   f f   ma  ma   b


3.7

Donde: V cl

Volumen de arcillas

 e

Porosidad efectiva (registro de densidad corregido por arcillas)

 ma

Densidad en la matriz en formaciones libres de arcillas

 b

Densidad en formación de lutitas

 f

Densidad del fluido (1.0 para lodos dulces y 1.1 para lodos salados)

 sh

Densidad de lutitas adyacentes

Combinación del registro Neutrón-Densidad (Dewan,1983)

 nc   n  V cl   nsh 

3. 8

 dc   d  V cl   dsh 

3.9

 e 

 nc   dc  2

  nc2   dc2   e    2  

1

Para aceite

3.10

Para gas

3.11

2

Donde:  e

Porosidad efectiva (registros neutrón y densidad corregidos por arcillas)

 n

Porosidad del neutrón en formaciones de lutitas

 d

Porosidad de densidad en formaciones de lutita

V cl

Volumen de arcilla

 nc

Porosidad del neutrón corregida por arcillas Registros Geofísicos

95

 dc

Porosidad de densidad corregida por arcillas

 nsh

Porosidad del neutrón en lutitas

 dsh

Porosidad de densidad en lutitas

Desarrollo del análisis de arenas arcillosas en el periodo 1950-1980’s Las fórmulas usadas para la corrección de Saturación de agua total ( S wt ) a efectiva ( S we ) depende de la disponibilidad de cierto grupo de registros, de todos modos la distribución de las arcillas es conocida (estructural, laminada o dispersas). En la tabla 15 se muestran los diferentes métodos de análisis de arenas arcillosas con los registros necesarios para los cálculos, siguiendo el orden de las fórmulas que corrigen las mediciones de éstos por la presencia de lutita o arcilla.


96

Métodos en arenas Registros

Observaciones

arcillosas Principio

Doble agua

Rayos Gamma Sin utilizar registros de

1950’s

Compensación

Potencial Espontáneo porosidad

automática

Resistividad Rayos Gamma

Finales

Compensación

Potencial Espontáneo

1950’s

automática

Resistividad Sónico Rayos Gamma Potencial Espontáneo

Arcillas Dispersas 1960’s

Resistividad Sónico Densidad

Simandoux

Rayos Gamma Potencial Espontáneo

1970’s Fertl

Resistividad Sónico

1980’s

Método de doble agua

Neutrón-Densidad

Tabla 15. Métodos y registros utilizados para el cálculo de arenas arcillosas (Asquith, 1998).


97

A principio de los cincuenta, solo se obtenían los registros eléctricos y de porosidad, la fórmula para calcular la porosidad (  ) a partir de la resistividad (tabla 16) es:  a  Rmf / R xo   t    2   S xo  

1

m

3.12

Donde:  t

Porosidad total derivada de la resistividad (sin corrección de arcillas)

R mf

Resistividad del lodo filtrado

R xo

Resistividad poco profunda o superficial

S xo

Saturación de agua en zona de fluido abundante a =0.81, m=2.0

en arenas consolidadas

a =0.62, m=2.15 en arenas sin consolidar API°

S xo

-----

60-90

Aceite con gravedad alta

40-50

90-95

Aceite con gravedad media

20-40

80-90

Aceite con gravedad baja

10-20

70-80

Gas

Tabla 16. Las unidades API y la saturación de agua de los hidrocarburos y su gravedad.

Porosidad efectiva es entonces calculada.  e   t  1  V cl 


3.13

98

Donde:  e

Porosidad efectiva derivada de la resistividad

 t

Porosidad total derivada de la resistividad

V cl

Volumen de arcilla

Después de calcular la porosidad total (  t ) derivada de la resistividad y la efectiva (  e ), la Saturación de agua efectiva ( S we ) se puede obtener a partir de los métodos de doble agua y de compensación automática, ambos sin el registro de porosidad. 3.4.1 Método de Doble Agua, Sin el Registro de Porosidad Primero se calcula la resistividad del agua ligada a las arcillas 3.14

Rb  R sh   t 2 Donde: R b

Resistividad del agua ligada a las arcillas

R sh

Resistividad de lutita adyacente

 t

Porosidad total (derivada de la resistividad)

Usando el modelo de doble agua, se calcula la resistividad de las arenas arcillosas si están 100% saturadas de agua ( S w  1.0 ), donde la porción de lutitas o arcillas de las rocas tienen una resistividad de agua de libre (sin relación con las arcillas) tienen una resistividad total de

Ro 

 Rb  Rw   Rw V cl  Rb  1  V cl   t 2 


R b y

el agua

R w .

3.14

99

Asumiendo que: que: a =1

m=2.0

Donde: R o

Resistividad mojable (puede ser igual a Rt ) en arenas arenas arcillosas arcillosas

R b

Resistividad del agua ligada a las arcillas

R w

Resistividad del agua de formación

V cl

Volumen de arcillas

 t

Porosidad total derivado de la resistividad 1

 Ro  2  Saturación S we   Saturación de agua efectiva R  t 

3.15

Donde: S we

Saturación de agua efectiva (corregido de arcillas)

R o

Resistividad mojable

Rt

Resistividad total de formación (incluye la roca y el fluido)

3.4.2 Método de compensación automática automática sin el Registro de Porosidad Este método está basado sobre un entendimiento que la resistividad causada por la presencia de lutita o arcillas ( Rt ) va a ser baja y la porosidad total (  t ) obtenida de la resistividad será alta, el índole alrededor de estos dos efectos permite la compensación de otros pasos. La Saturación de agua efectiva ( S we ) se calcula con la siguiente fórmula:  a R  S we   m  w    t Rt 

1

2


3.16

100

Donde: a =0.81, m =2.0 a =0.62, m =2.15

En arenas consolidadas En arenas sin consolidar

R w

Resistividad de agua de formación

Rt

Resistividad total de formación (incluye roca y fluido)

