Dra. Ingrid Natalia Muñoz Quijano Docente Universidad Surcolombiana
Facultad de Ingeniería Programa Ingeniería de Petróleos
La PETR PETROF OFÍS ÍSIC ICA A perm permitite, e, a part partir ir del del cono conoci cimi mien ento to de la roca roca,, la sele selecc cció ión n y util utiliz izac ació ión n de MODE MODELO LOS S FÍSI FÍSICO COS S Y/O Y/O RELA RELACI CION ONES ES EMPÍRICAS para entender la respuesta de los REGISTROS DE POZO en términos de las PROPIEDADES FÍSICAS DEL SISTEMA que son de interés técnico-económico. técnico-económico . Tipos: Tipos: Litolog logía ía,, Espes Espesor or Neto Neto,, Poro Porosi sidad dad,, Convencional: Lito Tipo de Fluidos y Saturación, Permeabilidad.
Sísmica: Propiedades Elásticas y Acústicas de las Rocas. Mecánica: Propiedades Mecánicas y Mecanismos de
La PETR PETROF OFÍS ÍSIC ICA A perm permitite, e, a part partir ir del del cono conoci cimi mien ento to de la roca roca,, la sele selecc cció ión n y util utiliz izac ació ión n de MODE MODELO LOS S FÍSI FÍSICO COS S Y/O Y/O RELA RELACI CION ONES ES EMPÍRICAS para entender la respuesta de los REGISTROS DE POZO en términos de las PROPIEDADES FÍSICAS DEL SISTEMA que son de interés técnico-económico. técnico-económico . Tipos: Tipos: Litolog logía ía,, Espes Espesor or Neto Neto,, Poro Porosi sidad dad,, Convencional: Lito Tipo de Fluidos y Saturación, Permeabilidad.
Sísmica: Propiedades Elásticas y Acústicas de las Rocas. Mecánica: Propiedades Mecánicas y Mecanismos de
Estudio e Integración de:
Propiedades del Medio Poroso —compuesto por roca y fluido — e.g., porosidad, permeabilidad, mineralogía, mojabilidad, presión capilar, capilar, módulos elásticos, resistencia a la compresión, etc.. Medidas de Herramientas de Registro que utilizan fenómenos físicos —como la propagación de ondas electromagnéticas y acústicas, la radiactividad natural e inducida, etc.—, para muestrear el subsuelo. Modelos Petrofísicos —analíticos o empíricos— que explican las relaciones entre propiedades de la roca y respuesta de las
Información de Soporte para un Estudio Petrofísico Cortes y/o Corazones: • • • • • • •
Fluorescencia, Corte Descripción Sedimentológica Secciones Delgadas, Análisis Mineralógico Análisis Petrofísicos Básicos (f y K) Microscopía Electrónica y Difracción de Rayos X Presión Capilar, Mojabilidad, y Permeabilidad Relativa Propiedades Eléctricas y Mecánicas
Registros Convencionales Registros de Mud Log g ing Registros de Imágenes Datos de Presión de Poro (MDT, SFTT) Parámetros de Perforación Datos de Cromatografía de Gases
Primarias
Secundarias
Terciarias
(definitivas)
(dependientes)
(latentes)
f (%)
Resistividad, R (m)
Composición (%)
Porosidad,
Textura (mm)
Permeabilidad, k (md)
Potencial espontaneo, SP (mV)
Estructuras sedimentarias (m)
Saturación, S (%)
Radiactividad, (API)
Morfología (descriptiva)
Densidad,
– Son características
fundamentales del Yacimiento – Influencian las demás propiedades
b (g/cm3)
– Dependen de las
primarias. Ejemplo la Porosidad y permeabilidad – Conociendo las propiedades primarias se tiene idea cualitativa de la calidad del yacimiento
Tiempo de viaje del sonido, t (seg/pie)
– Estas son las propiedades
medidas en la cara del pozo por registros geofísicos.
f (%)
Volumen de poros (100) Volumen total de roca
Desde el punto de vista de su origen se distinguen dos tipos de porosidad:
Porosidad primaria o singenética constituida por los espacios vacíos que quedan entre los granos durante la depositación de los sedimentos. Porosidad secundaria o epigenética formada después de la depositación, a consecuencia de la facturación y/o de la disolución calcárea.
