Registros de Porosidad

MODULO II REGISTROS LITOLÓGICOS Y DE POROSIDAD

Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II

Prof. Marcos Perdomo

CONTENIDO Registros Acústicos Sónico Compresional

Registros Radioactivos Densidad Neutrón

Registros Especiales Resonancia Magnética Mineralógico Otros



REGISTROS ACÚSTICOS



Registro Sónico El registro sónico es un registro de porosidad que mide el tiempo de tránsito interválico (Δt, delta t, DT) de una onda compresional de sonido que viaja a través de la formación a lo largo del eje del pozo. La herramienta del registro sónico consiste en uno o más transmisores y dos o más receptores. Los registros sónicos modernos son dispositivos compensados por efectos del hoyo (BHC). Estos dispositivos son diseñados para reducir considerablemente los efectos de las variaciones del diámetro del hoyo (Kobesh y Blizard, 1959) y también los errores debidos a la deriva de la herramienta con respecto al eje del hoyo (Schlumberger, 1972) al promediar las señales provenientes de diferentes combinaciones transmisorreceptor en una misma longitud de la herramienta. El tiempo de tránsito interválico (DT) en microsegundos por pie, µsec/ft (o microsegundos por metro, µsec/m) es el recíproco de la velocidad de una onda compresional del sonido en pie por segundo (o metros por segundo). DT usualmente se desplega en las pistas 2 y 3 de un registro. Una porosidad derivada del sónico (SPHI) se desplega usualmente en las pistas 2 y 3, junto con la curva DT. La pista 1 usualmente contiene un caliper, y un Gamma Ray (GR) o un SP. El tiempo de tránsito interválico es dependiente tanto de la litología como de la porosidad. Por lo tanto, se debe conocer el tiempo de tránsito interválico de una matriz determinada para derivar la porosidad del sónico bien por medio de tablas o por las fórmulas conocidas.



Registro Sónico (DT) Principio Físico de la Medición

Un pulso acústico de alta frecuencia (decenas de KHz) proveniente de un transmisor es detectado por dos o más receptores. El tiempo de la primera detección del pulso transmitido a cada receptor es procesado para producir un tiempo de transito interválico llamado Δt. El Delta t es el tiempo de tránsito del frente de ondas en un pie de formación. Si la forma de onda acústica es capturada completamente, se pueden medir los tiempos de llegada y atenuaciones (disminución de la energía) de varias porciones de la forma de ondas compresional, de cizalla (shear) y Stoneley. Las herramientas “compensadas” utilizan múltiples pares de transmisores-receptores para minimizar los efectos de los cambios del diámetro de hoyo. Los “arreglos”, o herramientas llamadas de manera similar, tienen 4 o más receptores, y los datos de todos los receptores son procesados para determinar los tiempos de llegada. Algunas herramientas se diseñan específicamente para las mediciones de la onda de cizalla. Objetivos de Interpretación Porosidad (a partir del tiempo de tránsito) Identificación de litología (con el densidad y/o neutrón) Sismogramas sintéticos (con el densidad)) Propiedades mecánicas de la formación (con el densidad) Detección de presiones anormales Identificación de permeabilidad Calidad del cemento Diámetro del hoyo (a partir de un caliper)



Registro Sónico (DT)



Registro Sónico (DT) Efectos Secundarios Efectos Ambientales Hoyos ampliados, fracturas en la formación, gas en el hoyo o en la formación, centrallización inadecuada: pueden producir una atenuación en la señal que resulta en “saltos de ciclo”, o “picos” de DT en los valores más altos. La centralización inadecuada o la velocidad excesiva de registro puede resultar en “ruido de camino” o “Picos” de DT tanto en valores altos como en bajos . Efectos en la Interpretación Los efectos de la litología se manifiestan por la necesidad de escoger un valor de tiempo de tránsito de matriz (DTma) para el cálculo de la porosidad. Los cálculos de porosidad en formaciones no compactadas resultarán en valores de porosidad mayores a la porosidad real cuando se usa la Ecuación de Wyllie. Este exceso de porosidad se puede cuantificar a través del factor de compactación, Bcp, en la Ecuación de Wyllie, o al usar la ecuación de Raymer-Hunt-Gardner La porosidad calculada en zonas contentivas de gas serán ligeramente mayores a la porosidad real debido a que los tiempos de tránsito son mayores en el gas que en el agua.