S we

Saturación de agua efectiva

 t

Porosidad total, obtenida de la resistividad sin corrección de arcillas

3.4.3 Método de compensación compensación automática A finales de 1950 el registro Sónico fue agregado al grupo de registros, y así junto con el eléctrico son empleados empleados para la corrección corrección de lutita. La técnica para el análisis de arenas arcillosas es llamada método de compensación automática, que analiza los efectos de baja resistividad ( Rt ) que causan en los registros eléctrico eléctrico y sónico, lecturas altas de porosidad (  s ) y las fórmulas para la corrección de las arenas arcillosas son:  0.81 R  S we   2  w  Rt    s

 s 

t log  t ma t f  t ma



1

2

3.17

100

t sh

 t log  t ma 100      V cl  t sh  t ma        t f  t ma t sh   t f  t ma 

 e  

3.18

3.19

Donde:  s

Porosidad del sónico sin correcciones de arcilla (porosidad total)

R w



101

Rt

Resistividad total de formación (incluye roca y fluido)

 e

Porosidad efectiva

S we


t log

Intervalo de tiempo de tránsito en arenas arcillosas arcillosas (zona a evaluar)

t f

Intervalo de tiempo de tránsito en el fluido

t ma

Intervalo de tiempo de tránsito en la matriz

t sh

Intervalo de tiempo de tránsito en lutitas

V cl

Volumen de arcilla

100

t sh

= Corrección por compactación, válida sólo para arenas sin consolidar

3.4.4 Método de arcillas dispersas Los registros de densidad fueron añadidos a los de resistividad y sónico. La técnica de arenas arcillosas fue llamada Método de arcillas dispersas en 1963. El Sónico detecta la mezcla de arcillas dispersas con agua en los poros y obtiene valores de porosidad igual a la suma de fracción volumétrica (  t porosidad total). El de Densidad detecta únicamente la porosidad llena de agua. La fracción de arenas limpias en espacios de poros intergranulares ocupado por arcillas es llamado q. q=

 s   d   s

3.20

Donde:  s =

Porosidad del Sónico sin corrección de arcillas (o porosidad total)

 d =

Porosidad de Densidad sin corrección de arcillas

La Saturación de agua efectiva es:  0.8 R  q  2 q    w     2 2   s Rt  2   S we  1 q Registros Geofísicos

3.21 102

Donde: S we


 s

Porosidad del sónico sin corrección de arcillas (o porosidad total)

R w


Rt

Resistividad total de formación (incluyendo roca y fluido)

Un aspecto importante del método de arcillas dispersas, es que la ecuación no requiere un valor para la resistividad de lutita ( R sh ) o volumen de arcilla ( V cl ) porque el factor de lutita (q) es determinado dentro de las arenas arcillosas. La porosidad efectiva es:   ma   b      V cl   ma   sh            f  f   ma  ma

 e  

3.22

Donde:  e

Porosidad efectiva

 ma

Densidad de la matriz

 b

Valor de densidad para arenas arcillosas

 f

Densidad del fluido

 sh

Densidad de la lutita

V cl

Volumen de arcilla

El método de arcillas dispersas puede tener una credibilidad pobre en arenas con gas, porque la porosidad de Densidad puede ser más grande que la del Sónico (recordar que q en la ecuación asume que

 s >  d ).

Un cálculo adicional para obtener q (aparte de usar las porosidades del Sónico y Densidad) es por medio de las siguientes fórmulas: q

 t   e   t


3.23

103

q

q

aV cl

 s

aV cl

 d  aV cl 

3.24

3.25

Donde: V cl

Volumen de arcilla

 t

Porosidad total

 e

Porosidad efectiva

 d

Porosidad de Densidad

 s

Porosidad del Sónico a =0.35

Areniscas consolidadas

a =0.25

Arenas sin consolidar

En los setenta, el grupo de registros usados incluía el registro eléctrico y la combinación de Neutrón-Densidad.

3.4.5 Método de Simandoux (1963) S we 

C  R w

 e2

2    V cl  5 e2 V cl        R w  Rt  R sh  R sh   

3.26

Donde: S we


 e

Porosidad efectiva


104

R sh

Resistividad de la lutita adyacente

R w


Rt

Resistividad total de la formación (incluyendo roca y fluido)

V cl

Volumen de arcillas C=0.40 Para areniscas C=0.45 Para carbonatos

3.4.6 Método de Fertl (1975) 1  Rw

2 a  V cl   a  V cl     S we    2   d  Rt  2   

3.27

Donde: S we


 d

Porosidad de Densidad sin corrección de arcillas

R w


Rt

Resistividad total de la formación (incluye roca y fluido)

V cl

Volumen de arcilla

a =0.25

Costa del golfo

a =0.35

Rocas de montañas

0.81

Rw Rt

Usado en la costa del golfo

La porosidad efectiva (  e ) es calculada por las mismas fórmulas usadas con la ecuación de Simandoux. La técnica de Fertl tiene dos ventajas sobre la técnica de Simandoux: 1. Es más fácil de calcular


105

2. Ésta no necesita un valor de resistividad de la lutita adyacente, que puede ser importante en áreas de arenas y lutitas consolidadas. Como ya se ha mencionado frecuentemente, la resistividad de las lutitas adyacentes es más alta que las areniscas arcillosas. Hay una transformación en el análisis de arenas arcillosas que es intentar usar la Capacidad de intercambio de cationes (CEC) en lugar del Volumen de arcillas ( V cl ), se obtiene una mejor medida del impacto de arcillas sobre los registros, esto debe ser determinado en el laboratorio y depende de los datos del núcleo.

