REGISTROS ELÉCTRICOS Hace más de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria petrolera. Desde entonces se han desarrollado y utilizado en forma general, muchos más y mejores dispositivos de registros. A medida que la ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también lo hacia el arte de la interpretación de datos. Hoy en día el análisis detallado de un conjunto de perfiles cuidadosamente elegidos, provee un método para derivar e inferir valores precisos para las saturaciones de hidrocarburos y de agua, porosidad, índice de permeabilidad y la litología del yacimiento. Resistividad La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación solo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones como el sulfuro metálico, la grafiíta y la roca seca que es un buen aislante. Las formaciones subterráneas tienen resistividades mesurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o al agua intersticial absorbida por una arcilla. La resistividad de una formación depende de: la resistividad del agua de formación, la cantidad de agua presente y la geometría estructural presente. Registros Eléctricos Los registros de resistividad miden la diferencia de potencial causada por el paso de la corriente eléctrica a través de las rocas. Consiste en enviar corrientes a la formación a través de unos electrodos y medir los potenciales en otros. Entonces la resistividad de la roca puede determinarse ya que esta resulta proporcional a la diferencia de potencial. Las herramientas que se utilizan para medir las resistividades pueden ser de dos tipos según el dispositivo que utilicen, estos tipos son: Dispositivo normal. Dispositivo lateral básico.
Estos registros son aplicables, cuando: se utiliza un fluido de perforación salado. Si la formación presenta una resistividad de media a alta. Las capas son delgadas, excepto si estas son de resistividades muy altas.
Inductivos Los perfiles de inducción fueron introducidos en el año de 1.946, para perfilar pozos perforados con lodos base aceite, transformándose en un método “standard” para este tipo de operaciones. Estos miden la conductividad (recíproca a la resistividad) de las formaciones mediante corrientes alternas inductivas. Dado que es un método de inducción se usan bobinas aisladas en ves de electrodos, esto para enviar energía a las formaciones. La ventaja de este perfil eléctrico se basa en su mayor habilidad para investigar capas delgadas, debido a su enfoque y a su radio de investigación. Factores que afectan tanto a los registros resistivos como inductivos, son: Efecto pelicular (efecto skin). Factor geométrico. Efecto de invasión. Formaciones adyacentes. Fluidos de perforación y revoques.
Figura 1: Sección de un registro de resistividad mostrando las arenas con posibles acumulaciones de hidrocarburos.
Gradiente Geotérmico Es la variación de temperatura, es decir gradiente térmico, que se produce en el material de un planeta rocoso (de ahí el prefijo GEO). Físicamente se expresa en unidades de temperatura de diferencia entre unidades de longitud recorrida para obtenerlas. Por ejemplo, un gradiente geotérmico de 0,03ºF/ft indica que cada pie de descenso supone un aumento de 0,03ºF en la temperatura. El gradiente geotérmico nos da una idea de la variación del calor interno de la Tierra. El gradiente geotérmico no es un valor constante puesto que depende de las características físicas que presente el material en cada punto del interior del planeta, es decir, de las condiciones geológicas locales algunas de las cuales son: la relación presión con temperatura, la composición química y las reacciones que se produzcan, la existencia de material radiactivo, la presencia de movimientos convectivos y rozamientos, y un largo etc. El Gradiente geotérmico puede ser calculado como el cociente entre la diferencia de temperaturas y la diferencia de Profundidades referidas a las mismas temperaturas, tal y como se muestra en la siguiente ecuación:
G
T f Ti Pf Pi
Donde: G : Gradiente geotérmico.
Tf: temperatura Final o del punto de referencia 2 Ti: temperatura Inicial o del punto de referencia 1 (generalmente se utiliza la temperatura de Superficie que es igual a 60°F. Pf:
Profundidad Final o del punto de referencia 2.
Pi: Profundidad Inicial o del punto de referencia 1 (generalmente se utiliza la como referencia la superficie por lo que Pi = 0 ft.
