1 EVALUACIÓN DE FORMACIONES MEDIANTE PERFILAJE DE POZOS 1.1 INTRODUCCIÓN De los diferentes métodos que se utilizan en el proceso de evaluación de formaciones petrolíferas, la evaluación mediante perfilaje de pozos, es el único método que provee un registro continuo versus profundidad, de las diferentes propiedades de las formaciones atravesadas en un pozo. Cuando termina la perforación de un pozo, se recurre al perfilaje para cumplir con el objetivo de la perforación, cual es verificar la existencia cuantificar la cantidad de !idrocarburo presente en los poros de las rocas reservorio. "l perfilaje de pozos consiste en bajar al fondo del pozo una serie de !erramientas suspendidas de un cable conductor, que las mantiene conectadas a un equipo de cómputo en superficie, el cual procesa la información registrada por los sensores de las !erramientas genera en tiempo real el perfil de las propiedades petrofísicas medidas a lo largo del pozo #$igura %.%&.
'oldana superior
Unidad compua!i"ada d# !#$i%!o 'oldana
)*neles
-as !erramientas de perfilaje registran la información durante su desplazamiento desde el fondo del pozo !asta superficie, a velocidades promedio de ./ pies0seg frecuencias de muestreo que van desde 1 a %1 muestras0pie, en función del dise2o de las !erramientas, de las propiedades de las formaciones del par*metro medido. "n la actualidad, mediante el perfilaje de pozos se mide una apreciable cantidad de par*metros físicos relacionados con las propiedades geológicas petrofísicas de los reservorios, que convierten al perfilaje en el método m*s útil e importante con que cuentan geólogos, geofísicos e ingenieros de petróleos en la tarea de evaluar formaciones, gracias al desarrollo de !erramientas de alta precisión de métodos confiables de interpretación de perfiles. -a evaluación de formaciones mediante el perfilaje de pozos tiene dos aspectos, uno cualitativo otro cuantitativo3 -a evaluación cualitativa consiste en correlacionar, al detalle, los niveles estratigr*ficos de las secuencias sedimentarias, entre pozos de un mismo campo o entre pozos de campos diferentes o, incluso, entre pozos de cuencas sedimentarias diferentes en interpretar la información de los perfiles en términos de ambientes deposicionales. 4oda esta información se plasma en mapas de litofacies del subsuelo en modelos geológicos que sirven para optimizar la localización de nuevos pozos exploratorios de desarrollo. -a evaluación cuantitativa consiste en determinar las características físicas de las rocas reservorio, tales como resistividad, porosidad, permeabilidad, saturación de agua litología. "sta información permite identificar los reservorios saturados con !idrocarburos, determinar su espesor estimar las reservas de aceite 0o gas que contienen.
1.' O(JETIVOS DE LA EVALUACIÓN EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE FORMACIONES
-as !erramientas de perfilaje registran la información durante su desplazamiento desde el fondo del pozo !asta superficie, a velocidades promedio de ./ pies0seg frecuencias de muestreo que van desde 1 a %1 muestras0pie, en función del dise2o de las !erramientas, de las propiedades de las formaciones del par*metro medido. "n la actualidad, mediante el perfilaje de pozos se mide una apreciable cantidad de par*metros físicos relacionados con las propiedades geológicas petrofísicas de los reservorios, que convierten al perfilaje en el método m*s útil e importante con que cuentan geólogos, geofísicos e ingenieros de petróleos en la tarea de evaluar formaciones, gracias al desarrollo de !erramientas de alta precisión de métodos confiables de interpretación de perfiles. -a evaluación de formaciones mediante el perfilaje de pozos tiene dos aspectos, uno cualitativo otro cuantitativo3 -a evaluación cualitativa consiste en correlacionar, al detalle, los niveles estratigr*ficos de las secuencias sedimentarias, entre pozos de un mismo campo o entre pozos de campos diferentes o, incluso, entre pozos de cuencas sedimentarias diferentes en interpretar la información de los perfiles en términos de ambientes deposicionales. 4oda esta información se plasma en mapas de litofacies del subsuelo en modelos geológicos que sirven para optimizar la localización de nuevos pozos exploratorios de desarrollo. -a evaluación cuantitativa consiste en determinar las características físicas de las rocas reservorio, tales como resistividad, porosidad, permeabilidad, saturación de agua litología. "sta información permite identificar los reservorios saturados con !idrocarburos, determinar su espesor estimar las reservas de aceite 0o gas que contienen.
