Schlumberger Petrofisica

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Instructor: Ing. Geólogo Jorge Aboud S. N.

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CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS. CONTENIDO INTRODUCCIÓN OBJETIVO 1 : ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS OBJETIVO 2 : CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS OBJETIVO 3 : REALIZAR EL CONTROL DE CALIDAD A LOS PERFILES. OBJETIVO 4: CONOCER DISPOSITIVOS ELÉCTRICOS PARA EVALUAR EL YACIMIENTO. 4.1.Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles. 4.2.Perfil de potencial Espontáneo (SP) 4.3.Perfil de Rayos Gamma (GR) 4.4.Perfiles de Resistividad. 4.4.1.- Investigación profunda = Macrodispositivos. 4.4.1.1.- Lateroperfil 4.4.1.2.- Perfil de Inducción: 4.4.1.3.- Perfil Esférico enfocado 4.4.2.- Investigación próxima = Microdispositivos. 4.4.2.1.- Perfil Microesférico: 4.4.2.2.- Microperfil 4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad: 4.5.Perfiles de Porosidad. 4.5.1.- Perfil sónico: 4.5.2. Perfil de lito-densidad OBJETIVO 5.- CONOCER GENERALMENTE LOS ASPECTOS PETROFÍSICOS, PARA UNA MEJOR INTERPRETACIÓN BÁSICA, APLICANDO LA METODOLOGÍA ADECUADA. 5.1.- REVISAR LOS MÉTODOS MÁS IMPORTANTE PARA EL CÁLCULO DE LA SATURACIÓN DE AGUA. 5.1.- Saturación de Agua 5.1.2.- Utilidad: 5.1.3.- Métodos para determinar la Sw: 5.1.3.1.- Análisis de Núcleos. 5.1.3.1.1.- Concepto:

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5.1.3.1.2.- Objetivos 5.1.3.1.3.- Métodos de Adquisición. 5.1.3.2.- Ecuación de Archie 5.1.3.3.- Método Gráfico 5.1.3.4.- Determinación de la saturación de agua (Sw) en formaciones arcillosas. 5.1.3.4.1.- Modelo de Simandoux: 5.1.3.4.2.- Modelo de Saraband 5.1.3.4.3.- Modelo de Waxman-Smith Normalizado. 5.1.3.4.4.- Modelo de Doble Agua.

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INTRODUCCIÓN El objetivo principal de los registros eléctricos es ayudar en la localización de formaciones o rocas ricas en petróleo y gas. Los registros sirven además para obtener datos necesarios en la interpretación de los ambientes de depositación, estructuras geológicas, como también en las operaciones de completación de pozos nuevos o viejos y en la estimación de reservas. El desarrollo tecnológico de las herramientas de registros, ha tenido un gran avance en nuestra era moderna; con los dispositivos más sofisticados, complejos y compactos con la cual podemos obtener

una mejor, precisa y rápida

evaluación e interpretación petrofísica

de nuestros

yacimientos petrolíferos. Por lo tanto, tengamos en cuenta, que la comprensión de los conceptos básicos es esencial aún en las técnicas de interpretación más avanzada. Registros, instrumentos de registros y la información geológica así como la perforación, no son más que herramientas del oficio. El propósito de todas esta herramientas es la determinación del valor comercial del pozo. Por consiguiente, toda información que se obtenga respecto a la litología, porosidad, permeabilidad y saturación es de gran importancia.

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CURSO DE REGISTROS ELÉCTRICOS. OBJETIVO 1 ANALIZAR LAS RAZONES QUE JUSTIFICAN PERFORAR Y PERFILAR POZOS Y DEFINIR EL AMBIENTE DE TRABAJO PARA LA OBTENCIÓN DE PERFILES. 1.1.- Introducción a la interpretación de perfiles En el desarrollo del curso se contempla los siguientes aspectos: •

Reconocimiento de los diferentes perfiles y sus curvas

•

Discusión de los principios de medición de las herramientas de perfilajes

•

Discusión de los principios básicos de interpretación de perfiles a pozo abierto

•

Introducción a la interpretación rápida o “quick look” y la interpretación manual detallada.

1.2.- Necesidad de perforar y perfilar pozos. Los métodos sísmicos de superficie ayudan a identificar estructuras en el subsuelo que pueden constituir trampas y contener fluidos, pero no permiten identificar si el fluido es hidrocarburo o agua. La única forma de definir la presencia de hidrocarburos en estas estructuras es perforar un pozo. La interpretación de perfiles es el proceso que utiliza mediciones (perfiles) para permitir

obtenidas dentro del pozo

evaluar las características de las formaciones en el subsuelo, con los

siguientes objetivos principales: •

Identificar la presencia de yacimientos

•

Estimar el volumen de hidrocarburos “in situ”

•

Estimar el volumen de hidrocarburos recuperable

•

Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito.

Las mediciones que pueden obtenerse dentro del pozo, puede agruparse en cuatro categorías: a) Registro durante la perforación: Control geológico (Mud Logging) MWD (Measuring-While-Drilling) o mediciones durante la perforación. LWD (Logging While Drilling) o perfiles durante la perforación.

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b) Corte y análisis de núcleo, corona, o corazón. c) Registros a cable: perfiles eléctricos

Aunque la interpretación de perfiles no contribuya para la determinación del área de drenaje A, ni del factor de eficiencia F, permite obtener una buena determinación de la porosidad φ, de la parte de la porosidad que contiene agua en la roca-reservorio, denominada "Saturación de agua" Sw y del espesor vertical del intervalo productivo h, siendo por lo tanto fundamental para la determinación del volumen de reservas. 1.3.- Ambiente de trabajo El proceso de perforación de un pozo genera muy poca información sobre su potencial productor. Si existen hidrocarburos, el peso del lodo de perforación evita que fluyan a la superficie y genera una presión diferencial que los mueve para dentro de la formación. El examen de los cortes o

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"cuttings" indica la litología encontrada y puede revelar evidencias de hidrocarburos, pero no permite estimar la cantidad de petróleo o gas "in-situ". Los perfiles suministran los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de los hidrocarburos “in-situ”. Las herramientas modernas de perfilajes generan una enorme cantidad de información sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos encontrados. Desde el punto de vista de tomada de decisiones, los perfiles son una parte esencial del proceso de perforación y terminación de pozos. 1.3.1.- Tipos de pozos Se destacan a continuación las características más relevantes de pozos abiertos y pozos entubados. 1.3.1.1.- Pozo abierto El pozo abierto o OH ("Open-Hole') es el más importante para la interpretación de perfiles, ya que la mayoría de los perfiles necesarios para interpretación solamente pueden ser obtenidos en pozo abierto. A continuación se listan los parámetros más relevantes al interés de este curso, así como el rango de valores que frecuentemente adopta cada uno de ellos en la mayoría de los pozos: Profundidad del pozo- entre 300 y 8,000 m

Desviación de la vertical: entre 0 y 90'

Salinidad del lodo: entre 1,000 y 200,000 ppm

Presión del fondo: entre 500 y 20,000 psi

Profundidad de invasión: entre 1 y 100'

Temperatura de superficie: entre -30 y 5OºC

Temperatura de fondo: entre 100 y 400'F

Diámetro del pozo: entre 5 y 17' (pulgadas ó in)

Densidad del lodo: entre 9 y 17 lb/gal

Espesor del revoque: entre 0.1 y l".

En ambientes tan hostiles como estos, los perfiles deben suministrar información sobre el estado de las rocas-almacén antes de haber sido alteradas por el proceso de perforación. Para tener una perspectiva de las proporciones de un pozo típico, la relación entre el diámetro y la profundidad final del pozo es similar a la relación entre el espesor y la largura de un cabello humano.

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1.3.1. 2.- Pozo entubado Se denomina pozo entubado o CH ("Cased-Hole') al pozo después de bajar la cañería o "casing" y de cementar el espacio externo de la cañería para aislar las formaciones de interés, en el cual se pueden disparar cañones bajados a cable en las zonas a ser probadas. Equipos especiales de control de presión permiten controlar el pozo e incluso disparar los cañones con diferencial de presión negativo (a favor de la formación). Existen herramientas de perfilaje para pozo entubado. Las mas frecuentemente utilizadas permiten determinar la calidad de la cementación, detectar y cuantificar el movimiento de fluidos dentro del pozo, así como medir el gradiente de temperatura y de densidad de fluidos dentro del pozo.

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Algunas de estas herramientas son de diámetro suficientemente delgado para poder bajar por la tubería o 'tubing', ya sea para medir dentro de la tubería o en la cañería, por debajo del packer o (empacadura). Otras, solamente pueden ser utilizadas en la cañería; deben ser utilizadas antes de bajar el packer, de lo contrario será necesario sacar la tubería y el packer para poder obtener estos perfiles.

1.4.- Tipos de Iodos Se describen los dos tipos más comunes de lodo.