TALLER N° 1 Problema 1. Complete la siguiente tabla utilizando la información anexa en la misma, para ello utilice la grafica Gen-09. Calcule las resistividades mediante la formula anexa y compárela con las resistividades obtenidas en la tabla anterior.
R 2 T1 6,77 R 1 T2 6,77
Resistividad
Temp.
Temp.
Prof.
Gradiente
Prof. A
(Ohm-m)
Superf
Fondo
Total
Geotérmico
(°F)
(°F)
(°F)
(ft)
(F/100ft)
180 0,065
75
0,9
Resistividad
Concentración
A
A
Salina (ppm)
(°F)
(Ohm-m)
Temp.
8595
10000
6000
1,9
1200
162
216
10997
8700
100000
1,4
112
8000
5220
4250
225
14614
10000
90
0,1
8000
0,045 95 0,125
80
0,3375
109
60000
220
1,45
0,032
200000
230
0,9
1,8
1000
5220
3500
A (Fórmula)
0,052 0,54
Resistividad
140
Parte II 1. ¿Qué puede concluir de la tabla Gen-09 y del calculo de la resistividad por medio de la fórmula? 2. ¿Cómo se ve afectada la resistividad con la concentración salina? 3. ¿Los cambios son proporcionales? 4. ¿A mayor profundidad mayor resistividad?. Explique
Problema 2. Usando la información grafica dada, complete las siguientes tablas. Utilice la carta Gen-09. Datos: • Rw @ 500 ft = 1,5 ohm-m • Rmf @ 87 F = 0,75 ohm-m
Zona 1 Base
Zona 2 Tope
Base
Zona 3 Tope
Base
Prof. (ft)
Prof. (ft)
Prof. (ft)
Temp. (°F)
Temp. (°F)
Temp. (°F)
Gradiente
Gradiente
Gradiente
Geotérmico
Geotérmico
Geotérmico
(F/ft)
(F/ft)
(F/ft)
Punto
Temp. (°F)
Prof. (ft)
G (°F/ft)
A
2560
B
4567
C
6333
D
9262
Rw (Ohm-m)
Tope
Rmf (Ohmm)
b) Determinar: Rw @ 143 F =? Rmf @ 5689ft=? c) Mencione las condiciones del pozo que pueden afectar los perfiles de pozos. Categorías y subdivisión
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION
Registro de Potencial Espontáneo (SP) La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad. Frente a las lutitas, la curva SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas, mientras que, frente a formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas excursiones (deflexiones) tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante. Definiendo así una línea de arena. Dicha deflexión puede ser hacia la izquierda (negativa) o la derecha (positiva), dependiendo principalmente de la salinidad de la formación y del filtrado de lodo. Las curvas del SP, no se pueden registrar en pozos con lodos de perforación no conductivos, ya que estos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación. Además si la resistividad del filtrado del lodo y del agua de formación son casi iguales, las deflexiones obtenidas serán muy pequeñas y la curva no será muy significativa. Estos registros permiten: establecer correlaciones geológicas de los estratos atravesados, diferenciar las lutitas y las capas permeables, permitiendo a su vez saber sus espesores, obtener cualitativamente el contenido de arcilla de las capas permeables. Factores que afectan a la curva SP: Espesor y resistividad verdadera de la capa permeable. Resistividad de las capas adyacentes. Resistividad del fluido de perforación. Presencia de arcilla dentro de las capas permeables.