1.' O(JETIVOS DE LA EVALUACIÓN EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE FORMACIONES
1.) IMPORTANCIA DEL PERFILAJE -a importancia de los perfiles de pozo abierto radica en que la información que se obtiene de su an*lisis e interpretación, responde a muc!as preguntas que se plantean especialistas especialista s de diferentes disciplinas, que participan en la prospección desarrollo de los acimientos de petróleo gas #4abla %.%&. 4abla %.% :lgunas preguntas de interés a diferentes especialistas
ESPECIA ESPECIALIS LISTA TA ;eofísico 0 ;eólogo
7ngeniero de
7ngeniero de )erforación
7ngeniero de )roducción
PRE*UN PRE*UNTAS TAS DE INTER INTER S • )rofundidad de los topes de las formaciones • 4opes de las rocas reservorio volumen de !idrocarburo en la trampa • 4ipo volumen • Comercialidad del volumen de las reservas zona productora • "spesor de la zona • =omogeneidad de la zona productora • )orosidad permeabilidad de la zona productora • >olumen del !ueco a cementar • "stabilidad de las paredes del pozo • 5itios aptos para iniciar desviaciones • 5itios aptos para sentar empaques de pruebas • )rofundidad de la zona a completar • 'ata de producción esperada • 4ipo de fluidos a producir • >olumen de agua a producir • :islamiento !idr*ulico de la zona productora
"n la evaluación de formaciones la información geológica de superficie debe ser
"n contraste con lo anterior, los perfiles obtenidos en pozo abierto determinan con precisión topes bases registran de forma continua, a lo largo del pozo, valores mu aproximados de los diferentes par*metros petrofísicos de las formaciones atravesadas. Desde %@9, cuando los !ermanos (arcelo Conrad 5c!lumberger registraron en )ec!elbronn #$rancia& los primeros perfiles eléctricos, el perfilaje se convirtió en una técnica de uso generalizado en la industria del petróleo en todo el mundo.
1., TIPOS DE &ERRAMIENTAS DE PERFILAJE PERFILAJE DE POZO A(IERTO 4reinta a2os atr*s, un arreglo completo de perfilaje para estudiar en detalle un pozo, podía consistir, a lo sumo, de seis !erramientas3 resistividad, gamma ra, porosidad de densidad, porosidad neutrónica, porosidad sónica medidor de buzamientos. "n la actualidad, adem*s de las citadas se puede correr, entre otras, las siguientes !erramientas3 dieléctrica, raos gama espectral, litodensidad, sónica dipolar, sónica de onda completa, resonancia magnética, sísmica de pozo, im*genes de microresistividad e im*genes de ultrasonido. -a información que se obtiene con las !erramientas de perfilaje es mu amplia, pues abarca desde tipo de fluidos porales propiedades petrofísicas !asta posición estructural de las capas a lo largo del pozo. "n la tabla %. se inclue un listado de algunas !erramientas de pozo abierto, fabricadas por las dos empresas m*s importantes en esta industria agrupadas por el tipo de información que proporcionan.