Registro Sónico (DT) Correcciones ambientales

- Litología No todas las compañías de adquisición tienen las correcciones anteriormente mencionadas, o hacen las correcciones para todas las generaciones de herramientas. Para los registros más nuevos, se pueden hacer las correcciones al momento de la adquisición de los datos. Se debe revisar el cabezal del registro para obtener esta información Los algoritmos que son equivalentes (o algunas veces mejores) que los de los libros de gráficos pueden ser suministrados por la compañía de adquisición, o en algún programa computarizado de evaluación de formaciones.

Control de calidad -No debe haber saltos abruptos o interrupciones en el DT. -Revisar que los valores de DT en la anhidrita (50 µsec/ft) la sal (67 µsec/ft), o zonas de cero porosidad conocida, DT=57 µsec/ft en el casing. -Para la forma de onda, la señal de llegada de interés no debe estar saturada (truncada en sus valores más altos) y debe ser completamente visible en la pista de despliegue. -Los valores de DT en las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos vecinos. -Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas previas o secciones repetidas. -Revisar el carácter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.



Propagación de ondas acústicas • Registro en función del tiempo que requiere una onda sonora para atravesar un pie de Formación. Este tiempo es conocido como Tiempo de Tránsito (Δt) y es el inverso de la velocidad de la onda sonora que depende de la litología y la porosidad primaria de una determinada formación • Se generan ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación. La medida de porosidad está relacionada con la onda compresional. •Las herramientas tienen uno o más transmisores y dos o más receptores, los mismos que están diseñados para evitar efectos de pozo y artefactos producidos por la inclinación de la herramienta



• Herramienta centralizada: mayor Señal / Ruido

Señal del Transmisor

• Resolución vertical: 1 pie

T Tiempo = 40 m seg Señal de los receptores

R cercano

Cizalla y Rayleigh Lodo Compresional

Stoneley

TR cercano Cuerpo de La Sonda

• Profundidad de investigación: 6” para formaciones homogéneas, aumenta un poco para formaciones más heterogéneas.

• Tiempo de tránsito en revestimiento: 57 µseg/pie

Nivel de detección

R lejano

Camino de la onda reflejada

Pared del hoyo

Herramienta Sónica

E2

TRlejano

E4 t


• Se puede correr en hoyo desnudo o entubado, en base agua o base aceite (se necesitan correcciones por hoyo)


Principio de medición del Borehole Compensated (BHC) +

Medidas desde Transmisor # 1

Salida de Receptor # 1

T 11 T12 - T11

+

T1 Salida de Receptor # 2

T 12

R1

X

+ R2

Medidas desde Transmisor # 2

Salida de Receptor # 2

T 22 T21 - T22

+ Salida de T2

Receptor # 1 T 21

D T = 1 / 2 { ( T12 - T11 ) + ( T21 - T22 ) } / X Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II


Ruidos y Saltos de Ciclos CALI ( pulg. ) 6 16 140

D t ( µseg / pie ) 40

Picos de Ruido

Ruido Medición errónea de tiempos de tránsito muy cortos

Saltos de Ciclo

D t ( µseg / pie ) CALI (pulg. ) 40 16 140 6

Saltos de ciclo

Medición errónea de tiempos de tránsito muy largos



Porosidad a partir del DT Ecuación de tiempos promedios de Wyllie MEDIO

VELOCIDAD (ft/s)

TIEMPO DE TRANSITO (ms/ft)

Dolomita Caliza Arenisca Anhidrita Yeso Sal Agua fresca Agua (100,000 ppm NaCl) Agua (200,000 ppm NaCl) Petróleo Aire Revestidor

23000 21000 18000 20000 19000 15000 5000 5300 5700 4300 1100 17000

43.5 47.5 55.6 50 52.5 67 200 189 176 232 919 57

Dtlog = Ø x Dtf + (1 - Ø) x Dtma Øs = porosidad (%) Dtlog = tiempo de tránsito de la formación (m/pie) Dtma = tiempo de tránsito de la matriz (m/pie) Dtf = tiempo de tránsito del fluido (m/pie)

Ec. Wyllie (arenas inconsolidadas)