Métodos para calcular la Resistividad del Agua de Formación (Rw): La gráfica SP-1 permite calcular la resistividad equivalente de la formación, Rweq, para el Potencial Espontáneo Estático SSP, que es la medición de la formación limpia, es decir el mayor valor de SP. Se entra en el gráfico con el valor de SSP en mV, y se intercepta con la temperatura del yacimiento en °F ó °C, para definir la relación entre la Resistividad del filtrado del lodo equivalente Rmfeq y la Resistividad del agua de formación equivalente Rweq, Rmfeq/Rweq. Para un lodo predominantemente salino, se determina Rmfeq de la siguiente forma: Si Rmf @75°F (24°C) es mayor que 0,1 Omh-m, se obtiene Rmf a la temperatura de formación usando la gráfica Gen09, y usando Rmfeq = 0,85 Rmf. Si Rmf @75°F (24°C) es menor que 0,1 Omh-m, utilice la gráfica SP-2 para obtener el valor de Rmfeq a la temperatura de formación. Ejemplo: SSP = 100 mV a 250 °F Rmf = 0,70 Ohm-m a 100 °F ó 0,33 Ohm-m a 100 F Entonces, Rmfeq = 0,85 x 0,33 = 0,28 Ohm-m a 250 °F Rweq = 0,025 Ohm-m a 250 °F SSP = -Kc log (Rmfeq/Rweq) Kc = 61 + 0,133 T °F
Siempre es preferible utilizar medidas reales de la resistividad, pero de ser necesario, la carta Gen-09 permite estimar la resistencia de una muestra de agua a una temperatura dada cuando se conoce la salinidad (concentración de NaCl), o estimar la salinidad cuando se conoce la resistividad y la temperatura. Esto también puede ser usado convertir la resistencia de una temperatura a otra temperatura. Ejemplo: La resistividad de una muestra de agua es 0.3 Ohm-m a 25°C; ¿Cuál es la resistividad a 85°C? Entre en la carta Gen- 09 con 25°C y 0,3 Ohm-m. Su intersección indica una salinidad de aproximadamente 20.000 ppm. Esta línea de concentración es constante y permite obtener una resistividad de agua de la muestra de 0,13 Ohm-m a 85°C. La resistividad de una muestra de agua puede ser estimada también a través de su análisis químico. Una vez obtenido el valor equivalente de la concentración de NaCl, de carta Gen-08, se puede entrar en la carta General Gen-09 para estimar la resistencia de la muestra, tal y como se explico en el párrafo anterior La carta Gen-08 presenta en el eje de las abscisas la concentración Total de elementos sólidos presentes en la muestra en ppm (mg/kg); la suma de todos los elementos parciales nos da un valor de concentración aparente, se traza una línea vertical que corta las curvas que representan cada ión, esta intersección en el eje de las ordenadas permite encontrar los multiplicadores de suplemento, de cada uno de los iones presentes. La concentración de cada ion es multiplicada por su multiplicador de suplemento, y los productos para todos los iones son sumados para obtener la concentración equivalente NaCl. Las concentraciones son expresadas en ppm o mg/kg, ambos por el peso. Estas unidades equivalentes.
Ejemplo: Un análisis de agua de formación de la muestra presenta 460 ppm de Calcio, 1400 ppm SO4 y 19.000 ppm NaCl. La concentración total de sólidos es 460ppm + 1400ppm + 19.000ppm = 20.860 ppm. Entre en la carta Gen-08 con esta concentración total de sólidos, interceptando esta línea con cada ión encontramos 0.81 como el multiplicador del Calcio y 0.45 como el multiplicador SO4. Se multiplica la concentración por los multiplicadores correspondientes, el equivalente de la concentración de NaCl encontrado es aproximadamente: (460ppm x 0,81) + (1400ppm x 0.45)+ (19.000ppm x 1) = 20.000 ppm. Finalmente, entrando en la gráfica Gen-09 de salinidad de la resistividad con 20.000 ppm y 75°F (24°C), la resistividad encontrada es 0.3 a 75°F.
Problema 1. Complete la siguiente tabla usando el registro anexo. Indique el signo del Potencial Espontáneo.