Desde el punto de vista de su la comunicación ente poros:
Porosidad absoluta o total (ɸt): esta porosidad incluye tanto los poros intergranulares de la arenisca como los poros subcapilares del shale Porosidad Efectiva (ɸe): esta porosidad incluye sólo los poros intergranulares comunicados entre sí, que garantizan permeabilidad. Se excluye los poros del shale, que debido a su tamaño subcapilar, el agua connata permanece inmóvil y por tanto no ofrecen permeabilidad alguna.
Ф (%)
0 – 5 5 – 10 10 – 15 15 – 20 > 20
CLASIFICACIÓN Despreciable Baja Regular Buena Muy buena
Porosidad de reservorios detríticos (Levorsen, 1956)
La práctica mundial ha demostrado que para que un reservorio arenoso tenga producción comercial, su porosidad primaria debe ser mayor o igual a 9%. No obstante, existen areniscas con producción comercial, por debajo de este límite, debido a que están fracturadas, es decir, debido a que poseen porosidad secundaria adicional a la porosidad primaria. De otro lado, existen reservorios carbonatados con buena producción c omercial con porosidades de tan solo 6%.
El Escogimiento de los Granos. Grado de Cementación. La Angularidad y grado de redondez. La Granulación (el proceso por el cual los granos se rompen por presión de sobre carga).
La Disolución de Minerales a través de aguas circulantes.
Porosidad en Areniscas, medida mediante varias técnicas de laboratorio
Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros Análisis Petrofísicos Básicos, de Núcleos Porosidad Visual de Petrografía Registros: • Densidad: asumiendo ma y f , muy bueno si la geometría del • hueco es buena y no hay gas. • Sónico: varios modelos, e.g. , f S -Wyllie = f(t ma y t f ) • Neutrón: directamente, después de múltiples correcciones • Crossplots: entre b , fN , y t • Resonancia Magnética Nuclear
La permeabilidad, K, es la habilidad de una roca reservorio de permitir el paso de fluidos; la permeabilidad es controlada por la distribución espacial y el tamaño de los poros.
K
Q A( P / L)
Donde: K= permeabilidad absoluta (en darcies) Q= flujo por unidad de tiempo (en cm/seg) μ = viscosidad del fluido (en centipoise) A= área seccional de flujo del medio poroso (en cm2) L= longitud del medio poroso (en cm) ΔP= presión diferencial (en atmósferas)
La unidad de la permeabilidad es el darcy (D) que es
K (mD) 1 – 15 15 – 50 50 – 250 250 – 1000 >1000
CLASIFICACIÓN Mala a regular Moderada Buena Muy buena Excelente
Permeabilidad de reservorios de petróleo y gas (Dresser Atlas, 1982)
Permeabilidad absoluta (Ka): se define como la habilidad de transmitir un fluido cuando la roca reservorio está 100% saturada de ese fluido. Permeabilidad efectiva (Ke): se define como la habilidad de una roca reservorio de transmitir un fluido cuando la roca esta saturada por dos o más fluidos no miscibles como son el agua y el aceite. Permeabilidad relativa (Kr): se define como la razón entre la permeabilidad efectiva de un fluido a saturación parcial, Ke, y la permeabilidad absoluta, Ka, de dicho fluido. K r
Ke Ka
PERMEABILIDAD Curvas típicas de permeabilidades relativas del agua y del aceite (tomado de Halliburton, 1991)
Cuando la permeabilidad relativa del agua Krwen un reservorio es igual a 0, un pozo produce gas o aceite secos, es decir, hidrocarburos libres de agua porque en este caso la permeabilidad relativa del aceite Kroes máxima (cercana a 1). En la medida que aumenta la permeabilidad relativa del agua, Krw, aumenta la cantidad de agua que produce un reservorio y en disminuye la consecuencia permeabilidad relativa del aceite Kro.
Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros No hay un registro que cuantifique permeabilidad. Sin embargo, se pueden tener indicios a partir de: Potencial Espontáneo: Intervalos Permeables /Impermeables, con leve correlación de la Magnitud de la Permeabilidad Resistividad: A partir de la separación entre curvas utilizando el registro Microlog (micro-resistividad) Porosidad / Arcillosidad
La saturación es la cantidad de fluido que contiene una roca y se expresa como un porcentaje del espacio poroso –Depende: AGUA
–Tamaño de los poros
GAS
–Empaquetamiento PETROLE O
–Tamaño de granos –Diagénesis –Mojabilidad
GRANOS DE ARENA
MATERIAL CEMENTANTE
–Composición: Los carbonatos son preferencialmente mojados por aceite
y las areniscas por agua
La saturación de agua, Sw, se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por agua. S w (%)
Volumen del agua en los poros Volumen total de los poros
(100)
Un caso especial de saturación de agua es la saturación irreducible, Swirr , donde el agua adsorbida por la superficie de los granos es mantenida fija en las gargantas capilares, por efecto de la tensión superficial y presión capilar respectivamente. En condición de S wirr el agua poral permanece estática, es decir, la permeabilidad relativa, Kra, del agua es cero y por tanto
En areniscas, cuando Sw = 60%, la cantidad de agua que produce un reservorio hace antieconómica la explotación. En rocas carbonatadas se considera que el límite crítico es Sw = 50%, pero hay calizas que producen aceite incluso con Sw = 70% y otras que producen agua con saturaciones de agua de tan sólo Sw = 30%.
Saturación de Hidrocarburo Irreducible (Shirr): Es la fracción del hidrocarburo que no puede ser desplazada por métodos convencionales de producción. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio (Permeabilidades Relativas ). Su valor varia entre 5 % y 60 % dependiendo de la gravedad API del crudo y su viscosidad.
Es la diferencia de presión existente entre dos fases debido a la interface que la separa y es función de la saturación de la fase mojante. En la mayoría de los yacimientos, el agua es la fase mojante. En un poro, la presión capilar depende del tamaño de la garganta del poro y de los dos fluidos que están en contacto.
Pc
2 cos r
Normalmente estas obtienen en mediante análisis (Plato Poroso,
: tensión interfacial q : ángulo de contacto r : radio del capilar
medidas se Laboratorio especiales. Centrifuga,
Depende de la adhesión relativa de dos fluidos a una cierta superficie sólida. En un medio poroso con dos fluidos inmiscibles, la mojabilidad es una medida de la tendencia preferencial de un fluido a mojar la roca ( e.g., esparcirse o adherirse).
Las composiciones mineralógica y de fluidos tienen una gran influencia sobre la mojabilidad.
La mayoría de los compuestos polares en los crudos son ácidos.
Las areniscas limpias tienden a tener mojabilidad entre neutra y al agua, debido a que la molécula de sio2 reacciona con salmueras para formar ácidos débiles, e.g ., atraen bases, repelen ácidos.
Las partículas arcillosas tienen carga neta negativa, y pueden reaccionar con algunas resinas y asfaltenos, dando a la roca un cierto grado de mojabilidad al aceite.
Los carbonatos son de carácter básico, por lo cual tienden a atraer compuestos ácidos del petróleo (mojabilidad al aceite).
Tendencias de Mojabilidad en Silicatos y Carbonatos, a partir de mediciones de ángulo de contacto
Es la fracción volumétrica de arcilla presente en un medio poroso en relación al volumen total del mismo.
Si Vsh es menor a 0.05 , se considera arena limpia Si Vsh es mayor a 0.05 y menor a Vsh limite , se considera arena arcillosa. Si Vsh es mayor a Vsh limite, se considera extremadamente arcillosa, no atractiva comercialmente. •
•
•
–La resistividad eléctrica es la habilidad para impedir el flujo de una
corriente eléctrica a través de una roca saturada de fluido, expresada en se mide en Ohmios ( Ω) y es función de la salinidad del agua de formación, la porosidad efectiva, y la cantidad de hidrocarburos atrapados en el espacio poroso. –Los hidrocarburos son aislantes perfectos y no permiten el paso de
la corriente eléctrica, la resistividad decrece con el incremento de porosidad y salinidad y temperatura de los fluidos, e incrementa con el incremento del contenido de petróleo o decremento de la porosidad. –Las medidas de la resistividad también son dependientes de la
geometría de poro, composición de la roca, fluido intersticial y
En un conductor eléctrico la resistencia es proporcional a la longitud del mismo ( L) e inversamente proporcional a su área seccional ( A) porque la corriente se distribuye de manera homogénea por toda su sección.
r
L m A m
2
omhio
Debido a que la resistencia de un material varía en función de las dimensiones del conductor, el concepto de resistencia es de poca utilidad en la práctica.