1.- FORTALEZAS LIMITACIONES LIMITACIONES DEL PERFILAJE "ntre las fortalezas del perfilaje se destacan las siguientes3 • 'epresenta la maor fuente de información geológica petrofísica de un pozo 5uministra valores aproximados de las propiedades petrofísicas petrofísicas de los acimientos
4abla %. 7nformación que proporcionan algunas de las !erramientas de pozo abierto INFORMACIÓN
TIPO DE &ERRAMIENTA 7nducción
7"5 D7D74+"
+ 7nduction+"lectrical 5urve + Dual 7nduction -og + Dual 7nduction 4ool
-ateroperfil
--1 --9 --A D-=:-5
(icroresistividad
((-5$(5$(C$-
D)4
+ -atero-og 1 + -atero-og 9 + -atero-og A + Dual -aterolog + =ig! 'esolution -aterolog 5onde + (icro -og + (icrolaterolog + 5p!ericall $ocused -og + (icro 5p!ericall $ocused -og + (icro Clindricall $ocused -og + "lectromagnetic )ropagation 4ool + Deep )ropagation 4ool
'54
+ 'eservoir 5aturation 4ool
7ndicación sobre fluidos porales
Dieléctrica
'elación carbono0oxígeno
")4
'esonancia magnética
(' C('
5ónica
=C -55 $E5
+ uclear (agnetic 'esonance + Combinable (agnetic 'esonance + ore!ole Compensated + -ong 5paced 5onic + $ull Eave 5onic
$DC 4-D -D4 ;4
+ $ormation Densit Compensated + 4!ree Detector -it!olog Densit + -it!o+Densit 4ool + ;amma 'a eutron 4ool
Densidad 7ndicación sobre porosidad
SC&LUM(ER*ER
-itodensidad eutrónica
&ALLI(URTON 7"5 D7='7 =D7--1 D--4
+ 7nduction+"lectrical 5urve + Dual 7nduction + =ig! 'esolution 7nduction + =ostil Dual 7nduction 4ool + -aterolog 1 + Dual -aterolog -ogging 4ool
((; (5$-
+ (icro -og + (icroguard + (icro 5p!ericall $ocused 4ool
=$D -$D C0B ('7-
C5 -55 $E54 E544 CD5D-4 5D-4 5-
+ =ig! $requenc Dielectric 4ool + -o6 $requenc Dielectric 4ool + Carbon0Bxigen -og + (agnetic 'esonance 7maging -ogging + ore!ole Compensated 5onic + -ong 5paced 5onic + $ull Eave 5onic 4ool + Eave 5onic 4ool + Compensated Densit -og + 5pectral Densit -og 4ool + 5pectral -it!o Densit 4ool + 5ide6all eutron -og
1./ MEDICIONES RE*ISTRADAS EN POZO A(IERTO De acuerdo al principio físico de operación, las !erramientas de perfilaje se pueden dividir en dos grupos3 •
=erramientas pasivas, son aquellas que miden alguna propiedad de las rocas aleda2as a la pared del pozo, que se manifiesta de manera natural, sin introducir en ellas algún tipo de energía. : este grupo pertenecen la !erramienta de radioactividad natural de raos gamma los dispositivos utilizados para medir el potencial espont*neo el calibre del pozo.
•
=erramientas activas, son aquellas que introducen algún forma de energía a las rocas aleda2as a la pared del pozo miden algún par*metro relacionado con la respuesta de la roca al estímulo aplicado. : este grupo pertenecen las !erramientas de resistividad, la !erramienta sónica o acústica, la de densidad, la neutrónica, la !erramienta de resonancia magnética, etc.
1.0 CALI(RACIÓN DE LAS &ERRAMIENTAS "l resultado final obtenido del an*lisis de los perfiles ser* bueno, en la medida que la calidad de la información analizada sea buena. De esta consideración se desprende que es mu importante controlar la calidad de los perfiles comenzando por la calibración de las !erramientas durante su adquisición. -a calibración de las !erramientas garantiza que las mediciones que con ellas se realicen proporcionen resultados confiables. -as !erramientas son sometidas a 1 tipos de calibraciones3 • •
Calibración en el taller de la compa2ía de perfilaje Calibración en campo previa al servicio
raos gama del lugar o del entorno. -a forma m*s pr*ctica m*s objetiva de verificar la calibración de todo el conjunto de !erramientas de la sarta de perfilaje el funcionamiento de equipo de superficie, consiste en registrar por segunda vez una o dos secciones de pies cada una, denominadas secciones repetidas, compararlas con la sección principal del registro.