Profundidad (ft) 4198 4226 4293 4244-4260 4298-4314 4319-4340
SP
SSP
Problema 2. Mediante el uso de las cartas SP-1 y SP-2 determine la resistividad del agua de formación (Rw) a partir del valor de potencial espontáneo estático. Utilice: Rmf: 0,51@135 F BHT: 135 F Prof. total: 8007 ft Temperatura en superficie: 60 F Espesor capa: 8 ft (7442 – 7450)’ Resistividad zona invadida: 28 ohm-m SSP:--52 mV PARTE II Responda de manera clara y precisa las siguientes preguntas: a) Explique el origen del SP b) ¿Qué indica el signo del potencial espontáneo? d) ¿Dónde completaría un pozo para la producción de hidrocarburo?. ¿Por qué?
Problema 3. Mediante el análisis químico de una muestra de agua de formación, se determinó que dicha muestra estaba compuesta de 4350 ppm de Calcio, 6000 ppm de Magnesio, 1150 ppm de Carbonato, 8000 ppm de Sulfato, 1800 ppm de Bicarbonato y 21270 de Cloruro de Sodio. Determinar la resistividad de la muestra a la temperatura de 130 F.
GAMMA RAY Registro de Rayos Gamma (GR) Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos, como por ejemplo los elementos radioactivos de la serie del Uranio y el Torio que son los que emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra. El registro GR, es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones ya que los elementos radioactivos tienden a concentrase en arcillas y lutitas, las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad. La sonda del GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina en la formación cerca de la sonda. En la actualidad se emplean contadores de centello para esta medición. Estos registros permiten: Estimar los límites de las capas, estimar el contenido de arcilla en capas permeables, controlar la profundidad del cañoneo y verificar la perforación en pozos revestidos. El Gamma Ray se mide en Unidades API. Factores que afectan el registro GR: Tipo de detector. Velocidad del perfilaje. Diámetro y densidad del hoyo. Espesor de las formaciones. Excentricidad y diámetro de la sonda.
Figura 2: Sección de un registro de rayos gamma mostrando la litología de la formación estudiada, en este caso se puede ver claramente la ubicación de las arenas.
Saturación del Agua de Formación Para el cálculo de la saturación de agua, se dispone de varios modelos de acuerdo a las características de las rocas. El más simple es el modelo de ARCHIE, aplicable solo en aquellas arenas completamente limpias o con muy escaso contenido de arcilla (Vsh ≤ 5%). La ecuación de Archie, que relaciona saturación de agua con las resistividades posee un exponente de saturación n y un exponente de cementación m aproximadamente igual a 2, también relaciona, la porosidad y la constante, cuyo valor generalmente es 1, tal y como se muestra a continuación:
Sw n
aRw m Rt
S xo n
aRmf
m Rxo
Donde: Sw: saturación del agua de formación. (%) Sxo: saturación de agua de la zona lavada. (%) Rw: resistividad del agua de formación. (Ohm-m) Rmf. Resistividad del filtrado del lodo. (Ohm-m) Rxo: resistividad de la zona lavada. (Ohm-m) Rt: resistividad de la zona virgen. (Ohm-m) n: exponente de saturación (2) m: exponente de cementación (2) a: constante (1) Conocer la saturación de agua, nos permite obtener de forma indirecta la saturación de hidrocarburo, ya que asumimos que en la formación existentes dos fluidos agua e hidrocarburo y la suma de ellos es igual al 100% del fluido presente en la formación. Tal y como se muestra en la siguiente ecuación: Sw Sh 1 ó
Sh 1 Sw
También permite obtener el factor de recobro que se define como el cociente entre la cantidad de hidrocarburo que es posible extraer de la formación y la cantidad de hidrocarburo existente, es decir el POES o Petróleo Original en Sitio, generalmente de expresa como:
Fr
Np POES
En función de las saturaciones de los fluidos puede expresar como: Fr
S hm S o S or 1 S w S or 1 Sw 1 Sw So
Donde Sw: saturación del agua de formación. Sh: saturación de hidrocarburo Shm: saturación de hidrocarburos móvil (que se puede recuperar) Sor: saturación de hidrocarburo irreducible (no puede ser recuperado) Fr: factor de recobro (porcentaje del hidrocarburo que puede recuperarse de la formación)
Problema 1. Complete la tabla Anexa.