Para eliminar la influencia de las dimensiones del conductor se utiliza la resistencia específica ó resistividad, R, que es la resistencia que ofrece un volumen unitario de un material
La resistividad, R, es una constante para cada material, que se relaciona con la resistencia mediante la siguiente ecuación: L (m) A m r R R r 2 A (m ) L m 2
La resistividad se expresa en m2/m. En lenguaje coloquial se usan las expresiones ohmio/metro o simplemente ohmio queriendo significar m2/m. Las herramientas que miden resistividad, tienen suficiente profundidad de investigación, para medir Rt
MATERIALES Petróleo, gas y aire Hielo Agua destilada Agua lluvia Agua del mar
RESISTIVIDAD ( ·m)
105 –
108 2*105 30-1000 0.2
SEDIMENTOS NO CONSOLIDADOS
Arcillas Arenas (varía con la composición)
2 – 30 100 – 5000
SEDIMENTOS CONSOLIDADOS
Shale Areniscas Calizas Rocas ígneas y metamórficas
200 – 500 50 – 1000 100 – 50000 10 – 10000
MINERALES CONDUCTIVOS
Metales nativos: Au, Ag, Pt Sulfuros: galenita, pirita, calcopirita, arsenopirita Óxidos: casiterita, bornita, magnetita y grafito Otros: anhidrita y bauxita MINERALES NO CONDUCTORES
10-5 10-5 - 1 10-5 - 1 1 - 105
CUATRO COMPONENTES DE LAS ARENISCAS Clasificación para geólogos 1.Armazón (Framework) 2.Matrix 3.Cement 4.Pores
Clasificación para ingenieros 1.Armazón (Framework) 2.Matrix 3.Pores
La matriz (granos grandes, pequeños y cemento) de las rocas sedimentarias está constituida por materiales no conductivos en estado seco (cuarzo, silicatos, micas, arcillas).
CONDUCTIVIDAD DE LAS ROCAS En las rocas sedimentarias la corriente fluye a través del agua poral o intersticial, a condición de que esta contenga sales disueltas, las cuales se disocian en cationes y aniones cuando son sometidas a un potencial eléctrico. Lo anterior explica por qué el agua pura (químicamente) libre de iones, no es conductiva.
RESISTIVIDAD
La resi resist stiv ivid idad ad del del agua salada es baja
La resistividad del aceite es alta (es mal
RESISTIVIDAD
Mine Minera rale less no metá metálilico cos, s, secos (que forman la matriz de las rocas) poseen alta resistividad
La resi resist stiv ivid ida ad de una una roca oca porosa rosa es la medida de la resistividad de su matriz y de la resistividad de los fluidos contenidos en el volumen poroso de la roca.
RESISTIVIDAD
CONDUCTIVIDAD DE LOS ELECTROLITOS La cond conduct uctivi ivida dad d elect electro rolílític tica a es prop propor orci cion onal al a la conc concen entr trac ació ión n de ione ioness en solución: a may mayor conc concen entr trac ació ión n de ione ioness may mayor cond conduc ucti tivi vida dad. d. La cond conduc uctiv tivid idad ad elec electr trol olíti ítica ca aume aument nta a con con el incr increm emen ento to de la temp temper erat atur ura a, porq porque ue el aum aumento ento de tempe empera rattura ura dism dismin inuy uyee la vi visc sco osi sida dad d del del agu agua. Entonces los iones pueden ser considerados pequeñas esferas metálicas cargadas eléctricamente:
que a mayor T, se desplazan a mayor velocidad.
