Registro de pozos petroleros El perfilaje o registro de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo de los perfiles o registros del pozo.
¿Qué es un Registro o Perfil de un Pozo? Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de alguna delas características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo”. Ejemplo de un registro GR
FORMACION ARCILLOSA (Lutitas) FORMACION ARENOSA (Arenisca)
FORMACION ARCILLOSA (Lutitas)
Importancia de los Perfiles de Pozo A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han penetrado. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos de los perfiles constituyen una descripción de la roca. La interpretación de los perfiles puede ser dirigida a los mismos objetivos que llevan los análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si existe una relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros de roca de interés para el Ingeniero Geólogo, el Petrofísico o el Ingeniero de Yacimientos. La principal función del perfilaje de pozos es la localización y evaluación de los yacimientos de hidrocarburos.
Validación de los Perfiles Se realiza para verificar la calidad de los datos y la velocidad de perfilaje. Cada herramienta posee una velocidad de perfilaje óptima, a la cual la calidad de los datos obtenidos es la mejor. Normalización de las Curvas La normalización de los perfiles es realizada por un petrofísico. El perfil que necesita ser normalizado con mayor frecuencia es la curva SP. Digitalización de los Perfiles Existen perfiles de pozos antiguos que no se encuentran en formato digital. Estos pueden vectorizarse mediante el programa Log DB
Tipos de registro de pozos. Registro de diámetros. Proporcionan información acerca de las condiciones del hoyo. Registro de Diámetro de la Mecha (Bit Size = BS) Esta curva indica el diámetro de las mechas que se utilizaron durante toda la perforación. Registro de Calibración (Caliper = CALI) El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes. Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado). Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en comparación con el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica que la roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso.
Registros eléctricos Proporcionan información acerca de las propiedades eléctricas de las rocas. Es una técnica geofísica que mide la resistividad de cada uno de los estratos, es decir, la resistencia que realiza un material al paso de la corriente eléctrica a lo largo de toda la formación. Los registros eléctricos son de mucha utilidad porque permiten identificar el tipo de material en función de su resistividad o característica. Para poder diferenciar entre agua y petróleo, el interpretador de las lecturas debe tener en cuenta que el agua tiene muy baja resistividad, mientras el petróleo es altamente resistivo.
Registro de Potencial Espontáneo (SP) Es un registro no inducido. El SP de los materiales del subsuelo se origina en las células electroquímicas formadas por el contacto entre las arcillas, las arenas y el lodo de perforación, y como consecuencia del efecto electro cinético de los fluidos que se mueven a través de la zona permeable. El SP se mide introduciendo un electrodo en el sondeo sin entubar, mientras que el otro electrodo se sumerge en un pozuelo excavado en la superficie y lleno de lodo de perforación. Se toman a hoyo desnudo. No funciona en lodo base aceite. Debido a su baja resolución, actualmente han sido desplazados por el registro de GR .El se considera nulo (0) frente a las capas gruesas de arcilla. La unión de todos los puntos con SP nulo permite trazar una línea llamada comúnmente Línea Base de las Arcillas por convenio, los registros se realizan de tal manera que las desviaciones hacia la izquierda de la línea base se consideran negativas; y las desviaciones hacia la derecha le la línea base se consideran positivas. Cuando la salinidad del lodo de perforación es mayor que la salinidad del agua de formación, entonces se produce un intercambio iónico del pozo hacia la formación y el SP es positivo. Cuando la salinidad del lodo de perforación es menor que la salinidad del agua deformación se produce un intercambio iónico de la formación al pozo y el SP es negativo. Las arenas poco consolidadas que contienen agua dulce poseen registros SP positivos y las arenas que contienen agua salada dan registros SP negativos. Cuando la salinidad del lodo de perforación es similar a la salinidad del agua de formación, entonces no se produce ningún intercambio iónico y el SP es neutro. En estos casos, el SP no sirve de mucho. Frente
a las capas de lutitas no se produce intercambio iónico evidente y por lo tanto el SP es neutro. Se mide en mili voltios (mV).El SP se utiliza para identificar capas porosas, para calcular la salinidad del agua deformación y la resistividad del agua de formación (Rw).