I GR
GRleido GRcl GRsh GRcl
Vsh 0,33x(2 2 I GR 1)
Sub Capa
GRleido
IGR(%)
Vsh (%)
A B C D E F GRsh = 80API
GRcl = 26 API
Problema 2. a) Ubique por intervalos zonas de Lutitas y Zonas de Arenas. b) Verifique en cual arena o cuales arenas es posible aplicar la ecuación de ARCHIE y justifique su respuesta numéricamente. En ese caso, calcular la saturación de agua sabiendo que:
= 20% m=n=2 Rw @ 130ºF = 0,22 ohm-m BTH=130 F @8000ft
REGISTROS DE POROSIDAD Registros Neutrónicos, de Densidad y Sónicos. (Registros de porosidad). Neutrónicos Los registros neutrónicos se emplean principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación. Por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros se hallen saturados con agua o hidrocarburo, el registro reflejará la cantidad de porosidad saturada de líquido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar este registro con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporcionan valores más exactos de porosidad y contenido de arcilla así como también permiten identificar litología. La porosidad por medio de este se determinada leyendo directamente del registro obtenido, es decir:
N CNL Entre las herramientas que se emplean para correr los registros neutrónicos, tenemos: Neutrón Compensado. (CNL) Dual Porosity Neutrón. (CNT-G) Gamma-Neutrón CCl. Serie de GNT. Dual Spaced Ephitermal Neutrón. Sidewall Neutrón Porosity. (SNP) Dual Spaced Neutrón II.
Factores que afectan el Registro Neutrónico: Efectos de la litología. Tamaño del hoyo. Peso del lodo. Efecto Stand-Off o falta de separación entre la herramienta y la pared del pozo. Efecto de la salinidad. Temperatura y presión.
Densidad Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas determinación de la densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. La porosidad se determina por medio de este a partir de la siguiente ecuación:
D
ma b ma f
Donde:
: Porosidad, %. ma : densidad de la matriz (gr/cc) b : densidad bruta (medida en punto de referencia), (gr/cc)
f : densidad del fluido (1,71 gr/cc)
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros de densidad, tenemos: Lithodensity. (LDT). Espectral Density. (LDT). Plataforma Express. (PEX).
Factores que afectan el Registro de Densidad:
Efecto del hoyo. Espesor del revoque. Litología de las formaciones. Fluidos presentes en la zona investigada. Efecto de los hidrocarburos.
Figura 4: Sección de un registro compuesto Densidad – Neutrón. El cruce de las curvas indica la presencia de arenas con hidrocarburos.
Sónicos
El perfil sónico no es más que el registro continúo del tiempo que emplea una onda sonora compresional, para viajar a través de un pie lineal de formación. El tiempo requerido para este viaje, se denomina tiempo de tránsito. El objetivo fundamental de este es medir la porosidad de la formación, lo cual dependerá de la litología de la formación y de la naturaleza de los fluidos que llenen los espacios porosos. La porosidad se determina por medio de este a partir de la siguiente ecuación:
S
t t ma t f t ma
Donde:
: Porosidad, %. t ma : tiempo de tránsito de la matriz ( s /ft)
t : tiempo de tránsito leído (medida en punto de referencia), ( s /ft) t f : tiempo de tránsito del fluido (189 s /ft)
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros de densidad, tenemos: Registro Sónico Compensado. (BHC) Sónico de Espaciamiento Largo. (LSS) Array Sonic Multipole Array Acoustinlog. Factores que afectan el Registro Sónico:
Diámetro del hoyo. Litología.