Factor de Compactación

Ec. Wyllie C=Constante que normalmente es 1.0 (Hilchie, 1978)



Porosidad a partir del DT Ecuación de Raymer – Hunt – Gardner 50

40

Dolomita 30 Ø (%)

Caliza 20

Arena 10

0 30

50

70 90 D t ( m seg / pie)

110


130


Sónico de Espaciamiento Largo • Separación entre transmisor y receptor: 8-10 pies • Pozos derrumbados • Formación alterada por presencia de arcillas hidratadas o hinchadas (porosidad mayor, menor velocidad)



Presentación del Sónico

RHG (Dolomía) RHG (Caliza) Wyllie (Dolomía) Wyllie (Caliza)



Registro de Densidad La densidad se mide en g/cm3 (o Kg/m3 o Mg/m3) y es indicada por la letra griega ρ (rho). La herramienta de densidad tiene una profundidad de investigación relativamente somera, y como resultado, se coloca hacia la pared del hoyo durante el perfilaje para maximizar su respuesta a la formación. La herramienta está comprendida de una fuente de rayos gamma de mediana energía con dos detectores de rayos gamma que proveen alguna medida de compensación por las condiciones del hoyo (similar a la herramienta sónica). Cuando los rayos gamma colisionan con los electrones de la formación, las colisiones resultan en una pérdida de energía de la partícula de rayos gamma. Los rayos gamma dispersados que regresan a los detectores en la herramienta se miden en dos rangos de energía. El número de rayos gamma que regresan en el nivel de energía más alto, afectado por el efecto de dispersión Compton, es proporcional a la densidad electrónica de la formación, ésta está relacionada con la densidad de la formación y ésta última a la porosidad. La curva de densidad se despliega en la pista 2 y 3 junto con la curva del Efecto o Factor Fotoeléctrico (Pe en barns por electrones, b/e). Igualmente se despliega en esta pista una curva de corrección (DRHO en g/cm3 o Kg/m3) que indica cuanta corrección se le ha realizado a la curva de densidad de formación durante el procesamiento debido a los efectos del hoyo (principalmente el espesor del revoque) y se usa básicamente como un indicador de control de calidad. Cuando la curva de corrección (DRHO) exceda 0.20 g/cm3 el valor de densidad de formación obtenido de la curva de densidad de formación debe considerarse sospechoso y posiblemente inválido. Algunas veces se presenta en esta misma pista una curva de porosidad derivada de la densidad (DPHI).



Registro de Densidad (RHOB) Principio Físico de la Medición A partir de una fuente química (usualmente Cesio 137) se emiten rayos gamma de alta energía e interactúan con los electrones de los elementos en la formación. Dos detectores en la herramienta cuentan el número de los rayos gamma que regresan, los cuales están relacionados con la densidad electrónica de la formación. Para la mayoría de los materiales de la tierra de interés, la densidad electrónica está relacionada a la densidad de la formación por medio de una constante. En las herramientas espectrales nuevas, se mide el número de rayos gamma que regresan a dos rangos de energía diferentes. Los rayos gamma de más alta energía (provenientes de la dispersión Compton) determinan la densidad de la formación, y por lo tanto la porosidad, mientras que los rayos gamma de más baja energía (debido al efecto fotoeléctrico) se utilizan para determinar la litología de la formación. Los rayos gamma de más baja energía se relacionan a la litología de la formación y muestran una poco dependencia de la porosidad o del tipo de fluido. Objetivos de Interpretación Porosidad (a partir de la densidad de la formación, RHOB) Identificación de Litología (a partir de la curva del PEF y/o con la del Neutrón y/o Sónico) Indicación de gas (con el Neutrón) Sismogramas sintéticos (con el Sónico) Contenido de arcilla (con el Neutrón) Tamaño del hoyo (a partir de un caliper agregado)



Registro de Densidad (RHOB)



Registro de Densidad (RHOB) Efectos Secundarios Efectos Ambientales Hoyos agrandados (> 9”): RHOB < densidad de la formación (DPHI>PHI real) Hoyo rugoso: RHOB < densidad de la formación (DPHI>PHIE real). Esto se debe a que el sensor de la almohadilla pierde contacto con las paredes del hoyo. Otras indicaciones de un hoyo rugoso serían una curva de caliper altamente variable, y una curva de corrección de densidad (DRHO) con valores altos. No hay correcciones ambientales que se puedan aplicar para corregir la pérdida de contacto de la almohadilla. Lodos de Barita: RHOB > densidad de formación (DPHI < PHI real), y PEF > PEF real.