DETERMINACION DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION 1. Medición directa de representativa de agua.
la
resistividad
sobre
una
muestra
2. 2. Determinación de la resistividad por catálogo de muestras de agua o por interpolación a partir de mapas de isosalinidad. 3. 3. Cálculo de la resistividad a partir análisis análisis químico de muestras de agua. Si la sali salini nida dad d del del agu agua de for formaci mación ón es causada por NaCl, su resistividad se puede determinar utilizando el nomograma
° C
0 . 0 1
° F
1 5 0 0
0 . 0 2
0 . 0 3
0 . 0 4
0 . 0 5
0 . 0 6
0 . 0 8
0 .1
0 .2
0 . 3
0 .4
0 0 . 6 . 5
0 . 8
FORMULA DE ARPS 1
2
3
4
5 6
8
1 0
T 6.77 6 . 77 T
Rw 2 Rw1 · 2 0
2
7 5
T1 y T2 en F °
3 0
T e m p e r a t u r a ( ° F o ° C )
1
1 0 4 0 0 5 0 6 0
1 2 5
T 1 21.5 21 . 5 T 2
Rw2 Rw1 ·
1 5 7 0 0 8 0
9 2 0 0 1 0 0 0
T1 y T2 en F °
1 2 2 5 0 0 1 4 0 3 0 1 0 6 0 3 1 5 8 0 0 2 4 0 0 0 0
2 0
Rw1 = resistividad a la temperatura T1. Rw2 = resistividad a la temperatura T2. 1 5
1 0
5 0
4 0
3 2 0 5
2 0
1 5
1 0
5 0
4 0
3 0
2 5
2 0
1 5
1 0
5 0
4 0
3 0
2 5
2 0
1 5
1 0
SALINIDAD EQUIVALENTE DE NaCl Nomograma para convertir concentraciones de soluciones iónicas a salinidad equivalente de NaCl (tomado de Cartas de interpretación de Schlumberger, 1972).
Ejemplo: Determinar la concentración equivalente total en ppm de NaCl para una muestra de agua obtenida mediante una prueba DST. Utilizar el nomograma anterior.
SALINIDAD EQUIVALENTE
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 1. Porosidad de la formación 2. Resistividad del agua de formación 3. Estructura interna de la roca 4. Contenido de shale 5. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas) 6. Saturación de agua
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 1. POROSIDAD DE LA FORMACIÓN El efecto de la porosidad sobre la resistividad de un reservorio es evidente si se tiene en cuenta, que la corriente eléctrica fluye a través del agua poral, a condición de que el agua contenga sales disueltas, y no a través de la parte sólida o matriz de la roca que no es conductiva.
Se deduce que la resistividad, R, es inversamente proporcional a la porosidad de la roca reservorio.
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 2. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN La resistividad, R, de una roca reservorio es directamente proporción a la la resistividad, Rw, del agua de formación que contenga en sus poros. De dos muestras de roca de idéntica porosidad, una saturada con agua dulce (resistiva) y otra saturada con agua salada (conductiva), la muestra saturada con agua dulc tendrá sistividad.
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN Asuma una formación 100% saturada con agua... … con agua de resistividad Rw El agua es conductiva La roca es aislante La corriente fluye por el medio que opone menor Resistencia
En reservorios acuíferos la Resistividad se
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
Aumenta la porosidad… …disminuye Ro Disminuye la porosidad … …aumenta Ro
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 3. ESTRUCTURA INTERNA DE LA ROCA Para entender este efecto, es indispensable introducir el concepto de factor de resistividad de formación o simplemente factor de formación, que se designa como F ó FR. El factor de formación, F, relaciona la resistividad de una roca almacén saturada 100% de agua, con la resistividad del agua de formación que satura la roca. Ro = resistividad de la roca almacén 100% saturada de agua de formación. Rw = resistividad del agua de formación. Rxo = resistividad de la zona lavada. Rmf = resistividad del filtrado del lodo.
3. ESTRUCTURA INTERNA DE LA ROCA El valor de F para una formación en particular depende de la estructura interna de la roca, la cual a su vez depende de los siguientes factores: 1. Tamaño de los poros y de las gargantas entre los poros 2. Grado de cementación de la roca 3. Tortuosidad de la roca La tortuosidad se expresa mediante la relación: a
Le L
Le = longitud recorrida por los iones a lo largo de poros tortuosos L = longitud recorrida por los iones a lo largo de un capilar idealmente recto.