1. SELECCIÓN DEL ARRE*LO DE PERFILAJE "l arreglo o conjunto de !erramientas de perfilaje que se acoplan para bajarlas a un pozo se selecciona tendiendo en cuenta el tipo de pozo, el tipo de lodo, litología de la formación, tipo la salinidad del agua de formación las condiciones del !ueco a perfilar. "n el perfilaje de pozos exploratorios, el arreglo de la !erramienta es m*s completo que cuando se trata de pozos de desarrollo, porque el requerimiento de información es maor, debido a que aún no se conocen las propiedades petrofísicas la posición estructural de las rocas. "n este caso, en forma general, el arreglo inclue3 • Gna combinación de dos !erramientas de resistividad que permite medir simult*neamente tres perfiles de resistividad, leídos a diferente profundidad de investigación. 5i dentro del pozo !a lodo salado, se utilizan !erramientas que miden resistividad como por ejemplo la combinación D--+(5$- si dentro del pozo !a lodo dulce o lodo base aceite, se utiliza una combinación de !erramientas que miden conductividad como por ejemplo la combinación D7-+5$-. • Dos !erramientas de porosidad, por regla general la neutrónica la de densidad, que permiten determinar la porosidad de forma m*s precisa, identificar la litología adem*s diferenciar si el !idrocarburo presente es líquido o gaseoso. • "l dispositivo para medir el perfil de potencial espont*neo. -a !erramienta de
1.2 T+CNICAS DE PERFILAJE M3D4L3D "stas nuevas técnicas, conocidas por sus siglas en inglés (ED0-ED, tienen como objetivo controlar la dirección el proceso mismo de perforación de un pozo medir simult*neamente en tiempo real las propiedades petrofísicas de las formaciones penetradas, antes de que sus fluidos porales sean alterados por la invasión del filtrado de lodo, utilizando para ello !erramientas de perfilaje que van dispuestas en los collares de la sarta de perforación un sistema de telemetría de datos desde la superficie !asta el fondo del pozo para proporcionar el control direccional . -a técnica (ED, que significa midiendo mientras se perfora, se aplica al direccionamiento del pozo la técnica -ED, que significa perfilando mientras se perfora, se utiliza para medir las propiedades petrofísicas. -a técnica (ED es especialmente valiosa en la perforación de pozos direccionales, en los cuales el control preciso de la traectoria del pozo es crítico adem*s, dado el alto grado de desviación, el perfilaje con cable no es posible en la perforación de formaciones sobrepresionadas, porque la información en tiempo real le permite al perforador tomar decisiones inmediatas, como variar el *ngulo de la cara de la !erramienta, cambiar el azimut del pozo, disminuir el torque peso sobre la broca, variar la velocidad de rotación o aumentar el peso del lodo para evitar pegas de tubería. "n la última década, la técnica (ED se !a desarrollado muc!o gracias a la utilización de sofisticados sensores #acelerómetros magnetómetros& a la incorporación de tecnologías de guía aeroespacial, que determinan la orientación de la sarta de perforación con respecto a los campos magnético gravitacional de la tierra, de forma que le permiten al pozo JnavegarI a lo largo de las zonas de maor porosidad del reservorio, manteniendo una determinada distancia por encima del contacto agua+aceite, para evitar posteriores problemas de cronificación. "n la actualidad, la técnica -ED mide un número considerable de par*metros petrofísicos
costosas, capaces de soportar condiciones mu !ostiles. -a técnica de perfilaje (ED0-ED es m*s costosa que el perfilaje convencional con cable, pero se justifica económicamente porque reduce el tiempo de Jstand bI del equipo de perforación, sin contar los beneficios que se obtienen en la perforación direccional la ventaja de evaluar las formaciones en tiempo real.
1.11
PRESENTACIÓN DE LOS PERFILES
1.11.1 Enca6#"ado "l 7nstituto :mericano del )etróleo estandarizó, en la recomendación pr*ctica :)7 ') 1%: de %@@9, un formato de encabezado, aplicable a todos los perfiles de pozo abierto. "l formato de encabezado dispone de espacio para la siguiente información3 nombre de la compa2ía de servicio, identificación del pozo, localización del pozo, referencias de profundidad, fec!a de registro, profundidad del pozo, profundidad del revestimiento, di*metro tipo del revestimiento, di*metro de la broca, intervalo registrado, información del lodo #tipo, propiedades, resistividades&, temperatura m*xima en el pozo e información sobre otros perfiles registrados en el mismo pozo #$igura %.&.
1.11.' Pi%a% -as pistas de los registros se distribuen de izquierda a derec!a de la siguiente forma3 la pista % es la del borde izquierdo del registro, después sigue la pista de profundidad, luego, a la derec!a de la pista de profundidad, siguen las pistas 1. "ventualmente se grafica la pista ? que combina a las pistas 1 en una sola. -a anc!ura del registro tiene A pulgadas distribuidas así3 las pistas %, 1 tienen de ,/ pulgadas cada una la pista de profundidad tiene ,/ pulgadas.