Coeficientes de matriz y fluido para varios minerales y tipos de porosidad (pozos Llenos de Fluido)
Efectos de la arcillosidad de las arenas en los registros de porosidad:
Las arcillas dentro de los cuerpos de arena, en diferentes grados, causan un aumento en la porosidad determinada a partir de las lecturas de los registros de porosidad. Esto se debe a que las arcillas tienden a disminuir la densidad total de la formación medido por el registro de densidad, aumentar el tiempo de tránsito de la onda acústica y aumentar la concentración de hidrógeno de la formación medido por el registro neutrónico. Por lo tanto, la porosidad obtenida a partir de las ecuaciones antes mencionadas, deben ser corregidas por la presencia de arcilla, mediante las siguientes ecuaciones: Registro neutrónico: φ = φN - φNSH * VSH
Registro de densidad: φ = φD - φDSH * VSH Registro Sónico: φ = φS - φNSH * VSH Cuando se disponen de dos registros de porosidad, la porosidad se puede determinar con la combinación de ellos donde la porosidad resultante recibe el nombre de porosidad croosplot. Efectos del gas en los registros de porosidad:
La presencia del gas en la formación disminuye la densidad total de la misma, por lo tanto, aumenta la porosidad "leída" por el registro de Densidad. Esta misma presencia disminuye el tiempo de tránsito de la onda acústica, como consecuencia, aumenta la porosidad determinada por el registro Sónico. En cambio, la concentración de hidrógeno del gas comparada con la del petróleo líquido es menor, porque contiene menor átomo de ése en sus moléculas, por lo tanto, la presencia del gas en la formación causa una disminución en las lecturas de la porosidad en el registro de Neutrón. En la práctica, si se dispone sólo de un registro de porosidad y se tiene la certeza de que las lecturas del registro están afectadas por gas, se estima la porosidad mediante las siguientes aproximaciones empíricas: Densidad φ = 0.85 * φD. Sónico φ = 0.95 * φS. Neutrón φ= 1.25 * φN. Generalmente se usa la combinación Densidad - Neutrón, porque es la mejor para la detección del gas, ya que éste afecta en sentidos opuestos a las lecturas de estos dos registros. Cuando las arenas son gasíferas y arcillosas, para estos promedios se usan los valores de cada registro individuales, corregidos previamente por arcillas.
Problema 1. Determine porosidad, saturación de agua y resistividad del agua de formación
para las siguientes secuencias geológicas, las cuales fueron perforadas en un hoyo fresco. (a=1, m = n = 2). Utilice la Gráfica Por 5 o la ecuación D
Archie para el cálculo de la saturación de Agua,
Sw n
ma b y el modelo de ma f
aRw m Rt
Rt
Rw
ρb
Formación
245
0,083
2,54
Caliza
175
0,1
5,54
Dolomita
45
0,3
2,30
Arenisca
15
2,28
Arenisca
100
25
2,51
Dolomita
35,5
2,56
Caliza
2,6
Caliza
120
0,09
135
Ø(%)
Sw(%)
62,5
Problema 2. Mediante el uso de la grafica Por –15a, realice correcciones por efecto del
hoyo para la lectura de densidad (ρb) a partir de un registro FDC para un hoyo de13 pulg. lleno de lodo, ρb = 2,4 g/cc Concentración salina = 25000 ppm Suponga matriz Arenisca (ρma= 2,65 g/cc), para ello estime el valor de porosidad usando la gráfica Por-5 y verifique sus resultados usando la formula. La densidad bruta b , registrada con el FDC ( Densidad de Formación Compensada o LithoDensity ) , es convertida a la porosidad con la gráfica POR 5. Se entra en la gráfica, con el valor de la densidad bruta, corregida para tamaño del hoyo, en el eje de las abscisas; se intercepta con el tipo de roca del yacimiento y se lee la porosidad sobre la densidad del fluido apropiada f , en la escala de las ordenadas. ( f es la densidad del fluido que satura la roca inmediatamente que rodea el líquido filtrado del lodo de perforación por lo general.