FACTOR DE FORMACION El factor F es una expresión numérica de la tortuosidad de una roca reservorio. Se puede dar el caso que dos rocas con igual porosidad (Φ= 20%) presenten diferente factor de formación F. En 1942 Archie propuso la siguiente ecuación: F
a
f
m
a = constante que refleja la tortuosidad de la roca m = constante que refleja el grado de cementación
F F F F F
0 ...81 1 12 0 .97 65 851 45 1 0 62 45 2215 05f ) ..29 33 08 15 f ff(12122..54 f f f
N O I S C E A T M N S I R E A R G O F E O I L E F D D O T R A I R L O T A C P A F
Formas de distribución
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN
Modelos de afectación
A. Arena limpia
fe Matriz
fT = fe B. Shale laminar
fe
4. EFECTO DEL CONTENIDO DE SHALE.
Matriz
fT = fe C. Shale Estructural
fe
El efecto sobre la resistividad depende de la cantidad y de la forma de distribución del shale
f
+ Vsh.
Matriz
fT = fe D. Shale disperso
fe Matriz
sh
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 5. EFECTO DE LA PRESENCIA DE HIDROCARBURO.
FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 6. EFECTO DE LA SATURACION DE AGUA.
HITOS EN LA HISTORIA DEL PERFILAJE
ECUACIÓN DE ARCHIE
ECUACIÓN DE ARCHIE
ECUACIÓN DE ARCHIE
RESISTIVIDAD DE LOS LODOS
RESISTIVIDAD DE LOS LODOS
RESISTIVIDAD DE LOS LODOS
Nomograma para determinar Rmf y Rmc
Nomograma para estimar R mf y Rmc a partir de R m (tomado de Cartas de interpretación de Halliburton, 1991)
GRADIENTE GEOTÉRMICO
TEMPERATURA MEDIA DE SUPERFICIE
TEMPERATURA DE FORMACIÓN Tf Conociendo el gradiente geotérmico se puede calcular la temperatura de formación a cualquier profundidad de interés en un pozo
T f ( F )
T s
BHT T s
TD
100'
Prof. en pies
a n e ó i d c s a a t r m r a o f C e e d d o a r d . u t a ) 9 a 7 r m o 9 e t p ( 1 , m o r c e e t i g r a m r e l r é t b a o m m e u i t g l s h c e e S t a r n e e d a i p d n a a r ó i m g c l a a r e t g d e r o i r p r t m r e o a t
TEMPERATURA EN EL POZO Después de 72 horas a una semana de detenida la circulación en el pozo, la temperatura del lodo se aproxima a la temperatura de la roca, es decir, se aproxima al gradiente geotérmico. Temperatura en el pozo
Efecto de calentamiento por el lodo
G:
Gradiente Geotérmico de la formación Perfil continuo de temperatura del pozo
Efecto refrigerante del lodo
Es el proceso que se genera cuando la columna de lodo de perforación forza el filtrado a penetrar en la formación porosa/permeable, debido a la diferencia de presión entre esta y la formación.