En casos especiales, algunos pozos son

perforados a base de aire; este caso no es considerado en este curso. 1.4.1.- Lodo a base de agua El lodo a base de agua o WBM ('Water-Based-Mud') es el mas comúnmente utilizado y el mas adecuado para la mayoría de los perfiles existentes.

Para los datos de salinidad y densidad

especificados a continuación, se supone que la sal predominante en el lodo es el cloruro de sodio (NaCl).

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1.4.1.1.- Agua dulce La densidad del agua dulce es muy próxima a 1.0 gr/lcc. Su salinidad es baja, lo que dificulta el paso de la corriente eléctrica (resistividad muy alta) y por eso impide obtener perfiles representativos de potencial espontáneo (SP) y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo. 1.4.1.2.- Agua salada El lodo a base de agua de mar tiene una salinidad de aproximadamente 30,000 partes por millón (ppm) y una densidad de aproximadamente 1.02 gr/cc.

Es adecuada para la mayoría de los

perfiles existentes. 1.4.1.3.- Agua saturada en sal El lodo saturado en sal tiene una salinidad de aproximadamente 250,000 ppm y una densidad de 1.2 gr/cc. Su bajísima resistividad afecta los perfiles de inducción y hace con que, en general, el perfil de SP no tenga definición y aparezca como una línea prácticamente recta. 1.4.2.- Lodo inverso El lodo inverso o OBM ("Oil-Based-Mud") casi siempre contiene agua, pero el petróleo constituye su fase continua. Una característica de este lodo es el menor daño causado a las formaciones, comparado con los Iodos en base de agua. Es por naturaleza menos denso y mucho mas resistivo que el lodo en base de agua, lo que dificulta obtener los perfiles de SP y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo. 1.5.- Permeabilidad y el proceso de invasión (o lavado de la formación) El proceso de invasión de la formación sólo ocurre cuando la formación es permeable y está originado por la presión hidrostática del lodo ser mayor (en la profundidad de la capa permeable) que la de la formación. 1.5.1.- Efectos de la perforación La perforación de pozos por rotación, incluye un trépano o "bit' en el extremo de una larga columna de perforación o "drill-string", la cual es rotada desde la superficie a velocidades de 50 a 150 rpm. La acción combinada de esta rotación con la de pesos de 10,000 a 40,000 libras que son aplicados directamente encima del trépano, tritura la roca.

Los cortes o "cuttings" son retiradas y

transportadas hasta la superficie por el lodo de perforación, el cual es bombeado por dentro de la

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columna, sale por orificios del trépano y regresa a la superficie por el espacio anular entre la columna y el pozo.

Durante este proceso, las formaciones pueden erosionarse o colapsar

originando diámetros menores que el del trépano o derrumbarse originando diámetros mayores. Además, las formaciones permeables son generalmente lavadas por los fluidos de perforación, generando revoque en la pared del pozo.

1.5.2.- Permeabilidad La permeabilidad, representada por k en milésimos de Darcies (md), es la capacidad de la formación de permitir que los fluidos la atraviesen. Es una medida del volumen de fluidos con viscosidad de 1 centipoise que pasan por un área de 1 cm 2 bajo un gradiente de presión de 1 psi. La unidad de permeabilidad es el Darcy, igual a 1,000 md; este valor de permeabilidad es muy grande para muchas roca-reservorio

que tienen permeabilidad en el rango de 1 a 100 md.

Cuando un medio no permite el paso de fluidos, se dice que es impermeable (por ejemplo, las lutitas o "shales"). Contrariamente a la porosidad, la permeabilidad depende fuertemente del tamaño absoluto de los granos. Sedimentos de granos grandes, con grandes espacios porales, tienen alta permeabilidad. Rocas con granos pequeños, con pequeños espacios porales y caminos de flujo muy tortuosos, tienen baja permeabilidad. 1.5.3.- Invasión (o lavado de la formación) Durante la perforación, para evitar el descontrol del pozo o 'blow-out', la presión Pm originada por la columna de lodo debe ser mayor que la presión P, de los fluidos en el espacio poral (o presión de yacimiento). El diferencial de presión P, - P, que generalmente es de unas pocas centenas de psi, fuerza el fluido de perforación dentro de la formación. Si la formación es permeable, el fluido de perforación entrará en la formación dejando en la pared del pozo las partículas sólidas que contiene, lo que genera una capa de revoque o 'mud-cake'. El líquido que filtra dentro de la formación, denominado de filtrado o 'mud-filtrate', desplaza los fluidos originalmente contenidos en la roca, generando una zona lavada en las proximidades de la pared del pozo.

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1.5.3.1.- Revoque El proceso de invasión que genera revoque o "mud-cake" en la pared del pozo comienza así que el trépano corta la formación permeable. El proceso es rápido al inicio, haciéndose mas lento a medida que aumenta el espesor del revoque, con lo que disminuye su permeabilidad. Rápidamente el proceso se hace tan lento, que para los fines prácticos puede considerarse finalizado. En realidad, el revoque es erosionado por la rotación durante la perforación y también durante las maniobras con la columna, por ejemplo para cambiar el trépano, con lo cual el proceso de invasión y formación de revoque se reinicia cada vez.

El espesor típico del revoque,

representado por hmc = es de 1/4" o menos. 1.5.3.2. Zona lavada La zona lavada, próxima a la pared del pozo, contiene el filtrado del fluido de perforación o "mudfiltrate", extendiéndose desde la pared del pozo hacia dentro de la formación, hasta una distancia tal que los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). Esta distancia se denomina profundidad de invasión, y su valor puede variar desde 2" para Iodos de muy buena calidad en formaciones de alta porosidad (con mucho espacio poral disponible para acomodar la invasión), hasta mas de 1" para Iodos de baja calidad en formaciones de baja porosidad (con poco espacio poral).

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1.5.3.3.- Zona virgen La zona virgen representa la roca permeable conteniendo en el espacio poral fluidos no afectados por el proceso de perforación ni por el de invasión. 1.5.3.4.- Profundidad de invasión al momento del perfilaje La profundidad de invasión al momento del perfilaje depende de varios factores, siendo los principales la característica del filtrado del lodo y el diferencial de presión entre el lodo y el yacimiento. El cabezal del perfil especifica el valor estático de velocidad de filtrado de lodo como "pérdida de agua"; representa el volumen de filtrado en cc, que pasa por un papel de filtro durante 30 minutos con un diferencial de presión de 100 psi a 76'F en una celda de prueba, según el patrón API. Una pérdida de agua típica es de 12 cc; un lodo con 30 cc es considerado un mal generador de revoque; un valor de 4 cc es excelente. Desafortunadamente, datos experimentales mostraron que no hay una buena correlación entre la característica estática a condiciones de superficie y el proceso dinámico de invasión en condiciones de pozo. En consecuencia, no es posible predecir la profundidad de invasión a partir de las características del lodo. Por lo tanto, la profundidad de invasión debe ser inferida a partir de la información de los perfiles. 1.5.3.5.- Descripción de la roca lavada En las proximidades de la pared del pozo, la roca permeable está lavada por el filtrado del lodo de perforación. En seguida, alejándose de la pared del pozo hacia dentro de la formación, existe una zona de transición y finalmente, la zona virgen o no alterada por la invasión. Generalmente se asume que todo el agua de formación en la zona lavada es substituida por el filtrado de lodo, incluyendo el agua irreducible, ya que existe intercambio iónico entre el agua irreducible original (salinidad de la zona virgen) y el filtrado de lodo (salinidad generalmente mayor que en la zona virgen). Si la formación contiene hidrocarburos, parte de ellos serán desplazados por la invasión.

La

fracción de hidrocarburos resultante (denominada de residual) está normalmente en el rango de 10 a 40% del volumen original, dependiendo del contenido inicial de hidrocarburos y del contraste entre la movilidad del filtrado y la del hidrocarburo. El agua desplaza bastante bien el gas y el petróleo de densidad media, pero es poco eficiente desplazando petróleo pesado de alta viscosidad.

En estos casos, la invasión no es uniforme en todas direcciones, con lo que la

profundidad de invasión varía alrededor del pozo.

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En la zona de transición, parte del agua de formación y parte de los hidrocarburos (si existían) fueron desplazados por el filtrado, pero a un grado menor que en la zona lavada. A medida que se desarrolla el proceso de invasión, la zona de transición se va desplazando cada vez mas lejos de la pared del pozo. En areniscas de alta porosidad y permeabilidad, el filtrado puede segregar verticalmente por causa de la gravedad; filtrados de baja salinidad invadiendo areniscas con agua de formación de alta salinidad, tenderán a desplazarse hacia el tope de la capa, en el caso opuesto, agua invadiendo una arenisca con petróleo tenderá a desplazarse hacia la base de la capa. Si la profundidad de invasión detectada por los perfiles varía de la base al tope de la capa, puede estar mostrando los efectos de la segregación vertical del filtrado. Las lutitas o "shales' no se invaden ni generan revoque en virtud de su permeabilidad prácticamente nula.