Efectos en la Interpretación Litología: La porosidad calculada a partir del registro de densidad será afectada por la elección de la matriz de densidad, RhoMa, la cual varía con la litología. En formaciones densas, tales como la anhidrita, la porosidad del densidad será negativa porque la matriz asumida es menor a la densidad de matriz real. Contenido de fluido: La porosidad calculada a partir del densidad de formación será afectada por la elección de la densidad del fluido, RhoFl, la cual varía con el tipo de fluido y la salinidad. En cálculos rutinarios se asume que la zona investigada por la herramienta de densidad está completamente saturada por el filtrado de lodo. Hidrocarburos: La presencia de gas o petróleo liviano en el espacio poroso investigado por la herramienta de densidad ocasiona que el valor de la porosidad del densidad calculado sea mayor al valor de la porosidad real. Estos es más notorio en la presencia de gas, causando un cruce entre las curvas de porosidad neutrón y porosidad del densidad, donde los valores del registro neutrón son menores que los valores del registro de densidad. En todos los casos arriba mencionados, el valor de la densidad de formación, RHOB, derivado de la herramienta es correcto, pero la porosidad calculada es errada debido a las diferencias entre la matriz asumida y/o los valores de densidad de fluido y las densidades reales en la formación.



Registro de Densidad (RHOB) Correcciones ambientales -Diámetro de hoyo -Salinidad de la formación -Salinidad en el hoyo -Litología

Control de calidad -La porosidad del densidad debe ser igual que la porosidad del neutrón en formaciones limpias y acuíferas, cuando ambas ya han sido apropiadamente corregidas por litologías. -La curva de corrección, DRHO, debe estar cercana a cero en hoyos suaves. a)Los valores de DRHO que se desvíen en más de 0,05 pueden ser cuestionables debido a la pérdida del contacto de la almohadilla con la formación b)Los valores de DRHO que se desvíen en más de 0,1 indican que el valor de densidad no es cuantitativamente confiable c)Los valores de DRHO serán negativos en lodos pesados (por ejemplo, lodos de barita) d)Valores de DRHO continuamente grandes en un hoyo suave pueden indicar un desgaste excesivo de la almohadilla (las lecturas de densidad podrían ser cuestionables) u otros problemas e)Grandes valores de DRHO opuestos a una pared de pozo aparentemente suave puede indicar fracturas (u otras irregularidades menores en la superficie de la pared del hoyo) -El Factor Fotoeléctrico no será confiable en lodos pesados, y mostrará valores por encima de 5 -Los valores de densidad de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos cercanos. -Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas previas o secciones repetidas. -Revisar el carácter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.




• Es de relativamente poca profundidad de investigación (menor a 2”) y con una resolución vertical de 3 pies aproximadamente. La medición se efectúa mediante un patín que se apoya en la pared del pozo, del cual se emite radiación gamma de una fuente química y tiene dos o más detectores que compensan por las condiciones del hoyo. • Los rayos gamma emitidos colisionan con electrones de la formación con la consiguiente pérdida de energía de los rayos emitidos. La magnitud y número de rayos gamma que regresan a los detectores se miden en dos niveles de energía. La radiación medida es proporcional a la densidad electrónica de la formación, ρe.




•La densidad de electrones (número de electrones por centímetro cúbico) puede relacionarse a la densidad de volumen de mineral (para un elemento puro) por una ecuación simple: ρe = ρb(2Z/A), donde Z es el número de electrones por átomo y A es el peso del átomo. Para una molécula, la densidad electrónica está dada por ρe = ρb(2∑Zi)/M, donde M es el peso molecular y ∑Zi es la sumatoria de los numeros atómicos que conforman la molécula, la cual es igual al número de electrones por molécula. Para la mayoría de los materiales encontrados en la formación, las cantidades 2Z/A y (2∑Zi)/M son aproximadamente iguales a 1.