Los factores que más alteran el valor de la resistividad medida con herramientas de cable en un pozo abierto, en orden de importancia, son:
• •
Resistividad del lodo Invasión del filtrado frente a las zonas porosas
Como resultado de la invasión del filtrado, frente a las formaciones permeables, se forman 4 zonas:
Yacimiento Adyacente
Rs
LODO H Espesor del Yacimiento
Rm Rxo
Rmf
hmc
Zona Invadida
Rmc
Rz
Ri
Zona de Transición
Revoque
Sxo
Si
Rt
Rw
Zona No Invadida
Sw
Yacimiento Adyacente
Rs
dh Zona de Saturación de Agua
Resistividad de la Zona
Variables que inciden en el proceso de invasión. 1-. Lodo 2-. Peso del lodo 3-. Porosidad 4-. Permeabilidad 5-. Arcilla 6-.Fluidos presentes 7-.Tiempo de permanencia del lodo en contacto con las formaciones desnudas
Paramétros del proceso de invasión Rm = resistividad del lodo Rmc = resistividad del revoque Rmf = resistividad del filtrado de lodo Rxo = resistividad zona lavada Rt = resistividad verdadera de la formación Rs = resistividad de la capa adyacente Rw = resistividad del agua de formación dh = diámetro del hoyo di = diámetro de invasión Sxo = saturación de agua de la zona lavada
• Lodo: Debe ser de
baja perdida de agua de tal manera que si el diámetro de invasión sea pequeño, y no afecte la lectura de los registros. Se ha demostrado experimentalmente lo siguiente: Perdida de filtrado (cc) ≤ 10
>10
Invasión Moderada Profunda
•Peso del Lodo: A
mayor peso del lodo, mayor será la presión hidrostática y por ende también lo será del diámetro de invasión. •Porosidad: A menor porosidad la invasión es profunda, a mayor
porosidad la invasión es menor . •Permeabilidad: A menor permeabilidad la invasión es menor, a mayor
• Arcilla: A menor contenido de arcilla la invasión es profunda, a
mayor
contenido de arcilla la invasión es menor •Fluidos presentes: frente a un acuífero (100% agua) el diámetro de invasión
es mayor; sin embargo frente a una formación el diámetro de la invasión es menor •Tiempo de permanencia del lodo en contacto con las formaciones desnudas:
A mayor tiempo de permanencia, mayor invasión. A menor tiempo de permanencia , menor será la invasión.
Ilustración de la Saturación de cada zona por efecto de Invasión
Con lodo dulce, cuya resistividad R m es mayor que la resistividad del agua de formación R w, las resistividades de las zonas lavada R xo, de transición Ri y virgen Rt satisfacen la siguiente desigualdad: Rxo Ri Rt Con lodo salado cuya resistividad es aproximadamente igual que la resistividad del agua de formación, R w, las resistividades leídas por las herramientas de investigación somera, Rxo, mediana, R i, y profunda, Rt, son bajas y además son aproximadamente iguales R xo = Ri = Rt
Con lodo dulce, si existe perfil con anulo, la resistividad de la zona de transición resulta algo menor que la resistividad de la zona virgen: Rxo > Ri < Rt
Con lodo salado, las resistividades leídas por las herramientas de investigación somera Rxo, mediana Ri y profunda Rt aumentan gradualmente con la profundidad de invasión, de acuerdo a la siguiente desigualdad: Rxo < Ri < Rt.
Zona acuífera
Zona acuífera
Rxo
Rxo
Rt
Rt
d j
d j
Distancia
Distancia
Zona petrolífera
Zona petrolífera
Rxo
Rt
Rxo Rt
d j
Distancia
d j
Distancia
Cuando se perfora con lodos base aceite OBM, independientemente que la zona sea acuífera o petrolífera siempre se forma un perfil radial de resistividad que decrece en la dirección de la pared del pozo a la zona virgen.
El decremento es proporcional al contraste de resistividades R mf y Rw: es muy suave frente a zonas acuíferas con agua de formación dulce y es acentuado frente a zonas petrolíferas con agua de formación salada.
Cuando la invasión del filtrado del lodo base aceite es muy profunda y el agua de formación es dulce, la diferencia de resistividades entre la zona lavada y la zona virgen tiende a desaparecer
Ejercicio 1 Determinar la concentración de NaCl a la resistividad a 60 C, de un agua de formación que se conoce contiene sólo NaCl y cuya resistividad es de 0.4 m a 30 C. °
°
Ejercicio 2 El análisis químico de una muestra de agua de formación determinó que contiene 20000 ppm de NaCl. Estimar su resistividad a 115 F. °
Ejercicio 3 La resistividad Rmf , tomada del encabezado de un pozo, es igual a 0.08 m a 75 F. Determinar su resistividad a temperatura de formación de 200 F y su concentración en ppm, conociendo que el lodo sólo contiene NaCl. °
°
Ejercicio 4 En un pozo la temperatura BHT = 280 F a 16000 pies. Determinar la temperatura de formación a 12400 pies, si la temperatura media Ts de °