Sin embargo, frecuentemente existen reacciones químicas con el lodo

causando la expansión y/o derrumbe de las lutitas, resultando en la formación de cavernas o atrapando la tubería de perforación. 1.5.3.6.- Patrón de invasión Se denomina patrón de invasión o "invasión-profile" a la variación de características tales como resistividad y saturación al pasar de la zona lavada, por la zona de transición, hasta llegar a la zona virgen. El patrón más simple, utilizado para modelado por computadora, es el escalón o "stepprofile', en el que no existe zona de transición, pasándose bruscamente de la zona invadida a la zona virgen. La realidad es mucho más compleja, pudiendo existir diferentes patrones; uno de los mas divulgados es el de anillo o "annulus", en el cual la zona de transición presenta una resistividad menor que la de las zonas invadida y virgen. I.6.- Roca-Reservorio La roca-reservorio ideal es una roca limpia (sin lutita) y permeable. En general, la matriz está compuesta de granos de arena o "sand' (constituidos principalmente de silicio, SiO2), caliza o 'limestone' (carbonato de calcio, CaCO), dolomía o "dolomite" (carbonato de magnesio, CaCO,MgCO,), o mezclas de las tres litologías, con porosidad primaria, intergranular o intercristalina. El tamaño de grano puede variar de fracciones de milímetro (mm) a 162 mm. En la zona virgen, el espacio poral está lleno de agua, petróleo y posiblemente gas. El agua existe cubriendo los granos, formando un camino continuo, muy tortuoso, a través de la roca; la tensión capilar hace con que sea imposible desplazar esta agua (irreducible). El gas, si existe, ocupa los poros mayores, dejando el petróleo en los poros de tamaño medio.

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GRANO MATRIZ CEMENTO POROSIDAD O

FIGURA N 9

ESTRUCTURA ESQUELETAL DE LAS ROCAS

CLASTICAS

I.7.- Otras rocas Además de las rocas-almacén, existen muchas otras rocas que, sin constituir yacimiento, son muy importantes en la interpretación de perfiles. I.7.1.- Arcilla La arcilla es un componente muy común en las rocas sedimentarias, constituidas básicamente de silicatos de aluminio, con densidad variable entre 2.2 a 2.7 gr/cc. Dependiendo del ambiente en que fueron generadas, pueden tener diferentes composiciones químicas: Clorita Ilita Kaolinita Montmorillonita

(mgFeAl)6(SiAl)4Olo(OH)8 KAl4(si7Al)O2O(OH)4 Al4Si4Ol,(OH)8 (CaNa),(AIMgFe)4(SiAl)8020(OH)4(H20)n

Las partículas de arcilla son muy pequeñas, menores que 1/256 mm, de 10 a 1,000 veces menores que los granos de arena. La relación superficie-volumen es muy alta, de 1 00 a 1 0,000 veces mayor que en las areniscas. Por estas razones, las arcillas mantienen un gran volumen de agua que no puede fluir pero que afecta la respuesta de los perfiles. 1.7.2.- Limo

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El limo o "silt' está constituido por granos de silicato de aluminio mezclado con silicio; el tamaño de grano es intermedio entre los de arena y arcilla, entre 1/16 y 1/256 mm, lo que hace que el fluido contenido en el espacio poral, en términos prácticos, no pueda fluir. 1.7.3.- Lutitas Las lutitas o "shales" son principalmente mezclas de arcilla y limo depositados en aguas prácticamente quietas (ambiente de muy baja energía). Pueden tener buena porosidad, pero la permeabilidad es esencialmente nula. De esta manera, las lutitas puras no representan interés para la producción de hidrocarburos, aunque pueden ser roca-generadora (potencial de haber generado hidrocarburos). Sus dos características principales, en términos de interpretación de perfiles, es que pueden entrampar los hidrocarburos localizados en rocas permeables subyacentes y que pueden contaminar la roca-reservorio (arcillosidad) de tres diferentes modos: Lutita laminada: o 'lamináted-shale' son finas láminas de lutita, con espesor del orden de 1 cm, separando finas láminas de roca-reservorio limpia, sin afectar la permeabilidad horizontal a través del yacimiento, pero disminuyendo la permeabilidad vertical de la zona prácticamente a cero. La arcillosidad en un volumen del yacimiento (fracción de lutita en el volumen considerado) varía de 0 a (100%) al aumentar el espesor de las láminas de lutita en relación al espesor de las láminas de roca reservorio limpias. Lutita dispersa: o "dispersed-shale"; la lutita ocupa el espacio poral de la roca-reservorio, disminuyendo drásticamente su porosidad efectiva y su permeabilidad. La arcillosidad (fracción de lutita en la zona de interés) varía de 0 a un valor máximo igual al de la porosidad de la roca, cuando la lutita ocupa totalmente el espacio poral. 1.7.4.- Minerales especiales Los siguientes minerales son frecuentemente encontrados en formaciones con litologías complejas: 1.7.4.1.- Anhidrita La anhidrita es una roca formada por sulfato de calcio, CaSO4, muy compacta y pesada, su densidad es de 2.98 gr/cc, sin interés para la producción de hidrocarburos, pero frecuentemente encontrada próxima a zonas de interés. 1.7.4.2.- Halita

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La halita, o sal de cocina, es una roca muy plástica constituida de cloruro de sodio, NaCl; su densidad es de 2.04 gr/cc. Es altamente soluble en agua, lo que hace que frecuentemente se erosione cuando el lodo es a base de agua dulce.

OBJETIVO 2 : CONOCER LAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS

El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas es de fundamental importancia en la evaluación de formaciones. Se va a definir las siguientes propiedades de las rocas: 1. Resistividad de la formación 2. Resistividad del agua de formación 3. Temperatura de la formación 4. Porosidad 5. Factor de resistividad de la formación 6. Saturaciones 7. Permeabilidad 2.1.- Resistividad de la formación La resistencia que ofrece un material al flujo eléctrico es directamente proporcional a la longitud del material e inversamente proporcional a su área. como se expresa a continuación:

Longitud r(resistencia) = R(resistividad) Area Despejando la resistividad se tiene:

R = rA L

Ohm.m2 m

Basado en la ecuación anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un material es la resistencia eléctrica que ofrece un cubo de un material cuyas dimensiones son de un metro cuadrado de área transversal por un metro de largo, o la que ofrece una unidad volumétrica de dicho material. La unidad de la resistividad es Ohm-m.

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La resistividad de la formación constituye una propiedad muy importante para indicar litología y contenido de fluido. La mayoría de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos. En las rocas sedimentarias la parte sólida está formada por minerales no conductores de la electricidad tales como cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a la presencia de fluidos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el agua de formación. 2.2.- Resistividad del agua de formación El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea individualmente o cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formación, aún cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo. El conocimiento sólido de la resistividad del agua de formación, es factor básico para la interpretación de los registros eléctricos. El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace más salada. Sin embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un aumento de concentración salina por percolación cuando los sedimentos eran aun jóvenes, etc. La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 75 0F, lo cual corresponde a una solución de saturación completa. Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en solución que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de potencial eléctrico a una solución salina (electrolito), los iones migran hacia el electrodo de polaridad opuesta a sus respectivas cargas. Los cationes (iones positivos) van hacia el cátodo (electrodo negativo) y viceversa. Cuando alcanzan el cátodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un electrón. A su vez, los aniones

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monovalentes, al llegar al ánodo, se neutralizan por pérdida de un electrón. Puesto que cada ión monovalente sólo puede llevar una unidad de carga eléctrica, la capacidad electro conductora de un electrolito, depende del numero de iones por unidad de volumen (concentración), así como de la velocidad del ión (movilidad). Además de los iones monovalentes, tales como Na +, K+, Cl-, HCO3- pueden encontrarse iones polivalentes en solución en el agua de formación. Cada uno de estos iones puede ser portador de más de una unidad de carga eléctrica como en Ca+ +, Mg+ +, C03-, 5-, S04-. La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de formación, debido a que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura, mayor es la movilidad de los iones, por lo tanto mayor capacidad conductora. Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad de un fluido es inversamente proporcional a la temperatura, como lo expresa la siguiente ecuación: R1 R2

=

T1 T2

R1 = Resistividad de la solución a la temperatura T1 R2= Resistividad de la solución a la temperatura T2 Actualmente se recomienda usar la relación de Arps: R1

=

(T1+X)

R2 (T2 -X) X= constante = 6.77 (para temperatura en 0F) Existen varios medios para determinar la resistividad del agua de formación: • Medición directa de la resistividad en una muestra representativa. • Análisis químico de la muestra en el laboratorio determinando la concentración iónica. • Calculando la resistividad a partir de los registros (curva de SP, método Rwa, etc.). • Uso de archivos y bancos de aguas de formación.

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2.2.1 Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.