Ejemplo: b = 2.31 g/cm3 en litología caliza ma = 2.71 (calcita)
f = 1.1 (lodo salino) Entonces, D = 25 %
En algunas circunstancias, el FDC* el registro de densidad Compensada de la Formación y el registro de Litho-densidad deben ser corregido para el tamaño del hoyo, y el registro de neutrón SNP debe ser corregido por el espesor del revoque. Los gráficos presentados en la gráfica por 15 a proporcionan estas correcciones. Para el registro FDC, entre en la carta con el diámetro de perforación, dh. Vaya a la densidad aparente de la formación b (FDC la lectura de densidad del registro), y lea, en la ordenada, la corrección para ser añadida a la lectura de densidad del registro FDC. Ejemplo: dh = 12 in. b = 2,20 g/cm3 (hoyo lleno de lodo) Entonces, la corrección = 0,02 g/cm3 bcor = 2,20 + 0,02 = 2,22 g/cm3
Para el registro LDT, entran en la abscisa de la carta con el producto del diámetro del hoyo menos 8 en pulgadas por la diferencia entre la lectura de densidad LDT, b , menos densidad del lodo, m ; y diámetro del hoyo menos 200 en unidades métricas. Lea, en la ordenada, la corrección para ser añadida a la lectura de densidad bruta del registro. Ejemplo: dh = 325 mm
b = 2,45 g/cm3 m = 1,05 g/cm3 Sustituyendo (dh – 200)( b – m ) = (325 – 200)(2,45 – 1,05) = 175 Entonces, la corrección = 0,014 g/cm3
b cor = 2,45 + 0,014 = 2,464 g/cm3
Responda brevemente: 1. ¿Recomendaría un registro eléctrico en lodo base aceite, por qué?. En caso de no
recomendarlo, por cual lo sustituiría? 2. Las correcciones donde se plantean, y cual es la zona donde se hacen mayores correcciones? 3. ¿Qué mide el registro de densidad? 4. ¿Qué son los lignitos?. ¿Cuáles son sus principales características?
Problema 3. Complete la tabla anexa. Asuma tma 43,5seg / ft , tf 189seg / ft , GRcl 18UAPI y GRsh 105UAPI
Problema 4. (Perfil Sónico). Complete la tabla adjunta. Usando para ello la siguiente
ecuación, además defina cada uno de los términos de la ecuación y los valores posibles que pueda tener cada uno de los términos
Problema 5. Se ha perforado un pozo de desarrollo en el bloque superior del yacimiento A perteneciente al campo B de la unidad de explotación C. Se corrió un grupo de registros antes de revestir el pozo en la zona productora. Estudios preliminares arrojan que la zona prospecto a ser cañoneada para poner en producción al pozo se encuentra aproximadamente entre (1545 – 1580) ft. Como parte del estudio final de completación del pozo se le asigna a usted que compruebe que ciertamente esta es la zona a ser completada. Para realizar dicho estudio usted dispone de la siguiente información: ρmud: 8.8 LPG Rw: 0.16 Ω.m @101.5 F Rm: 2.2 Ω.m @81 F Dh: 7’’ Caliper: 6.5’’ Shr: 30% BTH: 131 F @3685’ Nota: Neutrón presentado en matriz arenisca.