"n la maoría de los países del mundo se utilizan escalas decimales expresadas en pies o en metros, entre las cuales las m*s utilizadas son3 %3%, %3/, %3, %3? %3. "n los perfiles de correlación, se utilizan tipos de líneas !orizontales para facilitar la lectura de la escala de profundidad3 líneas delgadas cada % pies líneas gruesas cada % piesH en los perfiles de rutina, que son los que se utilizan con maor regularidad, se utilizan tres tipos de líneas !orizontales3 líneas delgadas cada pies, líneas semigruesas cada % pies líneas gruesas cada / pies #$igura %.1&.
1)'555 m 1/5555 m
*RILLA LINEAL PISTA DE PROF. PISTA 1
/
PISTA ' %
,/
PISTA ) /
,/
/
1-5
'55
*RILLA LO*AR9TMICA PISTA DE PROF. PISTA 1
/
PISTA ' %
.,
1-5
%
PISTA ) %
%
%
2. FUNDAMENTOS DE LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES 2.1 INTRODUCCIÓN Un pozo en perforación es un sistema dinámico, en el sentido que el lodo de perforación, utilizado en el pozo, invade las rocas porosas permeables en las inmediaciones de las paredes del hueco y en consecuencia afecta, en algún grado, las mediciones de todas las herramientas que se bajan al pozo, y a su vez, las propiedades de las rocas interceptadas afectan el movimiento y las propiedades del lodo de perforación dentro del pozo.
2.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS Las propiedades petrofsicas que se relacionan directa o indirectamente con las mediciones realizadas con las herramientas de perfilaje son las siguientes! • "orosidad • "ermeabilidad • #aturación de agua • $esistividad
2.2.1 Porosidad La porosidad, %, se define como la capacidad de una roca reservorio de contener fluidos y se e&presa mediante la siguiente relación! φ *' =
+olumen de poros *()) ' +olumen total de roca
-c. .(
-n las rocas sedimentarias la porosidad depende de la te&tura de la roca, la cual a su vez, es función de varios factores como forma, orientación, grado de selección, forma de
que debido a su tama2o subcapilar, mantienen inmóvil al agua connata y no ofrecen permeabilidad alguna. "orosidad 3otal *φ3'! esta porosidad incluye tanto los poros intergranulares de la arenisca como los poros subcapilares del shale. -n t0rminos cualitativos la porosidad primaria en reservorios detrticos se clasifica de la siguiente manera! 3abla .( "orosidad de reservorios detrticos *Levorsen, (456'
Ф (% )75 5 7 () () 7 (5 (5 7 ) 8 )
CLASIFICACI N /espreciable 9aja $egular 9uena :uy buena
La práctica mundial ha demostrado que para que un reservorio arenoso tenga producción comercial, su porosidad primaria debe ser mayor o igual a 4. ;o obstante, e&isten areniscas con producción comercial, por debajo de este lmite, debido a que están fracturadas, es decir, que poseen porosidad secundaria adicional a la porosidad primaria. /e otro lado, e&isten reservorios carbonatados con buena producción comercial con porosidad de tan solo 6.
2.2.2 P!r"!a#i$idad La permeabilidad, <, es la habilidad de una roca reservorio de permitir el paso de fluidos1 la permeabilidad es controlada por la distribución espacial y el tama2o de los poros. -n
3abla . "ermeabilidad de reservorios de petróleo y gas */resser @tlas, (4='
("D ( 7 (5 (5 7 5) 5) 7 5) 5) 7 ())) 8()))
CLASIFICACIÓN :ala a regular :oderada 9uena :uy buena -&celente
Iomúnmente la permeabilidad aumenta con el aumento de porosidad, sin embargo, e&isten rocas poco porosas con alta permeabilidad y viceversa, rocas de alta porosidad, como es el caso de las rocas arcillosas, que son impermeables. @lgunas rocas reservorio de composición calcárea, poseen alta permeabilidad, hasta F G H darcies debido a que adicional a permeabilidad de la matriz, poseen fracturas naturales y cavidades o canales originados por fenómenos de disolución calcárea. -n un reservorio, las fracturas incrementan la porosidad primaria en tan sólo ).5 G (.5, pero incrementan la permeabilidad al punto que pueden controlar completamente el flujo de fluidos en cercana de las fracturas1 por ejemplo, una fractura de ).)(J de ancho *).5 mm' controla el 4) del flujo de un pozo en cercanas de la misma. #e distinguen tres tipos de permeabilidad! permeabilidad absoluta, permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa.
