Registros geofísicos de pozo
Evaluación de los registros de pozos
Aspectos geológicos
Sistema Petrolero
Aspectos geológicos
Porosidad, Permeabilidad y Saturación de Fluidos
POROSIDAD
La porosidad es la capacidad de las rocas para contener fluidos y es el resultado de la relación entre el volumen de espacios vacíos sobre el volumen total de la roca.
φ= Volumen Vacío / Volumen Total
Clasificación de la porosidad por conexión de sus poros Poros Interconectados: Este tipo de porosidad tiene mas de una garganta poral conectada con otros poros, la extracción de hidrocarburo es relativamente fácil en este tipo de poros.
Conectados o sin salida: Este tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se puede producir hidrocarburos por la presión natural del yacimiento.
•
Poro cerrado o aislado:
El poro se encuentra completamente cerrado, no tiene ninguna garganta poral conectada con otro poros; en un proceso normal no es capaz de producir hidrocarburos.
Las porosidades se clasifican según la disposición física del material que rodea a los poros, y a la distribución y forma de estos. Los tipos de Porosidad son:
Absoluta: la porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estén o no interconectados.
Efectiva: la porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectado entre sí.
No Efectiva: esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva.
Según su Origen Porosidad Primaria: es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o deposición del estrato. Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento. Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas oolíticas (No-Detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico. Porosidad Secundaria o Inducida: es aquella que se forma a posterior, debido a un proceso geológico subsecuente a la deposición del material del estrato o capa, por ejemplo: la disolución de las calizas y dolomías por efecto de las aguas subterráneas, que originan vacíos o cavidades en estas rocas, el fracturamiento por efectos tectónicos y la dolomitización por razones químicas.
Factores que afectan la porosidad en las areniscas Empaquetamiento: Describe el tipo de arreglo de los granos de arena, con respecto uno con otro. En la figura se muestra tipos teóricos ideales de empaquetamiento. El empaquetamiento cubico tiene una porosidad máxima del 47.6%, el empaquetamiento hexagonal del 39.5% y el empaquetamiento romboédrico de 25.9%. Como podemos ver por derivaciones geométricas, la porosidad es muy independiente del tamaño del grano como también del diámetro de estos.
Factores que afectan la porosidad en las areniscas Clasificación: Una arenisca bien clasificada consiste en tener aproximadamente el mismo tamaño de granos, en cambien una arenisca mal o pobremente clasificada consiste en tener una gran variedad de tamaños de los granos. La mala clasificación reduce la porosidad de a arenisca, pues los granos pequeños llenas los poros dejados por los granos más grandes.
Factores que afectan la porosidad en las areniscas Cementante: En rocas consolidadas, los granos de arena son usualmente cementados juntos por cuarzo o carbonatos. La cementación reduce la porosidad de la arena.
Factores que afectan la porosidad en los carbonatos Fracturas: Las fracturas son grietas en la roca, una fractura ideal es el espacio formado entre los ladrillos. Aunque la porosidad es generalmente pequeña, a menudo de 1-2%, las fracturas son muy útiles para permitir el paso de fluidos de manera más fácil entre las rocas. Por lo tanto mejoran en gran medida la capacidad de dejar fluir el fluido en la roca. Disolución: La disolución es una reacción química en la cual el agua disuelta con dióxido de carbono reacciona con el carbonato de calcio para formar bicarbonato de calcio, el cual es soluble. Esta reacción mejora la porosidad de las calizas.
Calidad de las rocas en función de la porosidad. Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa en la tabla mostrada a continuación.
Porosidad, Permeabilidad y Saturación de Fluidos Permeabilidad: Es una propiedad del medio poroso que mide la capacidad y habilidad de la formación para permitir el flujo de fluidos a través de esta mientras los poros estén interconectados. La permeabilidad es una propiedad importante debido a que controla la dirección del movimiento y el gasto de flujo de los fluidos del yacimiento en la formación.
Porosidad, Permeabilidad y Saturación de Fluidos Saturación de Fluidos: Es la cantidad relativa de agua, aceite y gas en los poros de una roca, expresada normalmente como un porcentaje de volumen de poros. Dependiendo de las condiciones a las que se encuentren los fluidos, existen diferentes formas de clasificar las saturaciones; dentro de las más comunes se tiene: Saturación
Inicial: Es aquella a la cuál es descubierto el yacimiento.