2.2.1.1.- Factor de Formación ( a Presión de Sobrecarga ) Las muestras se someten a limpieza con solventes orgánicos, para remover el hidrocarburo y sales orgánicas presentes en el espacio poral. Posteriormente, se determinan las propiedades básicas (permeabilidad, porosidad, volumen total y volumen de poro) a presión de sobrecarga. El proceso de saturación se realiza a vacío y a presión de 2000 psi por 48 horas, con salmuera de Cloruro de Sodio de salinidad equivalente a 10,000 ppm. A cada muestra se desplaza 20 volúmenes porosos de agua de salmuera, para obtener una completa saturación del espacio poroso. Al final de este ciclo, se mide la resistividad de la roca saturada (Ro), valor utilizado en el cálculo de factor de formación. El valor de resistividad de la roca (Ro) que se obtene se corrige a 77° F utilizando la siguiente ecuación:

 T prueba + 6.77  Ro @ 77° F = Ro @ T prueba   77 + 6.77  

El cálculo de factor de formación se realiza tomando el valor de resistividad de la roca 100% saturada (Ro) y el de la salmuera saturante (Rw), usando la siguiente ecuación:

FF =

Ro RW

Donde: FF

=

Factor de formación.

Ro

=

Resistividad de la roca 100% saturada, ohm-cm.

Rw

=

Resistividad del agua de formación, ohm-cm.

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2.2.1.2 Factor de Formación corregido por Arcillosidad La determinación de factor de formación corregido por arcillosidad se utiliza el método de Conductividad, por la inyección de cuatro salmueras, encontrando los valores de C w y Co (inverso de Rw

y Ro, respectivamente) para cada salinidad. Finalizado este proceso, los valores

encontrados se graficarán en un plano cartesiano: C o versus Cw, encontrando la ecuación de la recta de la forma y = mx+b, para los tres (3) mejores puntos, del cual se obtiene el valor de factor de formación corregido por arcillosidad (FF*), del recíproco de la pendiente de la regresión (m) y la concentración de intercambio catiónico efectivo y equivalencia de las arcillas (BQV), del intercepto de la recta con el eje y (b). BQv mediante la siguiente ecuación:

Co =

1 ( C + BQv FF * w

)

Donde: FF*

=

Factor de formación corregido por arcillosidad

B

=

Equivalencia de conductividad de las arcillas ({1/ohm-m}/{equiv/litro})

Qv

=

Concentración de intercambio catiónico efectivo meq/ml vol poroso

Co

=

Conductividad de la roca 100% saturada con salmuera, mho-cm

Cw

=

Conductividad de la salmuera, mho-cm

2.2.2.- Indice de Resistividad a condiciones de laboratorio y corregido por arcillosidad. Para la determinación del índice de resistividad, se utilizan las muestras limpias, las cuales se trabajan en el análisis de factor de formación. Finalizado el análisis de factor de formación, cada una de las muestras se colocan dentro de una manga de viton, la cual tiene dos (2) electrodos metálicos, desarrollados para transmitir las medidas de resistencia eléctrica de las muestras a cada punto de saturación.

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Al final de una de las caras de las muestras, se coloca un diafragma poroso, saturado con la misma salmuera con la cual se satura las muestras, actuando como contacto capilar. Presión de confinamiento de 550 psi se aplica al anular, entre la manga y la celda, transmitiéndole esta presión a la muestra. Este proceso de saturación se lleva a cabo con aire húmedo, aplicando presiones increméntales de 1, 2, 4, 8, 15 y 35 psi. Al finalizar el equilibrio en cada punto de presión, la resistencia de la muestra bajo este punto de saturación de salmuera, se mide a una frecuencia de 1khz y 1.0 voltio. Con los valores de resistividad de la roca parcialmente saturada (Rt) en cada punto de presión y los valores de resistividad de la roca 100% saturada (Ro), que se determinan en los análisis de factor de formación, se calcula el índice de resistividad utilizando la siguiente ecuación:

IR =

Rt 1 = n Ro S w

Finalmente, los valores de índice de resistividad se grafican en un plano cartesiano contra saturación de salmuera, determinando el valor del exponente de saturación “n”, de la pendiente de la recta; usando para ello la regresión de potencia de la forma:

y = ax b

2.2.2.1.- IR corregido por arcillosidad Los valores de BQv (concentración de intercambio catiónico efectivo) encontrados en la determinación del factor de formación por el método de conductividad, se usan en la corrección de los valores de índice de resistividad, obtenidos para

cada una de las muestras, usando

siguiente ecuación:

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la

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  1+CwBQv IR=Sw−n∗ 1+CwBQv  Sw 

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     

Donde: IR

=

Indice de resistividad

Sw

=

Saturación salmuera, fracción

n*

=

Exponente de saturación corregido

Qv

=

Concentración de intercambio catiónico efectivo, meq/ml del volumen poroso.

B

=

Equivalente de conductividad de las arcillas ( 1.45@ 77 ºF.)

Cw

=

Resistividad de la salmuera saturante @ 77 ºF, ohm-cm.

Una vez obtenido el valor de n*, se calcularon los valores de índice de resistividad corregido por arcillosidad IR*, para cada punto de saturación. Los valores de IR* (corregidos) se grafican contra la saturación de agua, obteniendo el exponente de saturación general corregido “n*” de la pendiente de la recta, utilizando para ello una regresión de la forma y=axb 2.3.- Temperatura de la formación En vista que la resistividad de las soluciones acuosas está en función de la temperatura y para interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la resistividad del agua de la formación y del barro de perforación a la profundidad de la formación que nos interesa, Por consiguiente, es preciso determinar la temperatura de un pozo a cualquier profundidad. La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción en que aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del área considerada. En un pozo de petróleo, la temperatura del fondo se obtiene colocando un termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre la superficie y la profundidad máxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotérmico es lineal, la temperatura a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas.

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Estimación de la temperatura de la formación. Reproducido de “Log Interpretation Charts" de Schlumberger: Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se entra al gráfico por el eje vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente geotérmico de este pozo y luego se lee la temperatura en la escala horizontal en la parte inferior. Ejemplo: Profundidad total de 10.000 pies; temperatura del fondo del pozo, 180 0F; temperatura media de la superficie, 800F; profundidad de la formación, 6.000 pies. La temperatura de la formación a 6.000 pies es de 1400F. La temperatura de una formación de interés también puede ser determinada usando la siguiente ecuación: Tf =Ts + Pf (Tm -Ts) / Pm Donde: Tf = Temperatura de la formación de interés Ts = Temperatura media de la superficie Tm = Temperatura máxima (del fondo) Pm = Profundidad máxima Pf = Profundidad de la formación de interés 2.4.- Porosidad Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que esta ocupada por poros o espacios vacíos. El símbolo de la porosidad φ. Una sustancia densa y uniforme, como lo sería un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero. Por el contrario, una esponja tiene porosidad muy alta. La porosidad de las formaciones del subsuelo pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sales, anhidritas, y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prácticos. Por su parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las no consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas pueden

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tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos. La porosidad depende principalmente de los siguientes factores: •

El empaque geométrico, en condición ideal, el empaque de los granos esféricos que son todos del mismo tamaño, dan como resultado las siguientes porosidades máximas de acuerdo a los distintos empaques geométricos: Cúbico 47.6% Rómbico 39.5% Hexagonal 25.9%

•

El escogimiento, el empaque de granos esféricos de diferente tamaños (mal escogimiento) reduce la porosidad.

•

La cementación, la acción de cementación por cristalización secundaria de cualquier mineral (cuarzo, calcita, dolomita, etc.) reduce la porosidad.

•

La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los granos con mayor grado de redondez permiten un mayor porosidad y viceversa.

•

La granulación (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por presión de sobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la superficie específica también se incrementa, por lo tanto, se reduce la permeabilidad.

•

La solución de minerales a través de aguas circulantes aumenta la porosidad. En los sedimentos clásticos esto no tiene mucha importancia. No obstante, constituye un factor significativo, para el desarrollo de la porosidad en las rocas carbonáticas.

2.4.1.- Porosidad Intergranular o primaria Las porosidades se clasifican de acuerdo a las condiciones físicas del material que rodea los poros, así o primaria como según la distribución y forma de los poros mismos. En una arena limpia, la matriz de la roca está compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Esta porosidad se denomina intergranular o porosidad de matriz.