• "ermeabilidad absoluta *
(.)
(.)
"ermeabilidad total
)
@ )
5) #aturación de fluido mojante
9
) ())
igura .( Iurvas tpicas de permeabilidades relativas del agua y del aceite *tomado de >alliburton, (44('
-n areniscas, cuando # K A 6), se considera que la saturación de agua ha alcanzado el lmite crtico de saturación, es decir, que por encima de este lmite, la cantidad de agua que produce un reservorio hace antieconómica la e&plotación. -n rocas carbonatadas, # K A 5) es considerada el lmite crtico, sin embargo, algunas calizas producen aceite incluso con # K A M) y otras producen agua con tan sólo F) de saturación de agua. Iuando una arenisca tiene contenido de shale mayor a (), distribuido en forma dispersa entre los granos de la matriz, los cálculos de porosidad y de saturación de agua, deben ser corregidos por contenido de shale.
2.2.- R!sis'iidad !$/)'ri)a d! 0or"a)i*+ La resistencia es la oposición que ofrece un material al paso de la corriente el0ctrica, la cual es una propiedad inherente a todos los materiales. -n un conductor el0ctrico la resistencia, r, es proporcional a la longitud del mismo, L, e inversamente proporcional a su área seccional, @, porque las lneas de corriente se distribuyen de forma homog0nea en toda su sección. *igura .'. La anterior relación se e&presa matemáticamente as! r = L m2 = omhio (Ω ) -c. .5 A m I
i
I
A L
igura . /istribución de las lneas de corriente en un conductor metálico
V I
r 1 r 1
DC A
V I
r 2 r 1 r 2
DC A
V I
r &
r & r 1 y r & r 2
DC A
igura .F Onfluencia de la longitud y del área seccional de un conductor sobre la resistencia r *el material de las resistencias r (, r y r F es el mismo'. Ion el propósito de eliminar la influencia de las dimensiones del conductor sobre la resistencia, se utiliza la resistencia especfica ó resistividad, $, que es la resistencia que ofrece un volumen unitario de un conductor. -n perfilaje, se mide la resistividad que ofrece un cubo de roca de ( metro de lado al paso de la corriente, cuando la corriente
investigación, para medir la resistividad más allá de la zona afectada por la invasión del filtrado del lodo en los reservorios. Las herramientas sónicas y nucleares, por el contrario, tienen una profundidad de investigación muy somera, no mayor a un pie.
• La alta resistividad de los hidrocarburos hace que las sondas el0ctricas sean muy sensibles a su presencia, incluso ante bajas saturaciones de hidrocarburos. La resistividad de las materiales de la corteza terrestre vara en un amplio rango! desde mil0simas de ohmio.metro en los metales nativos *@u, @g y "t' hasta millones de ohmio.metro en los materiales aislantes como cuarzo, feldespato y micas. La resistividad de las rocas sedimentarias vara entre ).5 Ω.m y ())) Ω.m1 las areniscas y los shales presentan resistividades de ).5 Ω.m a 5) Ω.m, en tanto que las calizas y dolomas presentan resistividades de () Ω.m a ())) Ω.m. @lgunas evaporitas como la sal y la anhidrita e&hiben resistividades del orden de varios miles de ohmios.metro. Iuando la resistividad, $, es menor a ( ohmio.m, es más fácil pensar en t0rminos de conductividad, I, la propiedad reciproca de la resistividad. 1 mho -c. .= C = R metro -n la práctica del perfilaje de pozos, para evitar e&presar I en fracción de mhoCmetro, se acostumbra e&presar I en milimhoCmetro o milisiemenCmetro! C =
1000
R
=
milimho mmho
= metro m
milisiemen ms
metro m
-c .4
/e acuerdo a la anterior igualdad, una resistividad de ( omhio.m corresponde una conductividad de ())) mmhosCm, una resistividad de ()) omhios.m corresponde una conductividad de () mmhosCm y una resistividad de ())) omhios.m corresponde una conductividad de ( mmhoCm.