•La herramienta de densidad es calibrada en una caliza pura llena de agua fresca que da una densidad aparente que se relaciona al índice de densidad electrónica por medio de: ρa = 1,0704ρe – 0.1883. Para las areniscas, calizas y dolomías llenas de líquido, la densidad aparente leída por la herramienta es prácticamente igual a la densidad real de la formación.



Factor Fotoeléctrico (Pe) • Los rayos gamma capturados (completamente absorbidos por el electrón), en su nivel más bajo de energía, están gobernados por el factor fotoeléctrico, el cual está influenciado en gran parte por la litología presente y tiene poca relación con porosidad. Éste es un efecto medido entonces usando la ventana de energía más baja de la herramienta. •Pe está directamente relacionado a Z, el número de electrones por átomo estable para cada elemento, Pe = (Z/A)3.6, y su unidad de medición es Barns/electrón

Arenisca Caliza Dolomita Sal Agua dulce Arcillas Anhidrita


ρma (g/cc) 2,645 2,71 2,877 2,04 1 2,2 - 2,7 2,98

Pe (barns/electrón) 1,81 5,08 3,14 4,65 0,36 1,8 - 6 5,05


Factores que afectan al Densidad • Litología: ρma (arenas: 2,65 g/cc) y la presencia de minerales pesados afectan al cálculo de porosidad • Arcillosidad: ρsh (2,2 – 2,7 g/cc) tiene un efecto importante sobre ρma y la porosidad • Tipo de fluido (Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigación somera: ρfl = ρmf • Efecto del pozo (Hoyo en malas condiciones): medido por el Caliper *Estos dos últimos efectos se relacionan también con el uso de fluidos de perforación pesados, como los contentivos de barita.

El LDT (Litho Density Tool) es una herramienta de patín y en los agujeros grandes, la curvatura del patín contra las curvaturas causadas en el agujero generan un error menor que necesita ser corregido

La rugosidad del hoyo puede afectar la medida. La fuente y los detectores perciben las diferentes formas del hoyo como un registro errático e incorrecto



Presentación del Densidad (RHOB) ρb = ρf Φ + ρma (1 – Φ) Φd = (ρma – ρb)/(ρma – ρf)

Φd (Matriz Dolomía)

Φd (Matriz Caliza)



Registro Neutrón Los Registros Neutrónicos son registros de porosidad que miden la concentración de hidrógeno en una formación. En formaciones limpias (libres de arcilla, por ejemplo) donde la porosidad está llena de agua o petróleo, los registros neutrónicos miden la porosidad llena de líquidos (ΦN, PHIN o NPHI), sin diferenciar los fluidos del espacio poroso del agua cristalizada (agua ligada a las arcillas) ni del agua adherida a los granos. Los registros neutrónicos son creados a partir de una fuente química en la herramienta neutrónica. Esta fuente química, no natural, es usualmente una mezcla de americio y berilio los cuales emiten neutrones continuamente. Cuando estos neutrones colisionan con el núcleo de la formación el neutrón pierde algo de su energía. Con suficientes colisiones, el neutrón es absorbido por un núcleo y se emite un rayo gamma. Debido a que el átomo de hidrógeno es casi igual en masa al neutrón, ocurre una pérdida máxima de energía cuando el neutrón colisiona con un átomo de hidrógeno. Por lo tanto, la pérdida de energía está dominada por la concentración de hidrógeno en la formación. Debido a que el hidrógeno en un medio poroso está concentrado en los poros llenos de fluido, la pérdida de energía se puede relacionar a la porosidad de la formación. Los primeros registros neutrónicos detectaban los rayos gamma que se producían de la captura de neutrones por los núcleos de la formación. Inicialmente, cada compañía de registros tenía su propio sistema de calibración, pero eventualmente el American Petroleum Institute (API) desarrolló sistemas de calibración estándares para las mediciones. Generalmente estos registros se deplegaban en cuentas por segundos (cps) o Unidades Neutrónicas API en vez de porosidad. La respuesta del registro neutrónico es inversamente proporcional a la porosidad de manera que unidades bajas de medición corresponden a porosidades altas y viceversa. El registro neutrónico más comúnmente usado es el Registro de Neutrón Compensado que tiene una fuente de neutrones y dos detectores. Su ventaja principal es que son menos afectados por la irregularidad del hoyo y que directamente muestra valores de porosidad, la cual puede ser grabada en unidades de porosidad de caliza, arenisca y dolomía aparente.