3.4.7 Método de doble agua Para el método de doble agua se presenta la siguiente secuencia: 1. Cálculo del volumen de arcilla ( V cl ). 2. Corrección de la porosidad (obtenida del Neutrón y Densidad) por arcilla. 3. Cálculo de la Porosidad efectiva. Calcular la porosidad efectiva a partir la combinación de registros Densidad-Neutrón. 4. Cálculo de porosidad total en la lutita adyacente.  tsh   dsh  1    nsh

3.28

Donde:  =0.5 a 1.0  dsh

Porosidad de Densidad en la lutita

 nsh

Porosidad del Neutrón en la lutita


106

5. Cálculo de porosidad total y

Saturación de agua ligada o

vinculada  t   e  V cl   tsh

3.29

V cl   tsh

3.30

S b 

 t

Donde: S b

Saturación de agua ligada a las arcillas

 t

Porosidad total

 e

Porosidad efectiva

V cl

Volumen de arcillas

 tsh

Porosidad total de la lutita adyacente

6. Cálculo de la resistividad del agua ligada a las arcillas

2 Rb  R sh   tsh

3.31

Donde: R b

Resistividad del agua ligada

R sh

Resistividad del la lutita adyacente

 tsh

Porosidad total de lutita adyacente


107

7. Cálculo de la resistividad del agua aparente en arenas arcillosas Rwa  Rt   t 2

3.32

Donde: Rwa

Resistividad del agua aparente en la formación

Rt

Resistividad profunda de formación

 t

Porosidad total

8. Cálculo de Saturación de agua total corregida por arcilla  R  S wt  b  b 2   w   Rwa 

3.33

Donde: S wt

Saturación de agua total corregida por arcilla

R w


Rwa

Resistividad del agua aparente de formación

b

  Rw   S b 1  R b    2

3.34

9. Cálculo de la Saturación de agua efectiva S we 

S wt  S b  1  S b 

3.35

Donde: S we


S wt

Saturación de agua total

S b

Saturación de agua ligada a las arcillas Registros Geofísicos

108

4. METODOLOGÍA PARA LA REEVALUACIÓN DE UN CAMPO PETROLERO

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante identificará la

importancia de contar con una metodología que le permita realizar evaluaciones de formaciones mediante los datos de registros geofísicos de los pozos, así como su diseño para le tratamiento y análisis de la información de RGP. La metodología propuesta para la revaluación de un campo petrolero tiene una estructura organizada en la adquisición, recopilación de la información y el procesamiento adecuado de los datos; con la finalidad de analizar y localizar la ubicación en donde se encuentra el hidrocarburo o zona de interés La secuencia de proceso de evaluación propuesta como una metodología, comprende diferentes apartados o etapas que faciliten el proceso, mismos que están enfocados para ser aplicados en un caso práctico y real (figura 40).


109

Figura 40. Metodología para la evaluación de formaciones.

4.1

ETAPA 1

4.1.1 Cargar datos Se crea un proyecto, que consiste en un conjunto de pozos que contiene el campo petrolero a evaluar, para ello se deben importar de acuerdo con uno de los diversos formatos que existen. 

.las



.ascii .lis .dlis

 


110

En esta etapa, es importante hacer un censo del tipo de información con que se cuenta (tabla 17).

Tabla 17. Ejemplo de censo para un campo petrolero.

4.1.2.

Visualización de la curva

Después de una correcta importación de los pozos, el segundo paso es graficar los registros, que se tienen que adaptar o dar formato a una escala correspondiente, dependiendo del registro que se grafique , los principales parámetros son: A)

Cabezal de escalas (la indicación de los límites máximos y mínimos de la curva en cuestión).

B)

Cuerpo de carriles conteniendo curvas (tres carriles principales, cada uno de ellos tiene una o más curvas de registro).


111

4.1.3 Edición de datos Se realiza una verificación o una prueba de calidad para sustentar si las herramientas de los registros y/o la adquisición de los datos son adecuadas, ésta se debe efectuar siempre, ya que tienen que coincidir las profundidades, unidades, etc. El primer paso en cualquier análisis de RGP, es definir los registros, buscando anomalías o cualquier respuesta extraña en ellos. Todas las compañías que se encargan de la adquisición de registros han desarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio. Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles de adquisición de datos en la actualidad, las curvas nos son entregadas en el escritorio con las correcciones ambientales aplicadas automáticamente. 4.2

Etapa 2

4.2.1 Definición de la matriz Para estimar la matriz de nuestra zona de estudio (formación) existen dos formas principales: 

Gráficas cruzadas (Neutrón-Densidad, Neutrón-Sónico y Sónico-

Densidad)  Información de Núcleos (si se cuenta con ella) Las gráficas cruzadas cuentan con tres líneas, cada una hace referencia a un tipo de mineral (caliza, LS; dolomía, DOL, y arenisca, SS). La gráfica dará la tendencia de guía de acuerdo a que mineral es más predominante en la zona donde fue tomado el registro, es decir la línea más concurrida donde caigan los valores dentro de la gráfica (figura 41).


112

Figura 41. Gráfica Neutrón vs Densidad del pozo K-3

4.2.2 Determinación de Rw

El Cálculo de Rw se puede llevar a cabo por: 

Registro SP



Gráfica Pickett



Crossplot Neutrón-Resistividad

El cálculo de Rw se puede obtener por medio de gráficas auxiliares llamadas Pickett (figura 42). Uno de los principales propósitos de esta gráfica es aportar los valores correspondientes de la Resistividad de la formación y además el coeficiente m (coeficiente de cementación), a (constante litológica), que serán necesarios emplearlos para el cálculo de la Saturación del agua.