Registro de corriente inducida. También se puede inducir corriente a partir de electrodos, que se ubican tanto en la superficie como en el interior del pozo, y el número de electrodos depende de la herramienta específica que se utiliza. Estas son varias: Microlog (de poca penetración), laterolog (de mayor penetración) y otros. En el caso de las corrientes inducidas (laterolog) se colocan electrodos tanto en la superficie como dentro del pozo, y se induce un potencial eléctrico entre ellos, generando así un campo eléctrico el cual penetrara en la formación, para luego ser detectados en el interior de pozo a través de cada uno de los estratos que componen la formación.
Registro de Resistividad. Es un registro inducido. La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad. La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros delas rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. Las rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas. Tipos de Perfiles de Resistividad Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite). Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos: a)SFL= Spherical Induction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo). MIL=LIM= Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’) DIL=ILD= Deep Induction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt). Dentro de los Perfiles Laterales tenemos: a) MSFL= Microspheric Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo). b) MLL = LLM =Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’) c) SLL=LLS= Someric Laterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’) d) DLL=LLD= Deep Laterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la resistividad de la formación (Rt).
Se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m. El registro de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua– petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.
Registros radiactivos. Proporcionan información acerca de las propiedades radiactivas de las rocas. Registro de Rayos Gamma (Gamma Ray = GR) Se basa en la medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U). Se lee de izquierda a derecha. Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API. Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar el tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados.
Registro de Espectrometría (NGS) El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Las concentraciones K/Th ayudan a identificar el tipo de arcilla presentes en la formación, mientras que la concentración de U indican la presencia de materia orgánica dentro de las arcillas. Si se parte del principio que cada formación posee un tipo de arcilla característica, al registrarse un cambio en el tipo de arcilla por la relación (K / Th) se puede inducir que se produjo un cambio formacional. Por lo tanto el NGS puede utilizarse para estimar contactos formacionales.
REGISTROS DE POROSIDAD Proporcionan información acerca de la porosidad del yacimiento. Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas. La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro neutrónico. Registro Neutrónico (CNL) Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo en la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo
índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).
Registros de Densidad (FDC) Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca – fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha . L a u n i d a d d e m e d i d a e s g r / c m 3 , con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3. Registros Sónicos (BHC) Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas. Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayores la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es el useg/m (100 – 500) ó el useg/pie (40 – 240) Registro RFT Esta herramienta mide el gradiente de presión de los fluidos que se encuentran dentro de las formaciones, esto es de mucha utilidad a la hora de ubicar CAP (contactos agua–petróleo) y CPG (contactos petróleo–gas), ya que los fluidos (gas, petróleo y agua) poseen diferentes gradientes de presión. La herramienta RFT también sirve para combinarse con perfiles de pozos para calibrar contactos más precisos
Contacto agua- petróleo Ubicado solo con registros
Contacto agua-petróleo Calibrado con la herramienta RFT
En el ejemplo tenemos cuatro registros: GR, neutrónico, densidad y resistividad, junto con un diagrama de gradiente de presión de la herramienta RFT. El Contacto Gas – Petróleo (CGP) queda perfectamente delimitado por los perfiles neutrónico y densidad, puede observarse además que el lente gasífero parece estar separado en su parte inferior por un delgado lente de lutitas. El Contacto Agua – Petróleo (CAP) presenta algunos inconvenientes. Si nos basamos solo en los registros podemos observar que resulta a una profundidad mayor que la obtenida por la herramienta RFT. Esto puede resultar riesgoso, porque el sobreestimar la profundidad del CAP puede llevar a una terminación del pozo inadecuada y llevar al fracaso al proyecto del pozo.