Para tomar la decisión de completar una zona o intervalo de una formación, utilizando como principal parámetro de apoyo los perfiles de pozo, se debe en primera instancia conocer la saturación de hidrocarburo de la zona o intervalo de estudio. Dicha saturación será calculada como: la resta de 1 menos la saturación del agua de formación a través de ecuación de Archie
Sw n
aRw , se aplican los métodos conocidos para determinar la m Rt
resistividad del agua de formación, se conoce la Resistividad de la formación en la zona virgen (Rt), y los parámetros m=2 y a=1 generalmente son constantes, en este caso solo falta determinar Ø. 1. Lo primero que debemos identificar es en que matriz fue corregido el registro ya que las tablas a utilizar han sido calibradas en matriz caliza, y es importante realizar la conversión antes de utilizar las graficas, para ello se utilizara la grafica POR13b, entramos por el eje de las ordenadas con la porosidad CNL reportada por el registro, interceptamos con la matriz en la cual se corrió el registro y en el eje de las abscisas tenemos el valor de porosidad aparente en caliza. 2. Una vez obtenido este valor se deben realizar las correcciones por efectos ambientales, utilizando la grafica POR14c, se traza una línea vertical igual al valor de la porosidad aparente en caliza (ver figura POR 14c), con los valores correspondientes a: diámetro de hoyo, espesor del revoque, salinidad del hoyo, densidad del lodo, temperatura del hoyo, la presión y la salinidad del agua de formación, se entra en la escala correspondiente, se intercepta con la línea vertical de porosidad y se sigue la tendencia o comportamiento paralelo a la curva mas cercana y se sube o se baja hasta el punto de calibración (ver ejemplo POR14c). El diámetro del hoyo es un dato, el espesor del revoque es el diámetro del hoyo menos el caliper entre dos, la salinidad del lodo se obtiene utilizando la Gen 9 llevando la resistividad del lodo a concentración salina en Kppm, la densidad del lodo es otro dato, si su valor es mayor a 14 lpg se entra en la escala que dice Barite, y es menor a 14 utilizamos la escala que dice Natural, además la densidad del lodo permite calcular la presión, P 0,052 * l * h , donde la densidad se introduce en libras por
galón y h es la profundidad del intervalo en estudio; la temperatura que se introduce es la del punto o intervalo de estudio, (recordar las formulas de gradiente) la salinidad del agua de formación se obtiene de forma análoga a la concentración salina del lodo. Estas intercepciones al llegar a los puntos de calibración permiten calcular los Ø si la desviación es a la derecha de la línea de porosidad Ø será positivo, si es a la izquierda será negativo. 3. Todos los Ø se suman algebraicamente, al valor de porosidad aparente en caliza, y ese es el valor de porosidad aparente en caliza corregido. 4. También se deben realizar la corrección de la porosidad FDC (densidad), utilizando la POR15a, (este procedimiento fue descrito en el problema 2). 5. Con los valores corregidos de porosidad CNL y FDC, calculamos el cociente y con la saturación de hidrocarburo residual y la gráfica CP-10, determinamos el tipo de fluido presente en formación, si la densidad ρ < 0,15, el fluido presente es gas, si se mueve entre 0,15<ρ<0,8 el fluido es petróleo y si ρ > 0,8, es agua, esta grafica es una apreciación cualitativa del tipo de fluido, en ocasiones no es posible determinar el valor de la densidad cuantitativamente, en ocasiones los valores reportados se salen de la escala, si es por encima será agua, y si es por debajo será gas. 6. La porosidad verdadera se determina en función del tipo de fluido, si el fluido presente es agua o petróleo, la porosidad final que se introduce el formula de Archie es un promedio de ambas
CNL FDC 2
7. Si el fluido presente en la formación es Gas se utiliza la grafica CP-9, se registra en la línea vertical correspondiente al ØCNL el valor obtenido, igual ocurre con la porosidad ØFDC, se traza una línea que una ambos valores y se lee el corte en la línea vertical Ø1, desde este punto se traza una línea hasta el (0,0) del recuadro inferior, con la Saturación de hidrocarburo residual se entra por eje de las abscisas en el este mismo recuadro, se intercepta con la línea y se lee en el eje de las ordenas el Ø, observe que valor siempre será negativo. La porosidad verdadera que se introducirá en la ecuación de Archie será 1 .