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2.4.2.- Porosidad Secundaria Dependiendo de la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomitas también pueden tener porosidad intergranular. Pueden igualmente exhibir una porosidad secundaria la cual se presenta en forma de cavidades de disolución o pequeñas cavernas. La porosidad secundaria es causada por la acción de las aguas de formación o de las fuerzas tectónicas sobre la matriz de la roca después de la depositación. Por el contrario, las aguas que se filtran y que son ricas en minerales pueden dar lugar a depósitos que sellan parcialmente algunos de los poros o canales de las formaciones calizas, fenómeno que reduce su porosidad y/o altera la geometría de los poros. Sin embargo, si las aguas son ricas en sales de magnesio, al filtrarse a través de la calcita pueden provocar un reemplazo gradual del calcio por el magnesio. Debido a que este reemplazo ocurre átomo por átomo y molécula por molécula, y que el volumen de una molécula de dolomita es 12% menor que la de la calcita, el resultado es un volumen menor de la matriz y un correspondiente aumento en el volumen poroso. Las tensiones en la formación también pueden causar redes de fracturas o fisuras, lo cual aumenta el volumen poroso. Por lo general, sin embargo, el volumen real de las fracturas, es relativamente pequeño; normalmente no incrementan la porosidad de la roca de manera significativa, aunque si pueden aumentar su permeabilidad. 2.5.- Factor de Resistividad de Formación La piedra angular de la interpretación cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones propuesto por G.E. Archie en 1941, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturación de agua de los yacimientos de hidrocarburos. Archie introdujo el concepto de "factor de resistividad de la formación", F, o simplemente factor de formación, por medio del cual se relaciona la resistividad de una arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw. Visualice un recipiente cúbico abierto en su parte superior, de 1 metro en todas sus dimensiones, sus lados no son conductores, excepto dos caras opuestas de metal que sirven de electrodos. Primeramente, el tanque se llena de agua que contiene un 10% de cloruro de sodio, simulando así el agua típica de una formación. Se aplica en los electrodos un voltaje alterno de baja frecuencia, V y se mide la corriente 1 resultante (ilustración 1-2a). La razón V / I (voltios/amperes) es Rw, que es la resistividad del agua de la formación, en unidades Ohm-m. Esta resistividad es una propiedad intrínseca del agua y es una función de su salinidad y temperatura. Luego, se vierte arena en el tanque con agua, reemplazando una cantidad de agua que ha sido expelido. Cuando la arena llega exactamente al borde superior, el resultado es una formación acuífera porosa de un metro cúbico.

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Se aplica otra vez el voltaje y se mide la corriente I2. El valor I2 será menor que I1, puesto que hay menos agua para conducir la electricidad. La razón V/I 2 es Ro, que representa la resistividad de una formación saturada 100% de agua. En todo caso Ro es siempre mayor que Rw y la relación de estas dos resistividades se define como Factor de Formación: F = Ro / Rw Las investigaciones posteriores llevadas a cabo por Archie, establecieron que F es una función de la porosidad, como lo demuestra el siguiente experimento. Consideremos un bloque de arenisca. La resistividad del bloque es Ro y la del agua en el bloque es Rw. Este bloque tiene una porosidad φ y tiene una saturación de agua de 100%. La longitud del bloque es L y su corte transversal tiene un área Ac. Se aplica una corriente eléctrica en la cara izquierda del bloque y la corriente sale del mismo por la cara derecha. Como el único medio conductor en este bloque es el agua, es posible concebir un bloque equivalente de agua que tenga la misma resistencia que la arenisca. La corriente que fluye a través de la arenisca, sigue un paso tortuoso, de modo que la longitud de Le del bloque equivalente es algo mayor que la longitud real de L. La cantidad total de agua en la arenisca es φAcL. Puesto que esta cantidad también debe ser la misma en el bloque equivalente, entonces el área de su corte transversal es φAcL / Le. Según la ecuación (r = R L / A), la resistencia de la arenisca es: ro =

R0 L Ac

y la resistencia del bloque equivalente de agua es: rw =

Rw Le ( Φ Ac L)

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Le

Puesto que estas dos resistencias son iguales, entonces, R0 = ( Le )2 ( 1 ) = F Rw

L

φ

Lo que demuestra que F es inversamente proporcional a la porosidad y la constante de proporcionalidad es la tortuosidad (Le / L)2. En una investigación experimental de un gran numero de areniscas limpias saturadas de agua, Archie encontró que el factor de formación F podía relacionarse con la porosidad φ a través de la ecuación: F=

1 .

Φm El exponente m, llamado factor de cementación. La ecuación original de Archie se modificó posteriormente, por la introducción de una constante empíríca "a" en la ecuación: F=

a.

Φm Humble Oil Company ha recomendado usar la siguiente ecuación: F = 0.626 [ 1 ] .

Φ 2.15 Esta ecuación fue desarrollada a través del estudio de un gran número de muestras, para areniscas de alta porosidad (por lo general no consolidadas) tiene el mismo efecto de usar la ecuación de Archie con m= 1.8 y para las areniscas bien consolidadas. el de usar con m = 2 , a fin de eliminar el exponente de cementación fraccional, la fórmula de Humble puede modificarse del siguiente modo: -F =

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0.81 .


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Φ2

Dentro de los rangos normales de porosidad, ambas expresiones proporcionan resultados bastantes similares. Para rocas carbonáticas no fracturadas, Shell recomienda usar la relación: F=

1 .

Φm 2.6.- Saturaciones La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina "saturación de agua" ó Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina "saturación de hidrocarburo" o Sh, como uno es el complemento del otro, entonces Sh = (1- Sw). El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua irreducible o Swi, representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños. Su valor varía entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4 (40%) o más, en las formaciones de granos muy finos con alta superficie específica. El agua irreducible no fluirá cuando la formación se somete al proceso de producción. Cuando el petróleo y el gas (que no son conductores de la electricidad) están presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formación, su resistividad Rt es mayor que Ro (la resistividad de esa misma formación, si estuviera saturada 100% de agua), debido a que hay un volumen menor de agua disponible para el paso de la corriente eléctrica. La relación entre estas dos resistividades se denomina índice de Resistividad I, el cual indica la proporción de hidrocarburos presente en la formación. Cuando I=1 indica que la formación está saturada 100% de agua ya que Rt = Ro, el valor de I aumenta a medida que la saturación de hidrocarburos aumenta ( o a medida que Sw disminuye).

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La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no sólo del valor de SW, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La distribución de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la dirección en que fue establecida (drenaje o imbibición) y del tipo de porosidad, ya sea intergranular, cavernosa o ambas). Archie, concluyó que la relación entre Sw e I puede expresarse de la siguiente manera: Snw = 1

= Ro

(I)

Rt

Según la definición del factor de formación Ro = FRw y F = a / φ m entonces: Snw

= (FRw) = a(Rw) Rt

φ m Rt

2.7.- Permeabilidad Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan a través de una formación. La permeabilidad es una propiedad dinámica para una muestra dada de roca y para un fluido homogéneo, siempre que el fluido no interactúe con la roca misma. La unidad de permeabilidad es el "darcy", la cual es bastante grande. Por ello se emplea la milésima parte, o sea, el milidarcy (md). El símbolo de la permeabilidad es k. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relación de tipo general entre la porosidad y la permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad, aunque esto no siempre constituye una regla absoluta. Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeños que los conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastante restringidos y tortuosos. Por tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como las calizas, pueden estar compuestas de roca dura ininterrumpida por fisuras muy pequeñas o por fracturas de gran extensión. La porosidad de tales formaciones puede ser baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas,

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pueden exhibir una porosidad baja conjuntamente con una permeabilidad extremadamente alta. El volumen total del espacio poroso interconectado se llama "porosidad efectiva". En las rocas clásticas, ésta generalmente es igual a la porosidad total o absoluta. Es obvio que si los poros de una roca no estuvieran interconectados, no existia permeabilidad alguna. La siguiente es la ecuación de Darcy que expresa la rata del flujo a través de un medio poroso y permeable con unidades prácticas:

Q=1.127A (K / µ) ( ∆PI L) Donde: K =Darcy Q = Rata de flujo (bbl por día) P = Diferencial de presión (psi) L = Distancia recorrida por el fluido (pies) A = Área transversal (pies 2) µ = Viscosidad (centipoise) Desde hace mucho tiempo se conoce que existe una correlación general entre porosidad y permeabilidad. Esto quiere decir que si se tienen dos rocas compuestas de granos del mismo tamaño, la que posea mayor cementación tendrá menor porosidad y menor permeabilidad. Por consiguiente, es de esperar que la permeabilidad de una arenisca pueda ser expresada en términos de la saturación del agua irreducible, la cual es la medida del tamaño del grano y de la porosidad, que a su vez refleja el grado de cementación.

Schlumberger a partir de estudios de campos sobre la porosidad, la permeabilidad y la saturación de agua irreducible, ha desarrollado una ecuación empírica que relaciona estas tres variables: K1/2 = 250φ3 Swi Donde: K es en milidarcis, φ y Sw son fracciónales.

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La debilidad de esta ecuación surge al considerar que, la permeabilidad depende de la sexta potencia de la porosidad y de la segunda potencia de la saturación del agua. Si la porosidad y la saturación son determinados a partir de datos de los registros eléctricos, pueden contener errores aún sean pequeños, estos pueden elevarse a la sexta potencia y al cuadrado en la determinación de la permeabilidad. Esto no quiere decir que la ecuación deba ser descartada, sino que los resultados deben ser considerados sólo como indicativo de orden de magnitud. Una correlación muy bien documentada es la de Timur, quien efectuó cuidadosas mediciones de laboratorio en 155 núcleos de arenisca de la Costa del Golfo Colorado y California. Las correlaciones que obtuvo entre porosidad, saturación de agua irreducible y permeabilidad se expresa en la siguiente ecuación: K = ( 93 φ2.2 )2 ( Swi )

3. - CONTROL DE CALIDAD DE LOS PERFILES. RESUMEN: Análisis de los criterios de control de calidad de perfiles o LQC (“Log Quality Control”), enfatizando la importancia de efectuarlo antes de comenzar cualquier interpretación. Existen algunos controles de calidad a ser aplicados al papel como al archivo digitalizado, como son: a.-

Velocidad del perfilaje.

b.-

Sección repetida.

c.-

Correlación de profundidad.

d.-

Especificaciones publicadas.

e.-

Datos faltantes o equivocados.

f.-

Verificación de los datos grabados.

g.-

Puesta en profundidad con los registros del hueco anterior.

h.-

Validación de perfiles utilizando técnicas de interpretación.

i.-

Escala correcta.