Registro Neutrón (NPHI) Principio Físico de la Medición Una fuente química (Americio – Berilio) emite neutrones de alta energía que son retardados por los núcleos de la formación. Dos detectores en la herramienta cuentan el número de rayos gamma de captura o neutrones que regresan (dependiendo del tipo de herramienta). Las tasas de las cuentas en los detectores son inversamente proporcional a la cantidad de hidrógeno en la formación (como agua o hidrocarburos), el índice de hidrógeno se puede relacionar con la porosidad de la formación. Las herramientas “Rayos Gamma-Neutrón” detectan rayos gamma y neutrones termales; las herramientas de pared de pozo (Sidewall) detectan neutrones epitermales y las herramientas compensadas detectan neutrones termales. Algunas compañías ofrecen una herramienta neutrónica que usa un acelerador que genera neutrones, eliminando la necesidad de una fuente química. Esto minimiza problemas de seguridad en la planchada del taladro y más aún en el caso de que la herramienta se pierda en el pozo. Objetivos de Interpretación Porosidad (desplegada directamente en el registro) Identificación de litologías (con el sónico y/o densidad) Indicación de gas (con el densidad) Contenido de arcilla (con el densidad) Correlación; especialmente en hoyos entubados



Registro Neutrón (NPHI)



Registro Neutrón (NPHI) Efectos Secundarios Efectos Ambientales Hoyo agrandado: NPHI > PHI real Revoque: NPHI < PHI real Salinidad del hoyo: NPHI < PHI real Salinidad de la formación: NPHI > PHI real Peso del lodo: NPHI < PHI real Presión: NPHI > PHI real Temperatura: NPHI < PHI real

Efectos en la Interpretación Arcillosidad: NPHI > PHI real en zonas arcillosas. Las herramientas de Neutrones Termales son más afectadas (leen mayores valores) que las de Neutrones Epitermales. Gas: NPHI < PHI real en zonas gasíferas. Litología: En general, para los registros grabados en unidades de caliza, si la litología real es arenisca, la porosidad del registro es menor que la porosidad verdadera, y si la litología real es dolomía, la porosidad es mayor que la porosidad real.



Registro Neutrón (NPHI) Correcciones ambientales -Diámetro de hoyo -Peso del lodo -Revoque -Salinidad en el hoyo -Salinidad de la formación -Distancia Herramienta – Pared del Hoyo (Standoff) -Presión -Temperatura -Excavación -Litología

Control de calidad -La porosidad neutrón debe ser igual a la porosidad densidad en formaciones limpias y acuíferas, cuando se ha corregido apropiadamente por litología -Los valores de porosidad neutrón de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos cercanos -Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carácter que aquellos de las corridas previas o secciones repetidas. -Revisar el carácter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.



Registro Neutrón (NPHI) El registro neutrón mide la radiación inducida de la formación, producida al bombardear a la formación con electrones de rápido movimiento. La herramienta responde principalmente al hidrógeno presente en la formación. Los neutrones son partículas eléctricamente neutras con una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Los neutrones de alta energía emitidos hacia la formación pierden su energía en forma proporcional a la masa relativa de los núcleos con los cuales colisionan en la formación. Las mayores pérdidas de energía ocurren cuando el neutrón colisiona con un núcleo de prácticamente igual masa, por ejemplo el hidrógeno. En pocos microsegundos, los neutrones han disminuido su velocidad por sucesivas colisiones a velocidades térmicas que corresponden a energías de aproximadamente 0,025 electronvoltios (eV). Luego ellos se dispersan aleatoriamente hasta que son capturados por el núcleo de átomos como el de cloro, hidrógeno, sílice y otros más. Los núcleos “capturadores” se excitan intensivamente y emiten un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta neutrónica, se contabiliza en un detector de la herramienta o estos rayos gamma de captura o los mismos neutrones.