113

Figura 42. Gráfica Pickett

4.2.3 Determinación del volumen de arcilla El cálculo del volumen de arcilla (Vcl), es necesario para realizar correcciones ya que comúnmente afecta a los registros, posterior a ello, se deberá corregir la porosidad por el efecto de la arcilla o también llamada porosidad efectiva, la finalidad es hacer más despreciables los errores que puedan ser causados por la presencia de arcilla y que puedan afectar la interpretación. Para la estimación de la curva de Vcl, se deben seleccionar los registros con los que se cuenten como (Rayo Gamma, SP, Resistividad, Neutrón), y asimismo hacer lecturas de zonas limpias y zonas sucias, para cada uno de los registros. Una vez que se calculó, se gráfica para poder visualizar las curva de salida, que es el resultado de seleccionar el valor más bajo de arcilla, de cada registro, para cada profundidad. 4.2.4 Determinación de Sw El cálculo de saturaciones de agua (Sw), involucra información adicional de los distintos métodos que pueden ser aplicados. Los métodos más usados son: Archie, Indonesia, Simandoux, Fertl, Doble Agua entre otros. Independientemente del método se requiere cierta información como: porosidad, temperatura de formación, temperatura de Rw, volumen de arcilla, Resistividad verdadera, Rw, coeficiente n, m y a, entre otros. Registros Geofísicos

114

4.2.5 Determinación de la litología Las mediciones de los registros neutrón, densidad y sónico dependen no solo de la porosidad sino también de la litología de la formación, del fluido en los poros, y en algunos cados la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología, y en consecuencia los parámetros de la matriz, pueden obtenerse los valores correctos de porosidad con base en dicho registro en formaciones limpias y saturadas de agua o no. Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar como varias combinaciones de registros responden a la litología y porosidad. 4.3

Etapa 3

4.3.1 Interpretación Durante y al concluir con el proceso de interpretación es importante contar con la recolección de datos que contengan información del yacimiento o formación, como geología, geofísica (secciones sísmicas), RGP adicionales y núcleos. La interpretación de registros permite describir los parámetros medibles en los parámetros petrofísicos como porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad, litología, volumen de arcilla, entre otros. El primer paso de cualquier análisis e interpretación de los registros geofísicos, es la Interpretación cualitativa que consiste en dar una idea general al conjunto de registros con el fin de identificar diferentes zonas: 1. Identificación de litologías (arenas, calizas, dolomías, anhidrita, arcillas, etc.). 2. Localización de zonas permeables. 3. Contenido de fluidos en zonas permeables (agua, aceite, gas).


115

4. Condiciones del agujero que pueden afectar la respuesta de la herramienta (agujero uniforme, cavernas, rugosidad, salinidad del lodo, etc.). 4.3.2 Cálculo de la Saturación de hidrocarburo (so) Para determinar la saturación de hidrocarburo dentro de la porosidad, existen varios métodos, el más sencillo es usar la siguiente ecuación: (4.1) 4.3.3 Identificación de la zona de interés Una vez procesados los pozos que integran el campo petrolero, se marcan las cimas de las formaciones y se hace una correlación en donde se integran los datos que hacen referencia a la geología presente en cada formación, ahí se encuentra el o los yacimientos petroleros de acuerdo con los datos cualitativos y cuantitativos arrojados por la interpretación de los registros Geofísicos de Pozos.


116

5. PERMEABILIDAD

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante reconocerá la

capacidad de una roca para admitir el flujo de fluidos, así como los tipos de permeabilidad, su importancia que tiene dentro de los registros geofísicos, su medición dentro de un laboratorio y los factores que afectan. La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad. Henry Darcy fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de fluidos a través de medios porosos. En 1856, Darcy publicó su trabajo, en el que se describían estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, que tenían como objetivo procesar los requerimientos diarios de agua potable del pueblo de Dijon (Francia). Existen tres tipos de permeabilidad: Absoluta  Efectiva  Relativa La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de 

permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido. Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase. Registros Geofísicos

117

La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la permeabilidad absoluta, debido a las siguientes razones: 

Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola fase, son bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en el medio poroso, por ello, el número total de canales que permiten el flujo se reduce y la capacidad que tiene la roca de permitir el flujo de fluidos es menor.



La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso, implica la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo tanto, se generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de los fluidos a través del medio poroso.



La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base se define como permeabilidad relativa. Dependiendo del propósito con el que se desean utilizar las curvas de permeabilidad relativa, se pueden usar dos bases diferentes: (5.1.)

Donde Krx = Permeabilidad relativa de la fase x. Kx = Permeabilidad efectiva de la fase x. K = Permeabilidad absoluta. (K) Sx max = Permeabilidad efectiva de la fase x medida a la saturación máxima de dicha fase.

Debido a que la sumatoria de las permeabilidades efectivas no puede ser mayor que la permeabilidad absoluta, entonces la sumatoria de las permeabilidades relativas (que tienen como base la permeabilidad absoluta) no puede ser mayor que 1. (5.2) Registros Geofísicos

118

5.1

Importancia en Registros Geofísicos

No existe un registro geofísico que mida la permeabilidad como tal, pero es posible calcular la misma con algunas relaciones de porosidad, áreas, tamaño de grano y el factor m, pero por lo general las mediciones para la permeabilidad se realizan en laboratorio y se apoyan de las relaciones de la permeabilidad y otras propiedades para obtener mejores resultados. Estas relaciones no son totalmente certeras, pero existe una gran variedad de relaciones propuestas por los científicos para diferentes casos. En registros de pozo tener el dato de permeabilidad puede ser usado para ubicar zonas en donde puede o no estar atrapado el hidrocarburo o conocer como migran estos hidrocarburos. Ahora, algunas relaciones ya publicadas como la de Kozeny Carman que es aplicada en este trabajo fue publicada por Mavko et al (1997) introduciendo la porosidad de percolación . (5.3) Donde

es permeabilidad,

es el diámetro de grano,

es tortuosidad, y

es

porosidad, la porosidad de percolación corresponde a porosidad abajo mostrada donde la porosidad remanente es desconectada y no contribuye al flujo, y generalmente es del orden de 1% a 3% en areniscas Mavko et al (2009). Raiga-Clemenceau (1977) dio una relación entre permeabilidad y exponente de cementación en la ecuación. (5.4) Otra relación entre porosidad, permeabilidad y coeficiente m fue publicada por Olsen (2008), donde c está en función de la tortuosidad. Registros Geofísicos