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j.-

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Otros.

OBJETIVO 4 PRESENTAR LOS DISPOSITIVOS DE PERFILAJE A HOYO DESNUDO Y ANALIZAR LAS DIFERENTES APLICACIONES Y LIMITACIONES DE LAS HERRAMIENTAS. Las herramientas de registros que se bajan al pozo, están diseñadas para medir las propiedades eléctricas, acústicas y radiactivas de la formación. 4.1.- Características, propiedades generales, utilidad e importancia de los perfiles. Como tenemos: -

Registro continuo de parámetros físicos en los pozos.

-

Transmisión de la información recibida por el cable de tracción.

-

Los registros se graban desde la base hacia arriba y al final dé cada fase de perforación, (diámetro: 17”, 15 ½”, 12 ¼” 8”, 6”), o en cualquier momento según requerimiento geológico.

-

Se registran parámetros físicos naturales (sp, radiactividad) o inducidos (velocidad acústica, radiactividad, resistividades, etc).

-

Se graban con escalas usuales de 1/100 y l/500 ó 1/2000 y 1/1000.

-

La calidad de los registros está en función de la calidad del pozo perforado y el tipo de lodo.

4.1.1.- Finalidad de los registros : -

Identificar litología.

-

Delimitar estratos de yacimientos.

-

Calcular porosidad y saturación de hidrocarburos.

-

Seleccionar estratos a probar.

-

Calcular reservas en yacimientos.

-

Hacer correlaciones a nivel de campo, semi-regional o regional.

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4.1.2.- Electrofacies Utilización cualitativa de los perfiles eléctricos que permite establecer una columna litológica vertical o identificar secuencias sedimentológicas y cuerpos arenosos, marcadores o así como comparar intervalos entre pozos : Etapas del trabajo:

-

-

Calibración de perfiles.

-

Identificación de facies.

-

Identificación de la litología.

-

Determinación de secuencias.

-

Identificación de cuerpos sedimentarios.

-

Comparación entre pozos.

-

Correlación entre pozos.

-

Dibujo o cartografiado de datos.

Se utilizan los perfiles que están mas influenciados por los cambios litológicos que por los fluidos.

-

Los estudios básicos se hacen con curvas a escala l / 500, ó l / 200 en caso de calibración con núcleos.

-

Las correlaciones se hacen con curvas de l/500 (estudios de yacimiento) de 1/1000 ó escalas más reducidas según el tipo de estudios.

4.1.3.- Perfiles más utilizados: - RAYOS GAMMA - NEUTRON - DENSIDAD - SÓNICO - POTENCIAL ESPONTÁNEO - RESISTIVIDAD

-CALIBRE

= GR o NGT (GAMMA-RAY ESPECTRAL). = CNL o CNT. = FDC, GAMMA-GAMMA /LDT. = BHC o LST. = S.P. = INDUCClÓN (IEL,DIL) LATEROLOG (DLL). MICROLATEROLOG MICROLOG. ENFOCADO (SFL, MSFL). = CAL/SÓNICO.

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CAL/FDC-CNL BGT. - BUZAMIENTO

= CURVAS HDT. CLUSTER GEODIP SHDT

-OTROS PERFILES

CBL/VDL EPT GST GLT

TDT NGT HRT FMS

4.2.- PERFIL DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) OBJETIVO: Discutir el origen del potencial espontáneo, de la respuesta del perfil, de las herramientas y la interpretación. 4.2.1.- Definición: Medida de la diferencia de potencial eléctrico natural entre la superficie y el subsuelo. La curva resultante es un registro de la diferencia de potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie. Este registro se usa normalmente en pozos perforados con fluidos cuya base es agua dulce. 4.2.1.2.- El perfil de SP puede aplicarse para: •

Localizar los contactos entre capas y correlacionarlos con los otros perfiles.

•

Detectar capas permeables.

•

Determinar la salinidad del agua de formación.

•

Estimar el espesor de las capas.

•

Evaluar la arcillosidad de las capas.

4.2.1.3.-Origen del Potencial Espontáneo. Dentro del pozo se originan potenciales eléctricos espontáneos en las interfaces entre rocas permeables e impermeables, así como la interface entre zona virgen y zona lavada; como

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consecuencia se establece la circulación de corrientes eléctricas dentro de la formación, en la interface entre capas permeables e impermeables, las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo solamente en las profundidades del contacto de estas capas. No existe ninguna corriente eléctrica dentro del pozo en el centro de una lutita; en consecuencia, la curva de SP es plana herramienta de

(línea base de lutitas). Al aproximarse a un contacto entre capas, la

SP pasa por la zona de corrientes en el lodo, generada por el potencial

espontáneo; en el contacto entre capas, el flujo de corriente es máximo, así como el cambio de potencial por cm de pozo (denominado dependiente del perfil del SP). Una vez pasado el contacto entre capas, la intensidad de la corriente en el lodo disminuye hasta desaparecer, con lo que la curva de SP permanece en un valor constante, generalmente más negativo en las zonas permeables que en las lutitas o “shales”. Al aproximarse al próximo contacto ocurre una situación inversa a la anterior, con lo que la curva de SP regresa a la línea base de lutitas. El lodo en el pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas mencionadas Por otro lado, si el lodo es demasiado conductivo, no existiría diferencia de potencial que pueda ser detectada ya que lodo sería un corto circuito. Generalmente el Rmf es conocido, por lo tanto puede usarse el perfil de SP para estimar el valor de Rw de la resistividad del agua de formación. Si las salinidades (por consecuencias, también las resistividades) del filtrado y del agua de formación son de valores aproximadamente iguales, la separación de la línea-base de lutitas será cero o de unos poco mv, dificultado la interpretación de la curva SP para detectar capas permeables o para estimar el espesor o arcillosidad de las capas. 4.2.1.4.- Herramientas de perfilaje: No existe herramienta específica para obtener el perfil de SP; siendo que apenas se necesita un electro expuesto al lodo, conectado eléctricamente con el equipamiento de superficie, la práctica común es incluir ese electrodo en las herramienta de Inducción y en las de Laterolog. Normalmente el electrodo de SP es el sensor más profundo y, por esta razón, es el que define la profundidad de la herramienta en el pozo.

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4.2.1.5.- Interpretación: La amplitud del SP depende de: • Potencial de membrana (Em). • Diferencia de salinidad entre los estratos. • Potencial de “JUNTION” (Ej), diferencia de salinidad entre cada capa y el filtrado de lodo. SP = EM + Ej Em = despreciable. Ej = importante. - Escala = milivoltios (relativa) - El SP representa la actividad iónica debida a la diferencia de concentración en NaCl

entre el

lodo y las capas. En lutitas o capas sin porosidad =

Sin actividad lónica, sp=0 (línea base ).

En capas porosas

=

Actividad lónica según la diferencia de salinidad.

- Deflección positiva

=

agua más dulce que el lodo.

- Deflección negativa

=

agua mas salada que el lodo.

- No deflección

=

agua y lodo con la misma salinidad.

Depende fundamentalmente de la diferencia de salinidad entre el agua de formación y el filtrado. Si la salinidad del agua de formación es mayor la deflección será hacia la izquierda, lo contrario, la deflección será hacia la derecha. 1. Con el calculo del SP y ajuste con la temperatura se puede calcular la resistividad (Rw) y la salinidad del agua intersticial de las capas. 2. En el caso de capas de arenas limpias con agua, la deflección del SP es función de la permeabilidad y del tamaño de grano, el SP permite separar las capas porosas de las capas sin porosidad y estimar la salinidad del agua intersticial.

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3. No se puede identificar litología o delimitar correctamente las capas sin apoyo de otros perfiles.

4.3.- Perfil de Rayos Gamma (GR) OBJETIVO: Discutir el origen de la radioactividad natural de las rocas, principios de medición y respuesta de los perfiles.