Registro Neutrón (NPHI) Cuando la concentración de hidrógeno del material circundante a la fuente neutrónica es grande, la mayoría de los neutrones pierden velocidad y son capturados a una corta distancia de la herramienta. Sin embargo, si la concentración de hidrógeno es pequeña, los neutrones viajan más lejos de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo a esto, la tasa de cuentas en el detector aumenta para concentraciones de hidrógeno reducidas y disminuye con la creciente concentración de hidrógeno. La porosidad basada en el conteo de neutrones está dada por: N = a – b*log(Φ) Donde N es el número de electrones lentos contados, a y b son constantes empíricas determinadas por una calibración apropiada (en matriz caliza o arenisca) y Φ es la porosidad. Dos factores adicionales se deben considerar en la interpretación de registros neutrónicos: Primero, la presencia de arcillas indicará una alta porosidad neutrón debido al agua ligada a las arcillas. Segundo, debido a la menor concentración de hidrógeno en el gas que en el petróleo o en el agua, una zona contentiva de gas indicará una porosidad neutrón que es menor de lo que debería ser.



Principio del NPHI

Las herramientas neutrónicas miden es un índice de hidrógeno, el cual es la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen. El agua fresca está definida con un índice de hidrógeno igual a 1, por lo tanto, el petróleo tiene un índice de hidrógeno ligeramente menor que el del agua y el del gas es aún mucho menor. En una formación, los fluidos en los poros contienen hidrógeno.



Principio del NPHI

Las primeras herramientas usaban una fuente química y empleaban un único detector que medía los Rayos Gamma de Captura. La segunda generación era un dispositivo epitérmico montado en una almohadilla. La tercera generación es el Neutrón Compensado (CNT), ya con dos detectores que pueden medir la región epitermal o termal según el diseño de la herramienta. Y la última herramienta es la Sonda de Porosidad por Acelerador (APS), que usa una fuente electrónica para los neutrones y mide la región epitermal.



Principio del NPHI



Efecto de la Salinidad en NPHI Hay dos factores que afectan la medición del neutrón en la formación: -El cloro en el agua de formación -La sección de captura de la matriz de la roca (Sigma). El método de corrección por salinidad más simple es asumir que la matriz es limpia y que el Sigma de la matriz es conocido, esto deja a la salinidad (filtrado de lodo) como la única variable. La solución completa es medir el Sigma total de la formación y usar esta medición para calcular la corrección. La corrección puede ser mayor pero no es aplicada en el campo debido al desconocimiento de la litología, por lo tanto el Sigma es desconocido; por eso sólo se toma en cuenta en la fase de interpretación.



Otros factores que afectan al NPHI • Arcillosidad

Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas Fresca

Sin efecto en la Porosidad Neutrón

Salina

Baja la Porosidad Neutrón

Agua

• Tipo de fluido

Petróleo

Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón

Gas

Porosidad Neutrón muy baja

• Compactación

La Porosidad Neutrón no es afectada

• Porosidad Secundaria

El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria)

• Efecto de forma del pozo

Mínimo efecto

• Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del lodo, peso del lodo



Porosidad NPHI

• En formaciones limpias con poros llenos de líquidos y matriz litológica conocida, la determinación de porosidad es relativamente precisa, siempre y cuando se use la calibración adecuada de cada compañía de registros, es decir, cada compañía tiene su propia gráfica de corrección para sus herramientas.



Presentación del NPHI

Φd (Matriz Caliza)

Φd (Matriz Dolomía)



Combinación Densidad - Neutrón



Combinación Densidad - Neutrón El intervalo desde 14.601 a 14.624 pies muestra la respuesta de rayos gamma bajo, típica de un yacimiento y el cruce densidad-neutrón (NPHI


Interpretación integrada de Registros

El solape CNL-FDC muestra una zona de gas en la parte limpia de la arena. El Rayos Gamma muestra que la parte superior es arcillosa.