119

(5.5)

5.2

Mediciones en laboratorio

5.2.1 Determinación de la permeabilidad absoluta La permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis del núcleo completo proporcionará resultados más exactos que el simple análisis de tapones de núcleos. La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso, por lo tanto, puede variar en función a la dirección a la que es medida. Los análisis rutinarios de núcleos, generalmente utilizan tapones de núcleos tomados paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la permeabilidad vertical del yacimiento (Kv). La figura 43 ilustra el concepto de los tapones de núcleos y la permeabilidad asociada a cada uno de ellos.

Figura 43. Tapones de núcleo y permeabilidad asociada. (http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-rocayacimiento/procedimientos-para-medir-la-porosidad.php) Registros Geofísicos

120

Existen muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de error en la determinación de la permeabilidad de un yacimiento. Estos factores son: 

La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento, debido a la heterogeneidad del yacimiento.



El núcleo extraído puede encontrarse incompleto.



La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del mismo o cuando se limpia y prepara para los análisis.



El proceso de muestreo puede ser modificado, debido a que sólo son seleccionadas las mejores partes del núcleo para el análisis.

La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad μ conocida a través del tapón de núcleo, al que se le han medido las dimensiones ( A y L), Luego se determina la tasa de flujo q y la caída de presión ∆P . Resolviendo la ecuación de Darcy para la permeabilidad se tiene: (5.6) Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes condiciones:



Flujo laminar (viscoso). No reacción entre el fluido y la roca.



Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso.



Usualmente se utilizan gases secos como N 2, He o aire, para determinar la permeabilidad, con la finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca.


121

Las mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo (laminar). Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada para describir la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión. 5.2.2 Permeámetro a gas Es un instrumento que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas, forzando el flujo de un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas. El núcleo del yacimiento es hermetizado en la celda porta núcleo para que el gas que ingresa a la celda atraviese completa y exclusivamente la muestra, para después salir a la atmósfera. El equipo está conformado por el porta núcleo (1), la prensa porta núcleo (2), el termómetro (3), el flujómetro de rango triple (4), el manómetro (5), la válvula reguladora de presión (6), la válvula de tres vías (7) y la conexión de entrada de gas (8) los que están interconectados y ensamblados en un panel o caja principal (9) con un marco adecuado para la instalación de pared, tal como se muestra en la figura 44.

Figura 44. Permeámetro de gas. (http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/135/1/195.pdf)


122

5.2.3 Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, hay que tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra. 5.2.4 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire, siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido. Con base en sus experimentos de laboratorio, Klinkenberg postuló, que la velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredes de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado diferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un determinado medio poroso al aumentar la presión promedio, la permeabilidad calculada disminuye. 5.2.5 Reactividad de los líquidos La Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio poroso. En ciertos casos, el medio poroso contiene sustancias activas, principalmente arcillas, que se hidratan y aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con agua, especialmente si el agua es dulce. El efecto se disminuye si se usa agua salada, y desaparece si se mide la permeabilidad usando un líquido que no sea polar, como el kerosén.


123

Para problemas de ingeniería que requieren el flujo de un fluido que reacciona con la roca, lo más lógico es medir la permeabilidad usando el fluido en cuestión o una solución de la misma salinidad y pH. Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este fenómeno no disminuye el valor de la Ley de Darcy , más bien resulta en un nuevo medio poroso, cuya permeabilidad es determinada por la nueva geometría. 5.2.6 Presión de sobrecarga Cuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de confinamiento son removidas. Se le permite a la roca expandirse en todas direcciones, cambiando parcialmente la forma de los canales de flujo dentro del núcleo. La compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60% de reducción de permeabilidad.


124

6. TEORÍA DE PRESIÓN DE PORO

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante explicará la

presión de formación, en la que se encuentran encuentran confinados confinados los fluidos en el espacio poroso de la formación así como sus distintas clasificaciones. La presión de formación, también conocida como presión de poro (Pp), es aquélla a la que se encuentran confinados los fluidos en el espacio poroso de la formación, que pueden ser gas, aceite y/o agua salada. Para entender las fuerzas responsables que provocan la presión de poro se deben de considerar los eventos geológicos geológicos en la zona de interés.

Figura 45. Distribución de la presión de formación en sedimentos deltaicos someros.

Un ejemplo, se muestra en la figura 45 y ocurre en los sedimentos someros que fueron depositados lentamente en un ambiente de sedimentación deltaico, el material detrítico se transporta por el río hacia el mar; los sedimentos formados inicialmente no están consolidados y tienen porosidades y permeabilidades relativamente altas; el agua de mar mezclada con estos sedimentos sedimentos permanece en comunicación ejerciendo una presión hidrostática. Registros Geofísicos

125

Una vez que la sedimentación sucede, el peso de las partículas sólidas se soporta por el punto de contacto grano a grano; por lo tanto, la presión hidrostática del fluido contenido en los espacios porosos de los sedimentos depende solamente de la densidad del fluido. Conforme la profundidad incrementa y la sedimentación continúa, los granos de la roca previamente depositados están sometidos a una carga mayor, teniendo como resultado una mayor compactación y una menor porosidad. Durante la compactación, mientras exista un flujo relativamente permeable, permeable, el agua se va desalojando de los espacios porosos hacia la superficie hasta alcanzar un equilibrio hidrostático. Finalmente, la presión de formación o poro puede clasificarse como subnormal, normal y anormal. 6.1

Presión subnormal subnormal

La presión subnormal de formación es menor que la presión normal, se define como la presión hidrostática que ejerce una columna de agua dulce a la profundidad considerada. Generalmente estas presiones se encuentran en zonas donde las formaciones poseen un alto esfuerzo matricial y alta porosidad. 6.2

Presión normal

Cuando la presión de formación es aproximadamente igual a la presión hidrostática teórica a la profundidad de interés, se considera que es una presión de formación normal; esta presión regularmente se expresa como un gradiente hidrostático. En general, la presión de formación normal es la presión hidrostática ejercida por una columna de agua de 80,000 ppm de NaCl, cuya densidad es de 1.074 g/cm3 desde la superficie hasta la profundidad de interés.