Saturación
Remanente: Es la que tiene después de un periodo de la explotación, en una zona determinada; dependiendo de los movimientos de los fluidos, los procesos a los cuales está sometiendo el yacimiento y el tiempo, ´puede ser igual o menor que la saturación inicial.
Saturación
critica: es aquella a la que un fluido inicia su movimiento dentro del medio poroso, es un proceso en el que aumenta la saturación de ese fluido.
Propiedades Radioactivas de las Rocas En 1939 se empezó a trabajar en la propiedades radioactivas de las rocas, para esa época el conocimiento de esta propiedad de las rocas era muy reducido, pero ya se utilizaba el registro de rayos gamma para determinar cualitativamente la litología de la formación (arcillosidad de las rocas) y para fines de correlación geológica. Familia radiactivas naturales Serie del uranio (u 238) Serie del torio (th 232) Serie del potasio (k 40)
Propiedades Radioactivas de las Rocas Considerando que las rocas sedimentarias Rocas cristalinas →Erosión → Sedimentarias
tiene
una
roca
antecesora:
La radioactividad en ellas se observa con: Más concentración de Lutitas (especialmente arcillas orgánicas negras, carbón catalizador) → origen del petróleo. Se observa más radioactividad en aguas de formación que en aguas de mar actuales de la misma salinidad. Arenisca cuarzítica saturada de agua dulce → radiactividad CERO
Propiedades Eléctricas de las Rocas
Resistividades de las Rocas
Propiedades Eléctricas de las Rocas
Propiedades Acústicas de las Rocas El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de transito Δt, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su: Porosidad Litología
Los tiempos de transito sónico integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos
¿Qué es un pozo petrolero? Es una obra de ingeniería encaminada a poner en contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie. Es una perforación efectuada en el subsuelo con barrenas de diferentes diámetros y con revestimiento de tuberías, a diversas profundidades, para la prospección o explotación de yacimientos.
Tipos de pozos Pozo Exploratorio: Es aquel pozo que se perfora en zonas donde no se había encontrado antes petróleo ni gas, puede perforarse en un campo nuevo o en una nueva formación productora dentro de un campo existente. Pozo Productor: Son aquellos que permiten extraer los fluidos de las formaciones productoras, mientras los productores secos, una vez terminados no se producen ni petróleo ni gas en cantidades suficientes como para ser económicamente rentable. Pozo de Desarrollo: Son aquellos pozos perforados con la finalidad de explotar, extraer y drenar las reservas de un yacimiento. El objetivo principal al perforar un pozo de desarrollo es aumentar la producción del campo, razón por la cual, se perforan dentro de un área probada; sin embargo, algunos pueden resultar secos. Pozo delimitador: Después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada que resulta productor, se perforan los pozos delimitadores con el objetivo principal de establecer los límites del yacimiento.
Diámetro y forma de agujero Para perforar el pozo: 1)
La tubería de perforación, empujada por el peso de la sarta y las bridas sobre ella, presiona contra el suelo.
2)
Se bombea fluido de perforación dentro de la tubería de perforación, que retorna por el exterior del mismo, permitiendo la refrigeración y lubricación de la barrena al mismo tiempo que ayuda a elevar la roca molida.
3)
El material que resulta de la perforación es empujado a la superficie por el fluido de perforación, que luego de ser filtrado de impurezas y escombros es rebombeado al pozo. Resulta muy importante vigilar posibles anormalidades en el fluido de retorno, para evitar golpes de ariete, producidos cuando la presión sobre la broca aumenta o disminuye bruscamente.
4)
La línea o sarta de perforación se alarga gradualmente incorporando cada 10 m un nuevo tramo de tubería en la superficie. Las uniones entre segmentos presentan desde dos juntas para tuberías de menor diámetro, hasta cuatro en los mayores.