Porosidad XND



Combinación de Registros DT – NPHI RHOB – PEF



Combinación de Registros RHOB – DT DT – RHOB – NPHI



Registros Especiales Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger) Esta herramienta usa una fuente de neutrón estándar de Americio-Berilio (AmBe) y un gran detector de Bismuto Germanato (BGO) que mide las concentraciones relativas de los elementos basado en la espectroscopía de la captura de los rayos gamma inducidos por neutrones. Los elementos principales medidos tanto a hoyo abierto como entubado son los elementos de la formación tales como: Sílice (Si), Hierro (Fe), Calcio (Ca), Sulfuro (S), Titanio (Ti), Gadolinio (Gd), Cloro (Cl), Bario (Ba) e Hidrógeno (H). El procesamiento en el pozo utiliza el espectro de energía del canal 254 de los rayos gamma para producir los pesos secos de los elementos, litología y propiedades de la matriz. El primer paso involucra la deconvolución espectral del espectro completo de los rayos gamma al usar un conjunto de estándares elementales para producir mediciones relativos de elementos. Estas mediciones son convertidas luego a curvas de concentraciones elementales en peso seco para los elementos Si, Fe, Ca, Ti, Gd utilizando un método de cierre de óxidos. Las propiedades de la matriz y las litologías en peso seco se calculan luego a partir de las fracciones de los pesos secos de los elementos usando las relaciones empíricas del Spectrolith, el cual es un procesamiento matemático derivado de una extensa base de datos de la química y mineralogía de núcleos.



Registros Especiales Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger) Resultados del ECS: -Fracciones de los pesos secos de las litologías (a partir de los elementos): Arcilla total Carbonato total Anhidrita y Yeso a partir del Azufre (S) y Calcio (Ca) QFM (Cuarzo, Feldespato y Mica) Pirita Siderita Carbón Sal -Propiedades de la matriz (a partir de los elemntos) Densidad de granos de la matriz Neutrones termales y epitermales de la matriz Sigma de la matriz



Registros Especiales Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger) Aplicaciones del ECS: -Análisis petrofísico integrado -Volumen de arcilla independiente del registro de rayos gamma, potencial espontáneo y densidad-neutrón -Volúmenes de carbonato, yeso o anhidrita, QFM, pirita, siderita, carbón y sal para el análisis de yacimientos de litologías complejas -Densidad de la matriz y valores del índice de hidrógeno de la matriz para un cálculo más acertado de porosidad -Sigma de la matriz y análisis de saturaciones a hoyo abierto por medio de sigma -Estimaciones de permeabilidad basadas en la mineralogía -Litología cuantitativa para el modelado de propiedades de roca y predicción de presión de poros a partir de datos sísmicos -Estratigrafía geoquímica (quimioestratigrafía) para la correlación pozo a pozo -Diseños mejorados de fluidos de completación y de perforación basados en las proporciones de arcilla versus cementación carbonática -Delineación de capas de carbón y de metano.



Registros Especiales Mineralógico, Espectroscopía de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)



Registros Especiales Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger) Esta herramienta mide la resonancia magnética nuclear de la polarización y el decaimiento del núcleo de hidrógeno en los líquidos contenidos en el espacio poroso de las formaciones rocosas. Una de las principales mediciones de la herramienta CMR-Plus es la porosidad total de la formación. La medición de la resonancia magnética no está afectada por materiales sólidos, de manera que la medición no es sensible al tipo de matriz y por lo tanto es independiente de la litología. La porosidad total se puede dividir en un espectro de tamaños de poros, el cual provee información sobre la saturación de agua irreducible. La permeabilidad se puede estimar a partir de la relación entre fluidos libres y fluidos irreducibles y de la forma de la distribución de tamaños de poros. La medición de resonancia magnética también es útil para la identificación de fluidos debido a que es una medición de índice de hidrógeno, y los distintos fluidos tienen diferentes valores de índice de hidrógeno, así como también características de polarización diferentes. Los datos de resonancia magnética se pueden procesar para obtener propiedades de los fluidos de la formación tales como las saturaciones de petróleo y gas, y la viscosidad del petróleo. Interpretación de Registros de Pozos 2011 - II


Registros Especiales Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger) Aplicaciones: -Porosidad independiente de la litología para la cuantificación del almacenamiento -Distribución de tamaño de poro para la determinación de la calidad de roca del yacimiento -Volúmenes de fluidos libres e irreducibles como indicadores de productividad del pozo -Identificación de capas delgadas y permeables en yacimientos laminados

-Identificación de hidrocarburos, especialmente en arenas petrolíferas de resistividades bajas y de poco contraste -Determinación del volumen poroso de hidrocarburos para el cálculo de reservas -Estimaciones mejoradas de la saturación de agua irreducible para reducir o eliminar la producción de agua -Eficiencia mejorada en el diseño de los programas de pruebas de formaciones en combinación con la herramienta MDT.



Registros Especiales Resonancia Magnética Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)



Registros de Porosidad

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