126

6.3

Presión anormal

El término presión de formación anormal se usa para describir las presiones de formación que son mayores que la normal. El fenómeno de presión anormal en una cuenca sedimentaria ha sido atribuido a dos procesos principalmente: (1) el incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible, y (2) la expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado. La habilidad para que cada uno de estos mecanismos genere presiones superiores a la presión normal depende de la roca, de las propiedades del fluido y de su rango de cambio, bajo el rango normal de las condiciones de la cuenca. Las magnitudes de las presiones anormales varían de cuenca a cuenca. Las condiciones de la cuenca que favorecen una magnitud mayor de presión anormal, desde el punto de vista de esfuerzos, son un alto índice de sedimentación y/o fuerzas compresivas laterales. Un alto índice de sedimentación crea un incremento rápido de temperatura, que a la vez favorece a la presión anormal, desde el punto de vista de los mecanismos de expansión de los fluidos. Otra alternativa para alcanzar un incremento rápido de temperatura es por procesos magmáticos y tectónicos. A continuación se presenta una explicación breve de los principales procesos que contribuyen a la generación de presiones anormales: anormales: 6.3.1 Incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible El incremento en el esfuerzo vertical durante la sedimentación, produce un desalojo incompleto de agua en los sedimentos, ocasionando que parte del peso de la carga de las formaciones suprayacentes sea soportado por los fluidos, con lo que se genera una presión de poro mayor. A este mecanismo, comúnmente se le llama “Desequilibrio de Compactación” y la manifestación

física sobre la roca es una presión de poro excesiva, acompañada de una alta porosidad, en relación con una roca a la misma profundidad con presión normal y totalmente compactada. Registros Geofísicos

127

Para entender el proceso de compactación causado por el esfuerzo vertical, se empleará el modelo de Terzaghi y Peck. Como se muestra en la figura 6.2, en este modelo se simuló la compactación de arcillas saturadas con agua, mediante un tubo cilíndrico con platos de metal perforados y separados entre sí, por resortes y agua. El esfuerzo vertical o de sobrecarga se simula a través de un pistón, los resortes representan la comunicación entre las partículas de arcillas, que a su vez están representadas por los platos perforados. El tubo tiene una válvula de drene y un manómetro. En la etapa A de la figura 46, se muestra que al aplicar presión sobre el plato superior, es decir incrementando el esfuerzo vertical ( σv ), la altura de los resortes permanece sin cambio, ya que se mantiene cerrada la válvula de drene que no permite escapar el agua del sistema. Como el agua es casi incompresible, la carga es soportada totalmente por la misma agua, incrementando la presión del fluido, Pp. La relación entre la presión (Pp) y el esfuerzo vertical (σv ), está definida por, “ λ” . (6.1)

Figura 46. Representación de modelo de Terzaghi y Peck.


128

6.3.2 Expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado La presión anormal se crea por la expansión de los fluidos en las rocas de baja permeabilidad, en donde el volumen de los fluidos intersticiales incrementa con el mínimo cambio en la porosidad y en un rango que no permite la disipación efectiva del fluido. Las causas de la expansión del fluido son: deshidratación de las arcillas, transformación de esmectita a illita, maduración de las rocas madre, craqueo de gas, precipitación mineral y reacciones de la cementación. Adicionalmente, la expansión de los fluidos y de la roca ocurre debido al incremento de temperatura con respecto a la profundidad. En todos los mecanismos anteriormente mencionados, la magnitud de la presión anormal está controlada por el rango de cambio del volumen y por las propiedades de la roca sedimentaria donde sucede el cambio. 6.4

Método de Eaton para Presión de Poro

Este método fue desarrollado por Eaton, en donde básicamente se obtuvieron cuatro ecuaciones para la predicción del gradiente de la presión de formación a partir de registros geofísicos y de parámetros de la perforación. Dichas ecuaciones son:


129

En las ecuaciones anteriores Rn es la resistividad normal, Ro es la resistividad observada, Cn es la conductividad normal, Co es la conductividad observada, t n es

el tiempo de tránsito normal, t o es el tiempo de tránsito observado.

6.4.1 Presión de Fractura (Método de Eaton) La presión de fractura es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de poro y la resistencia de la formación (esfuerzo matricial mínimo); esta resistencia depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que esté sometida. Un fluido no penetrante es el que fluirá dentro de la fractura creada, pero no fluirá a una distancia significante dentro de los espacios porosos de la roca. Para que el fluido fracturante entre a la cavidad, su presión debe exceder la presión del fluido que se encuentra en los espacios porosos de la roca. Como la presión del fluido fracturante se incrementa (sobrepasando la presión de poro), la matriz de la roca empieza a comprimirse. La compresión es mayor en la dirección del esfuerzo matricial mínimo.