para algunos minerales. 3abla .F $esistividad de algunos fluidos, rocas y minerales
MATERIALES "etróleo, gas y aire >ielo @gua destilada @gua lluvia @gua del mar SEDIMENTOS NO CONSOLIDADOS @rcillas @renas *vara con la composición' SEDIMENTOS CONSOLIDADOS #hale @reniscas Ializas $ocas gneas y metamórficas MINERALES CONDUCTIVOS :etales nativos! @u, @g, "t #ulfuros: galenita, pirita, calcopirita, arsenopirita Q&idos! casiterita, bornita, magnetita y grafito Ntros: anhidrita y bau&ita MINERALES NO CONDUCTORES Iuarzo, feldespato, micas, sal gema, petróleo
RESISTIVIDAD ( 3" ∝ 5 () 7 ()= P()5 F)G())) ). 7 F) ()) 7 5))) )) 7 5)) 5) 7 ())) ()) 7 5)))) () 7 ()))) ()G5 ()G5 G ( ()G5 G ( ( G ()5 ()5 ()(
2.- EFECTO DE LA SALINIDAD LA TEMPERATURA SO4RE LA RESISTIVIDAD
2.5 DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL A6UA DE FORMACIÓN La resistividad del agua de formación, $ K, puede ser determinada de diferentes maneras!
• :edición directa sobre una muestra representativa de agua. -sta medición se realiza directamente en el laboratorio a una temperatura estándar de 6=R *)R I' mediante una pila de inmersión que mide simultáneamente resistividad y temperatura. • /eterminación de la resistividad por catálogo de muestras de agua o por interpolación a partir de mapas de isosalinidad, construidos para una unidad geológica de una región o cuenca determinada. • Iálculo de la resistividad mediante análisis qumico. Iuando no se puede realizar mediciones directas de resistividad sobre muestras representativas, se recurre a los análisis qumicos disponibles de muestras de agua, porque conociendo la concentración de los diferentes iones presentes en una muestra se determina su resistividad con alta precisión. #i la salinidad del agua de formación es causada por ;aIl, su resistividad puede ser determinada utilizando nomogramas como el de la figura .H.
*-#"@ION "@$@ /O@S$@:@$'
() = 6 5 H
()
F
(5
) 5 F)
( ).=
H) 5)
).6 ).5
()) ).H ).F
(5) ))
).
5) F)) H))
).(
5))
).)= ).)6
()))
).)5
(5))
siguiente ecuación conocida como formula de @rps!
T 1 + 6.77 3 y 3 en T ( T 2 + 6.77
-c. .()
T + 21.5 3 y 3 en TI ( T 21 . 5 +
-c. .((
Rw 2 = Rw1 ·
Rw 2 = Rw1 ·
1
2
/onde! $K( A resistividad a la temperatura 3 (. $K A resistividad a la temperatura 3 . -l nomograma anterior no es aplicable cuando las aguas de formación contienen iones diferentes a ;a y IlG, especialmente si se trata de iones de bicarbonato, carbonato, sulfato y magnesio, porque estos iones poseen diferente capacidad de transporte de carga el0ctrica y diferente movilidad que los iones de ;a y IlG. -n este caso, la composición qumica de la muestra analizada se debe convertir a una composición qumica equivalente de ;aIl, multiplicando la concentración de cada ión *en ppm' por el respectivo factor de conversión de /unlap y luego sumando los productos as obtenidos se obtiene la salinidad total equivalente, con la cual se ingresa al nomograma de la figura .H y se determina la resistividad del agua de formación a una temperatura dada, como si se tratará de salinidad causada por presencia iones de ;a y IlG.. 3abla .H actores de conversión de /unlap
ION ;a < Ia
FACTOR (.) (.) ).45
Li *.5'
.)
N> *5.5'
.)
;>H *(.4'
(.)
(.)
;a V Il *(.)'
;N F *).55' 9r *).HH' O *).='
)
G(.)