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4.3.1.1.- Definición GR La curva de Rayos Gamma o GR representa la radiactividad natural de las formaciones y es presentada en unidades API (“American-Petroleum Institute”) cada unidad API es definida como 1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una formación artificial que contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y potasio, mantenida por el API en Houston, Texas. USA. Generalmente, la curva de GR es presentada en la pista 1, junto a las curvas de SP y de calibrador, con escalas de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. Al igual que la curva de SP, la de GR tiene su escala definida de manera tal que ambas curvas indican zonas permeables cuando están próximas del extremo inferior de la pista, y ambas indican lutitas o “shales” cuando están próximas del extremos superior de la pista (con el cabezal a la izquierda del observador). Este perfil es muy útil para identificar zonas permeables debido a que los elementos radiactivos mencionados tienden a concentrarse en la lutitas o “shales” (impermeables), siendo muy poco frecuente encontrarlos en areniscas o carbonatos (permeables). La curva de rayos gamma puede obtenerse en un pozo entubado, lo cual no puede hacerse con la curva de SP, y ello aumenta su valor como herramienta de correlación. 4.3.1.2.- Origen de los Rayos Gamma. La radioactividad natural de las formaciones proviene de los siguientes tres elementos presentes en las rocas: Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K). El decaimiento de estos elementos genera la emisión continua de los rayos gamma naturales, los que pueden penetrar varias pulgadas de rocas y también pueden ser medidos utilizando un detector adecuado dentro del pozo.

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El perfil puede aplicarse para: •

Detectar capas permeables.

•

Evaluar minerales radioactivos.

•

Correlación con perfiles a pozo entubado.

•

Determinar la arcillosidad de las capas.

•

Definir los minerales radioactivos.

•

Correlación pozo a pozo.

4.3.1.3.- Variaciones Estadísticas. Las variaciones estadísticas son una característica inherente a todos los perfiles nucleares, los cuales nunca repiten exactamente (pasando dos veces por el mismo intervalo) debido a pequeñas variaciones u oscilaciones alrededor del verdadero valor de respuesta del perfil. Estas oscilaciones son variaciones aleatorias y no representan la respuesta de la formación. 4.3.1.4.- Herramientas de Perfilaje: Existen dos tipos de herramientas de rayos gamma: la tradicional que mide la radioactividad natural total de la formación y la de espectrometría de rayos gamma naturales. 4.3.1.5.- Efectos Ambientales: La respuesta de la herramienta de diámetro de 3 5/8” está generalmente calibrada en las condiciones del pozo de 8”, conteniendo lodo de densidad 1,2 gr/cc. La misma formación con la misma radioactividad, en pozos con diámetro mayor y lodo mas denso ( donde hay mayor absorción de rayos gamma en el lodo antes de que alcancen el detector), producirá una respuesta atenuada de la curva GR; por el contrario, en pozos de pequeño diámetro y lodo liviano, la herramienta producirá una respuesta aumentada en la curva de GR. Existen gráficas para estimar la corrección en función del diámetro del pozo, peso del lodo y posicionamiento de la herramienta (centralizada o descentralizada).

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4.3.1.6.- Interpretación: -

En rocas sedimentarias el rayo gamma permite identificar las Lutitas de los otros tipos de rocas.

-

En secciones Lutíticas se puede parcialmente reconocer el tipo de minerales arcillosos dominantes e identificar lutitas orgánicas o uraníferas.

4.3.1.7.- Calibración del rayo gamma. - Con núcleos, podemos calibrar a partir de la observación visual y del estudio petrográfico. Separar clase de arcillosidad según requerimento. - Sin núcleos, buscar respuesta GR Max.* Buscar respuesta GR Min. Trazar líneas. Dividir el intervalo GR Max GR Min. en 10 partes. Cada división = 10% de arcillosidad. Separar clases de arcillosidad: Arenas limpias

=0

15 a 25%

Arenas arcillosas = 15

40 a 50%

Lutita

50 %

>

Formula base = Vcl = GRL - GR min. * Eliminar picos de mas alta radiactividad.

4.3.2.- Espectrometría de Rayos Gamma Naturales (Spectral Gamma Ray - NGT) El "Spectral Gamma Ray" permite leer la radiactividad según las respuestas de los tres elementos básicos: K, U , Th Permite identificar, las rocas con alto contenido de potasio = Evaporitas. Arenas micáceas. Feldespáticas.

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El origen de la alta radiactividad en las lutitas = Materia orgánica (U, Th). Micas (U) Tipo de arcillas Capas de cineritas (U, Th) Capas fosfáticas (U) formula: GR = A (K) + A' (Th) + A"(U) Curvas

K en % U en ppm Th en ppm.

GRS = A (K) + A' (Th) Uranio eliminado. GR - GRS = Contribución del Uranio.

4.3.3.- Medición de la Radioactividad Natural de Rayos Gamma Desintegración natural de los átomos inestables: K Th U

40 232 238.

Energía 0.2 a 2.8 Mev. Rocas Radiactivas: Potasio (K)

Arcillas tipo ILITA. Mica. Feldespatos. Evaporitas tipo Kcl, K2SO4.

Thorio (Th)

Rocas Igneas (primario). Arcillas (absorción). Minerales pesados.

Uranio (U)

Rocas ígneas (primario) Micas y Circón. Materia Orgánica (absorción) Arcillas (absorción).

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4.3.4.- Rocas sin Radiactividad. (Puras). 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Arenas y Areniscas Calizas y Dolomitas. Carbón. Fluidos (excepto lodo de perforación). Sal. Yeso y Anhidrita. Oxido e Hidróxidos metálicos.

4.3.5.- Interpretación: Debido a que los elementos radioactivos están generalmente concentrados en los minerales arcillosos, el perfil de GR es muy utilizado en la determinación de la arcillosidad Vsh (fracción lutita de volumen total de la roca) en las formaciones permeables. Básicamente se efectúa una interpolación lineal entre las lecturas de GR en formaciones limpias y lutitas o “shales”

VshGR ≈ GR log - Grmin Grmax - GRmin Donde:

VshGR: Arcillosidad (Volumen de lutita) en la formación. GR log: Lectura del perfil de GR en la zona de interés, en unidades API. GRmin: Lectura del perfil de GR en zonas limpias en unidades API. GRmax: Lectura de perfil de GR en lutitas o Shales, en unidades API.

El Vsh tiene valores entre o y 1, así se lo debe utilizar en los cálculos. En la práctica se multiplica por 100 para expresar la arcillosidad en porcentaje.

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Este perfil es muy utilizado para la correlación de perfiles de pozo abierto con los de pozo entubado. El registro simultáneo de las curvas de GR y CCL cuando se efectúa el perfilaje a poz entubado, permite el posicionamiento de los cañones de disparos frente a las capas de interés identificadas en el pozo abierto, como también en registros de cementación.

4.4.- Perfiles de Resistividad. - Existen 2 tipos de investigaciones y de herramientas: 4.1.- Investigación profunda = Macrodispositivos. 4.2.- Investigación próxima = Microdispositivos.

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4.4.1.- Macrodispositivos. 1. LATERAL. 2. LATERAL ENFOCADO (LL, DLL). 3. ESFÉRICO (SFL) 4. INDUCCIÓN (IEL, DIL) 4.4.1.1.- Lateroperfil: Utilizan una serie de electrodos múltiples para hacer que la corriente se desplace lateralmente a través del lodo hasta la formación. Ventajas: 1. Capacidad para operar en lodos muy salado. 2. Excelente definición de la capa. 3. Ideal para capas finas. Hay dos tipos básicos de lateroperfiles, uno de ellos es el sistema de 3 electrodos comúnmente denominados "Guard log" o LL3 y el otro sistema de 7 hasta 9 electrodos, denominados LL7, LL8, LLD y LLS. Ambos sistemas operan sobre la base de un mismo principio. El Doblelateroperfil es de la última generación del Lateroperfil, que consiste en la combinación de dos dispositivos con diferentes profundidad de investigación: el LLD de investigación profunda y el LLS de investigación somera. 4.4.1.1.1.- Fundamentos de medición: La corriente fluye en serie a través de la columna de lodo, el revoque, la zona invadida y la zona virgen, consiguiendo resistencia en cada una de estas zonas. Para determinar Rt (la resistividad de la zona virgen) a partir de las lecturas de este dispositivo, se requiere que las otras resistencias (resistividad) sean sustraidas de la señal, o sea, corregir las lecturas del lateroperfil por cada uno de estos factores, pozo, revoque e invasión. Figura.

4.4.1.1.2.- Corrección por Pozo y Revoque. La profundidad de investigación de estos sistemas enfocados está representada por la distancia medida a partir del eje del pozo hasta el punto donde la hoja de corriente comienza a desviarse apreciablemente. Para el LL3 y el LL7 la profundidad de investigación es aproximadamente 10' y 15' respectivamente.

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4.4.1.1.3.- Corrección por el espesor de la capa El espesor de la hoja de corriente de los lateroperfiles de alrededor de 32 pulgadas, con esta excelente resolución vertical las influencias de las capas vecinas serán insignificantes, por tanto no requiere corrección por este motivo.