130

Cuando la presión del fluido fracturante excede la sumatoria del esfuerzo matricial mínimo y la presión de poro, ocurre la fractura. Preferentemente la orientación de la fractura es perpendicular al esfuerzo mínimo principal (figura 47). Las formaciones superficiales sólo presentan la resistencia que es debida por la cohesión de la roca. Debido a esto, la experiencia confirma que las fracturas creadas en las formaciones someras pueden ser horizontales. Sin embargo, a medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Esto es una razón que confirma que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales. Un gran número de ecuaciones teóricas o desarrolladas en campo, han sido usadas para la aproximación de la presión de fractura. Algunas de éstas son adecuadas para cierta área, mientras que otras requieren una retrospección basada en registros eléctricos tomados después de que se ha perforado el pozo.

Figura 47. Una fractura se inicia cuando Smin cae por debajo de la resistencia a la tensión de la formación.


131

Asumiendo que las formaciones de la Tierra son elásticas, Eaton relacionó el esfuerzo horizontal efectivo, σh’ y el esfuerzo vertical efectivo, σv’ , a través de la relación de Poisson:

(6.6)

La relación de Poisson (v ) puede determinarse por medio de velocidades de onda compresional y de cizallamiento, por los módulos de elasticidad o por pruebas de laboratorio. Este método es uno de los más utilizados a nivel mundial para predecir gradientes de presión de fractura, tanto en pozos terrestres como en marinos. 6.5

Determinación de la magnitud del esfuerzo vertical, v (Método de la integral)

El esfuerzo vertical se incrementa únicamente con la profundidad. Un valor promedio del gradiente de esfuerzo vertical es 21.02 KPa/m (1 psi/pie), éste puede ser tan bajo como 17.7 KPa/m (0.842 psi/pie) para una formación geológicamente joven a 1500 m y tan alto como 27.09 KPa/m (1.288 psi/pie) para una formación de mayor tiempo geológico por debajo de los 6000 m. El esfuerzo vertical varía de un lugar a otro y debe de calcularse para cada zona en especial. En pozos terrestres, el esfuerzo vertical se calcula a partir de:


132

(6.7) Donde: g= es la constante gravitacional ρb=

es la densidad volumétrica.

La densidad volumétrica a cierta profundidad está relacionada con la densidad del grano de los sedimentos, con la densidad de los fluidos y con la porosidad. Matemáticamente se representa como: (6.8) Donde: pb= es la densidad volumétrica de la roca, ρma= ρfl=

es la densidad de la matriz de la roca,

es la densidad del fluido de la formación

 es la porosidad.

Para calcular el esfuerzo vertical de un pozo en costa afuera se considera adicionalmente el tirante de agua de mar con densidad de 1.02 gr/cm3 (8.5 lb/gal), resultando la siguiente ecuación:

(6.9) Donde: pa= es la densidad del agua de mar,


133

Da= es la longitud del tirante de agua, D= es la profundidad de interés.

Usualmente el cambio de la densidad volumétrica, con respecto a la profundidad, se determina por medio de registros geofísicos. Dicho cambio se debe, principalmente, a la variación de la porosidad de los sedimentos y a la compactación.


134

7. HERRAMIENTAS MODERNAS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante aprenderá a

utilizar las herramientas modernas que permiten medir las formaciones de los fluidos de los pozos, modo de operación y sus aplicaciones. 7.1

Registro Sónico Dipolar (DSI)

El DSI combina ocho arreglos de receptores. La sonda incorpora los transmisores monopolar y bipolar (cruzado) con un arreglo de hidrófobos configurable electrónicamente (figura 48). Esta herramienta permite obtener las lentitudes compresionales, de corte y Stoneley de un pozo (lentitud como el inverso de la velocidad y corresponde al intervalo del tiempo de tránsito medido por las herramientas sónicas convencionales). Con esta herramienta se pueden medir en formaciones duras y suaves (velocidades de la onda de corte que sean más rápidas que la velocidad del fluido del pozo).


135

Figura 48. Esquema de la herramienta DSI (Schlumberger, 2000).

La profundidad de investigación con esta herramienta depende del tipo de formación, lentitud del a onda P y S, del espaciamiento entre trans misores y receptores.

7.1.1 Modos de Operación El DSI tiene diferentes modos de adquisición, algunos de ellos se combinan para tener mejor resolución vertical, Se cuenta con ocho canales para detectar formas de onda (figuras 49 a 52). Los modos disponibles son: 



Upper and lower dipole modes (Modo dipolar ascendente y descendente). Crossed dipole mode (Modo dipolar cruzado). Registros Geofísicos

136



Stoneley mode (Modo Stoneley).



P and S mode (Modo P y S).

Especificaciones de la Herramienta: Rango de Temperatura

350° F (175° C).

Presión

20 kpsi (13.8 kPa).

Diámetro de la herramienta 3 5/8 in (9.2 cm). Longitud de la herramienta 51 ft (15.5 m). Intervalo de muestreo

6 in (15.24 cm).

Velocidad máx. del registro 900-3,600 ft/hr. Tamaño de pozo mínimo

5.5 in (13.9 cm).

Tamaño de pozo máximo

21 in (53.3 cm).


137

Figura 49. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento y mostrando los ocho detectores para cada caso.


138

Figura 50. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento, mostrando un detector o arreglo, se indica usando un código de colores para señalar la coherencia.

Figura 51. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento, mostrando un detector o arreglo. Registros Geofísicos

139

Figura 52. Presentación del registro DSI para un sólo modo de funcionamiento, mostrando un detector o arreglo.


140

Las figuras 53 y 54, muestran el procesamiento de semblanza para un registro DSI.

Figura 53. Selección de las frecuencias (filtro para la semblanza).


141

Figura 54. Resultado de semblanza para un arreglo.


142

En la figura 55 se visualizan las diferentes tipos de ondas que se pueden observar en un registro DSI para fines ilustrativos.

Figura 55. Localización de los diferentes tipos de ondas obtenidas con la herramienta DSI.