Lodo de perforación El lodo es una suspensión de arcilla en agua, con los aditivos necesarios para cumplir las siguientes funciones: Enfriamiento y Estabilidad
lubricación de la barrena
en las paredes del agujero
Control
de las presiones de la formación
Soporte
sustantivo del peso de la sarta de perforación
Transmisión
de la potencia hidráulica a la barrena
Tipos de lodos Lodos Base Agua: Cuando se le agrega al agua a los productos químicos orgánicos se les denomina lodos base agua con dispersantes orgánicos, y cuando se les agrega aceite se denominan emulsionados. Los primeros son los más utilizados y se clasifican de acuerdo al dispersante usado en su control. Los lodos base agua emulsionados requieren en su preparación aceite, diesel o crudo en cantidad de 5 a 10% del volumen total del lodo. Las ventajas de este tipo de lodo son: Aumentar el avance de la
perforación.
Prolongar la vida de la barrena Reducir la torsión y embolamiento de la barrena. Prevenir pegaduras por presión diferencial Mejorar el enjarre Incrementar la lubricidad de la barrena
Sin embargo los lodos base agua pueden provocar no sólo disminución de la densidad y el filtrado sino aumento de la viscosidad.
Tipos de lodos Lodos Inhibidos: En algunas operaciones de perforación, los lodos base agua no resultan efectivos, sobre todo cuando se requieren altas densidades sin alterar la viscosidad. En estos casos, se recomienda el uso de los lodos inhibidos tales como los cálcicos, base yeso, de agua de mar y de agua saturada de sal. Dentro de las ventajas de los lodos inhibidos tanto cálcicos como base yeso se pueden mencionar la protección que estos brindan a la tubería de perforación de la corrosión y suspensión de la actividad biológica; sin embargo, tienen la desventaja de solidificarse a temperaturas de fondo mayores de 120° C. Por otra parte, los lodos de agua de mar y de agua saturada de sal se usan generalmente para evitar los problemas de perforación provocados por la presencia de sal en la columna litológica.
Tipos de lodos Lodos de Bajo Contenido de Sólidos: Se define como un lodo de perforación, terminación o reparación al que cumple ciertos requisitos de densidad, viscosidad y control de filtración con un contenido mínimo de arcilla. Dentro de este tipo de lodos se pueden nombrar los siguientes: gomas, asbestos finamente divididos, arcilla beneficiada, combinados (bentonita prehidratada-lignosulfonato) y lodo no dispersivo. En áreas donde este tipo de lodos es aplicable, se obtienen grandes ahorros por: Aumentar el grado de penetración Incrementar la vida de la barrena Mejorar la estabilidad el agujero Por
otra parte, el uso de este tipo de lodos es delicado (por la estabilidad del pozo), por lo que deben tomarse ciertas consideraciones en su uso tales como: reducción del uso de bentonita para controlar la viscosidad y el filtrado, control del filtrado con polímeros orgánicos, y el uso de doble malla en las temblorinas para una mejor eliminación del recorte y del funcionamiento óptimo del eliminador de sólidos
Tipos de lodos Lodos Base Aceite (Emulsión Inversa): El lodo base aceite se refiere a lodos preparados en aceite con un porcentaje de 1 a 5% de volumen de agua, mientras que el lodo de emulsión inversa se usa para designara un lodo con más del 5% y hasta con 40% de volumen de agua; éste se puede dispersar y emulsificar con aceite. Estos fluidos son estables a altas temperaturas, inertes a la contaminación química y pueden ser densificados después de ser ajustada la relación aceite-agua. Estos tipos de lodo se utilizan en los siguientes casos: Formaciones con altas temperaturas Formaciones con lutitas hidrófilas (arcillas deshidratadas) Formaciones con anhidrita o yeso Formaciones
salinas
Formaciones con intercalaciones de asfalto Formaciones
solubles
Protección de arenas productoras Baches para liberar tuberías Zonas de alta presión
pegadas por presión diferencial
Tipos de lodos El uso
de este tipo de lodos puede ocasionar, para los estudios en pozos exploratorios, algunos de los siguientes inconvenientes:
Alteración
en los valores de la cromatografía de los gases e hidrocarburos en las zonas de
interés. Imposibilidad
de efectuar algunos tipos de registros geofísicos (resistividad, potencial natural, echados, etc.); por la base aceite del lodo que afecta a la fuente de energía eléctrica de los registros.
Alteración de los
análisis geoquímicos por la base aceite.
Apreciación de la fluorescencia en las muestras de canal y
de núcleos.