)
()
)
5)
())
))
5))
(W
W
5W
()W )W
5)W ())W
G(.) F))W
Ioncentración total de sólidos, ppm o mgCWg Los multiplicadores que no va ran de manera apreciable para bajas concentraciones *menores a ()))) ppm' se muestran en el margen izquierdo de la carta.
el0ctrica fluye a trav0s del agua poral o intersticial, a condición de que el agua contenga sales disueltas, y no a trav0s de la parte sólida o matriz de la roca, que está constituida por materiales no conductivos. #e deduce que la resistividad, $, es inversamente proporcional a la porosidad de la roca reservorio, de donde se concluye que, de dos muestras de rocas de diferente porosidad que contengan id0nticas soluciones salinas a la misma temperatura, la roca de menor porosidad será más resistiva. Iuando la porosidad desaparece del todo la resistividad de la roca se hace infinita.
2.7.2 E0!)'o d! $a r!sis'iidad d!$ a,a d! 0or"a)i*+ /e la anterior observación se deduce tambi0n que la resistividad, $, de una roca reservorio es directamente proporcional a la resistividad, $ K, del agua connata que contenga en sus poros, lo que significa que de dos muestras de roca de id0ntica porosidad, una saturada con agua dulce, resistiva *pocos iones en solución' y otra saturada con agua salada, conductiva *muchos iones en solución', la muestra saturada con agua dulce tendrá mayor resistividad.
2.7.& E0!)'o d! $a !s'r)'ra i+'!r+a d! $a ro)a Ion el propósito de entender el efecto de la estructura interna de la roca sobre la resistividad, es indispensable introducir el concepto de factor de resistividad de formación o simplemente factor de formación, que se designa como ó $. -l factor de formación, , relaciona la resistividad de una roca almac0n saturada ciento por ciento de agua, con la resistividad del agua de formación que satura la roca. R o -c. .( F = R w
/onde!
• Srado de cementación de la roca • 3ortuosidad de la roca #i se mide la resistividad que ofrece un cubo de roca de ( metro de lado, que contiene poros idealmente constituidos por tubos capilares rectos y paralelos a la dirección de flujo de la corriente, entonces la longitud recorrida por los iones es de ( metro *igura .6'. -n las rocas reales, los capilares no son rectos, sino que los iones se desplazan a lo largo de poros comunicados de manera tortuosa y, en consecuencia, la longitud recorrida por los iones resulta mayor que la distancia entre las caras del cubo. La tortuosidad se e&presa mediante la relación: a
=
L e L
-c. .(H
/onde! Le A longitud real recorrida por los iones a lo largo de poros tortuosos L A longitud recorrida por los iones a lo largo de un capilar idealmente recto. -l factor es una e&presión num0rica de la tortuosidad de una roca reservorio. #e puede dar el caso que dos rocas con igual valor num0rico de porosidad tengan diferente factor de formación, porque su tortuosidad es diferente. La relación entre factor y la porosidad, %, de un reservorio se aprecia con facilidad si se considera un cubo de agua salada de ( metro de lado. La resistencia del cubo de agua y la resistividad del agua salada están relacionadas mediante la siguiente ecuación! L -c..(5 r = R A
/onde! r A resistencia del cubo de agua salada *Ω' $ A resistividad del agua salada * Ω.m'
Yrea porosa conductiva! ).5 m
Iapilares rectos llenos de agua con $K A ).)5 Ω.m
por tanto, es posible introducir un factor de conversión que relacione estos parámetros y este factor es precisamente el factor de formación . Fator F =
resisti$id ad de la roa saturada %!!& on agua resisti$id ad del agua saturante
=
R o
-c. .(4
R w
/onde! $o A resistividad de la roca saturada con agua. $K A resistividad del agua que satura, que equivale al cubo de agua La resistividad $o equivale a la resistividad del cubo de roca r = R Le y la resistividad $ K φ
equivale a la resistividad del cubo de agua resistividades en la ecuación .(4 se obtiene! L e φ L R A
R F
-ntonces!
=
=
AL
e
r = R
L
. $eemplazando las anteriores
A
si el área @ A ( m , entonces
F
φ L
F
=
a φ
=
L e L φ
y si a = L e L
-c. .)
m
/onde! a A constante que refleja la tortuosidad de la roca m A constante que refleja el grado de cementación de la roca La ecuación .) que relaciona de forma emprica el factor de formación, , con la porosidad de formaciones limpias, fue propuesta en (4H y se conoce como la "rimera -cuación de @rchie, la cual pronto se convirtió en una de las ecuaciones más importantes en la interpretación de perfiles el0ctricos.