7.2

Registros de Neutrones Pulsados Compensados (PNC)

La tabla 18 y la figura 56, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro de Neutrones Pulsados Compensados.


143

Figura 56.- Principio de medida del registro PNC (en este caso es un TDT de la compañía Schlumberger). Schlumberger, 2000. Registro TDT (Tiempo de Decaimiento Termal) Principio de medición

Escalas y unidades

Usos pr ácticos La profundidad esta en metros (m).

Esta herramienta, va ayudar a compensar las mediciones por efecto de hoyo, y que además va a verificar un modelo matemático que va a incluir los efectos de difusi ón. Esta herramienta va emitir pulsos de neutrones r ápidos y va a medir el índice a la que el nivel de energ ía de los neutrones es capturada. Este índice es aproximadamente de tipo exponencial. Va a medir el índice de captura denotado por una sigma, que es usada para disc riminar entre el hidrocarburo y el agua salada. Ya que sus secciones transversales de captura o sigma son muy diferentes, la del cloro es mucho m ás larga que la del hidrocarburo. La relaci ón por la que estos neutrones son capturados depende de la secci ón transversal o sigma ( área efectiva en la que un neutr ón puede ser capturado por un n úcleo atómico, la unidad de medida es cm-1 o unidades de captura, u c (Coconi, 2000) que es caracter ística de los elementos presentes en la formaci ón. Los rayos gamma de captura, que son emitidos y contabilizados mediante uno o más detectores en la sonda mediante diferentes compuertas de tiempo (electr ónicamente activadas).

• • •

Se usa para evaluar pozos viejos. monitorear la deflexi ón. Diagnosticar problemas de producci ón, lo que quiere decir que esta herramienta puede ser corrida en pozos entubados.

Tabla 18. Registro de Neutrones Pulsados Compensados.


144

El registro PNC está diseñado para diferenciar el agua y el aceite de la formación en pozos entubados. La característica principal es su sensibilidad al cloruro de sodio en el agua (tabla 19).

Tabla 19. Valores principales de Sigma para diferentes litologías y tipos de fluidos.


145

7.2.1 Física de la Medición Se realiza por la emisión de neutrones de 14 MeV de una fuente artificial (Minitrón), que al interactuar con los núcleos de los átomos de la formación reducen su nivel de energía, hasta ser capturados, y producir como resultado la emisión de rayos gamma, los que son detectados y medidos por la herramienta, para proporcionar los parámetros de la formación (figuras 57 y 58).

Figura 57. Diagrama del decaimiento termal de los neutrones.


146

Figura 58. Esquema donde se observa como varía Sigma del agua para diferentes salinidades.

7.2.2 Aplicaciones El registro PNC procesado con los registros originales, proporciona los parámetros del yacimiento tales como: volumen de arcilla, saturación de agua, porosidad actual, presencia de gas, contactos agua/aceite, cambios de litología, auxiliar en la correlación con los pozos vecinos para detectar y seleccionar zonas de interés para las reparaciones mayores y futuros proyectos (figura 59).


147

VOLUMEN DE

AUXILIAR EN LA

VOLUMEN DE

INDICADO R

Figura 59. Ejemplo de registros PNC y su aplicación.

Es posible también obtener una porosidad a partir del registro PNC, usando la gráfica de la figura 60. Dicha porosidad en función de la Sigma del registro y del ratio o cociente.


148

Figura 60. Gráficas para estimar la porosidad en función de la Sigma y la relación o ratio.


149

CONCLUSIONES Se puede concluir que la evaluación de formaciones mediante datos de registros geofísicos de pozos, es una herramienta muy valiosa ya que nos da un panorama claro y generalmente fiel de las condiciones que tiene el pozo de estudio, permitiendo por lo tanto definir zonas de interés, además de posibles técnicas que faciliten la explotación de los hidrocarburos en dicha zona. El conocimiento del principio de medición de las herramientas de registros geofísicos, es una herramienta muy útil para entender las respuestas que tiene cada uno de ellos con respecto a cierto tipo de litología o a las distintas condiciones que presenta la formación. La metodología que se diseñó para el tratamiento y análisis de la información de RGP demostró entregar resultados confiables en cuanto a los cálculos de porosidad, de los porcentajes de los minerales contenidos en las formaciones estudiadas, así como en lo referente a la saturación de fluidos. Es importante tener un control adecuado en arenas arcillosas, ya que muchas formaciones arcillosas pueden dar valores que son indicativos de hidrocarburos o propiedades petrofísicas adecuadas, pero son debido a la presencia de arcillas. Las correcciones a los datos de pozo por volumen de arcilla, es debido a que la arcilla generalmente alteran los valores de porosidad y saturación de agua. De los tres tipos de lutita: laminar, estructural y dispersa, la que más afecta la porosidad es la dispersa ya que estrangulan los poros reemplazando el fluido. El volumen de arcilla tolerable está entre 15 y 20% En cada método se utiliza un cierto grupo de registros que pueden ser diferentes a otro método, por lo tanto es necesario saber con que registros se cuenta. Registros Geofísicos

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En el ejemplo 1, se realizaron los métodos, pero no todos tienen buenos resultados de Saturación de agua efectiva, debido a que el método de Fertl utiliza la combinación del Neutrón-Densidad y el registro de densidad presenta valores que tienen alteraciones por la presencia de gas que se puede determinar cualitativamente y con ello descartar el método que utilice este registro. Se recomienda usar los métodos de compensación automática y de arcilla dispersa cuando se tenga presencia de gas. Usar Simandoux, Fertl o de doble agua (1980) en formaciones sin gas y si se cuenta con todos los registros. El método de arcilla dispersa se debe utilizar cuando se esté seguro de estar trabajando en una zona con este tipo de depositación (dispersa).


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