4.4.1.2.- Perfil de Inducción: Este perfil se basa en campos electromagnéticos y en corrientes inducidas, utiliza bobinas en vez de electrodos, su fundamento de medición es totalmente diferente a sus antecesores, debido a esto, el inducción puede ser corrido en lodos no conductivos como lodos a base de petróleo, emulsión invertida o aire donde resulta imposible para los demás dispositivos de resistividad. Existen dos versiones de este dispositivo, el tradicional inducción sencillo (IEL) y el doble inducción 4.4.1.2.1.- Fundamentos de Medición: Se hace pasar una corriente de frecuencia constante por la bobina transmisora, esta corriente produce un campo electromagnético alterno de la misma frecuencia que se extiende a la formación a una distancia considerable alrededor del dispositivo. Este campo genera a su vez, una corriente inducida en la formación, de acuerdo con los principios electromagnéticos que dice que un campo alterno induce una corriente en cualquier conductor atravesado por el campo. Esta

corriente

inducida en la formación fluirá circularmente alrededor del pozo en un plano perpendicular al eje del mismo, o sea, la formación y todo lo que está alrededor del dispositivo, hacen las veces de un solo conductor. Esta corriente inducida genera un campo electromagnético secundario que a su vez induce una corriente en la bobina receptora. El voltaje de esta corriente es proporcional a la conductividad de la formación, ya que si la formación no fuera conductiva, no generaría ninguna corriente en la bobina receptora. Los valores de este voltaje inducido en la bobina receptora se representa como una curva continua de conductividad en el perfil de inducción y se representa la curva en forma de resistividad. Es necesario efectuar correcciones por efectos del pozo, por capas vecinas y por invasión. - La intensidad de la corriente recibida es función de la resistividad de la formación atravesada.

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- la resistividad de la roca esta en función del tipo de matriz mineral, de su porosidad, de la naturaleza de los fluidos incluidos y de efectos superficiales con la pared del pozo. El registro de inducción no debe ser recomendado en pozos donde existan las siguientes condiciones: 1. Lodos salinos 2. Pozos con diámetro mayor que 12” 3. Formaciones de interés con espesores muy pequeños (capas finas). 4.

Formaciones de muy alta resistividad, mayor que 200 Ω - m

4.4.1.3.- Perfil Esférico enfocado Mide la resistividad de la formación cerca del hoyo y proporciona la investigación relativamente superficial, que se requiera para evaluar los efectos de invasión sobre las mediciones más profundas de la resistividad. Es el dispositivo de espaciamiento corto que ahora se utiliza en el sistema DIL-SFL, se ha diseñado en sustitución de la normal de 16" y del LL8. El SFL es significativamente más superficial que las curvas de su predecesores, es decir , el LL8 y la normal 16". Todas las curvas de resistividad someras tienden a dar lecturas de resistividad bajas cuando el pozo es muy grande.

4.4.2.- MICRODISPOSITIVOS 1. MICRONORMAL/MICROINVERSO (ML) 2. MICROLATERAL ENFOCADO (MLL) 3. MICROESFÉRICA (MSFL)

4.4.2.1.- Perfil Microesférico: Tiene electrodos de enfoque esférico ( como los de SFL) montados en una almohadilla y ha reemplazado al Microlateroperfil y al perfil de proximidad, porque es combinable con otros

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dispositivos de perfilaje, especialmente con el DIL y el DLL, eliminando así la necesidad de hacer una corrida separada para medir Rxo. Mediante este sistema, el MSFL tiene la suficiente somera penetración, para leer directamente la resistividad Rxo de la zona lavada, aún en presencia de revoques de un espesor de hasta 3/4" pulgadas. 4.4.2.1.1.- Correcciones: Las mediciones del MSFL debe ser corregidas por los efectos del revoque , la presenta figura proporciona este tipo de correcciones: 4.4.2.2.- Microperfil Es un dispositivo que está fuera de uso hace más de 20 años. La curva micronormal tiene una penetración más profunda y es menos afectada por los materiales que están cerca del dispositivo, específicamente el revoque.

4.4.2.2.1.- Interpretación La resistividad de la zona lavada de una formación es siempre mayor que la resistividad de revoque, mostrando una separación entre las dos curvas que se denomina "separación positiva", puede tomarse en consecuencia, como una indicación de que la capa es permeable, diferente sería frente una capa de lutitas impermeable, donde no ha habido invasión. 4.4.2.3.- Microlateroperfil y perfil de proximidad: Fueron especialmente diseñados para determinar el Rxo con mayor exactitud, actualmente están fuera de usos y han sido reemplazados por el MSFL.

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4.5.- PERFILES DE POROSIDAD 4.5.1.- Perfil sónico: El perfil sónico compensado o BHC ("Bore-Hole-Compensated") mide el tiempo de tránsito, representado por ∆t, de una onda acústica en la formación, en µseg/ft (microsegundos por pie) generalmente presentado en las pista 2 y 3, en escalas de 40 a 140 µseg/ft, con nemónico DT; para ello un transmisor de la herramienta genera una onda que se propaga por el lodo, alcanza las paredes del pozo y continúa propagándose por ellas. Los efectos de esta propagación son detectados por dos receptores en la herramienta de perfilaje, generalmente de 3 a 5 pies del transmisor; la diferencia de tiempos observada ( medidos desde el momento del disparo del transmisor) dividida por los dos pies que separa los transmisores, determinan el tiempo de transito de la formación. 4.5.1.1.- Principios de la medición: Existen dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido que pueden ser registrados por la herramienta de perfilaje: las ondas compresionales, también denominadas "ondas P" y las de cizallamiento, también denominadas "ondas S" o "Shear waves". Las ondas compresionales son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección de propagación de la onda; las ondas de cizallamiento son las propagadas por el movimiento de las partículas del medio oscilando en dirección perpendicular a la de propagación de la onda:

Tipo de onda

Dirección de propagación

Dirección de oscilación de las

de la Onda

partículas del medio

Compresional Cizallamiento

Otros tipos de propagación de las ondas acústicas son las Ondas Rayleigh y las Ondas Stoneley. La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formación, con una velocidad levemente inferior a la velocidad de la onda "shear" y se atenúa rápidamente.

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La Onda Stoneley se propaga en el lodo, por interacción entre el lodo y la formación; es una energía de baja frecuencia que sufre

muy poca atenuación, facilitando su detección por la

herramienta de perfilaje. 4.5.1.2.- Herramientas de perfilajes La medición del tiempo de tránsito ∆t de la formación con la herramienta BHC tiene muy poca profundidad de investigación (del orden de 1 a 2"); como aproximación se dice que el número que representa la separación

transmisor-receptor, es el número de pulgadas de la proximidad de

investigación. La definición vertical del perfil sónico depende del espaciamiento entre los receptores utilizados en la determinación del ∆t de la formación, para el perfil BHC normal es el orden de 60 cm (2 pies). 4.5.1.3.- Tiempo de Tránsito Integrado. El tiempo de tránsito ∆t de la formación puede integrarse a lo largo del pozo, comenzando en el fondo (sumando los resultados de multiplicar los µs/ft observados en cada pie de pozo por la distancia

de 1 pie considerada), con lo que se obtienen µs desde

el fondo del pozo hasta

cualquier profundidad; los resultados se presentan como pulsos pequeños para cada 1 ms y pulsos grandes para cada 10 ms de "tiempo de tránsito integrado" o TTI("Transit-Time-Integrated"). Estos datos son fundamentales para verificar la sísmica de superficie y para estos fines se prefiere una herramienta de sónico de espaciamiento largo por efectuar una medida de mejor calidad ya que, debido a su mayor profundidad de investigación, presenta menor riesgo de medir en la zona alterada por la perforación. 4.5.1.4.- Calculo de la porosidad a través del registro sónico Existen por lo menos dos ecuaciones de respuestas diferentes, ambas empíricas; esto significa , que existe una incerteza sobre la relación existente entre el ∆t medido y la porosidad de la formación. Esta ecuaciones so la Wyllie y la de Raymer-Hunt.

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4.5.1.4.1.- Ecuación de Wyllie. Es la más utilizada y establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito

∆t medido y la

porosidad φ de la formación; según este modelo, el ∆t de la formación es la suma de los ∆t´s de cada elemento ponderado por sus volúmenes en la formación. En el caso de una formación limpia con porosidad φ y zona lavada de más de 5 cm de extensión, la ecuación es:

∆tlog = φ.∆tmf + Vma. ∆tma donde:

∆tlog = φ = ∆tmf = Vma = ∆tma =

Tiempo de tránsito medido por el perfil sónico, µs/ft. Porosidad de la formación, 0 ≤ φ ≤ 1. Tiempo de tránsito del filtrado Volumen de matriz en la formación 0 ≤ Vma ≤ 1

Tiempo de tránsito de la matriz, 43 µs/ft ≤ ∆tma ≤ 55 µs/ft

En esta ecuación, la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca, por lo tanto se debe cumplir que:

1=φ + Vma

Sustituyen la φ y Vma de las ecuaciones anteriores tengo:

φsa = ∆tlog ∆tmf

-

∆tma ∆tma

La ecuación de Wyllie es válida en las siguiente condiciones: • • • •

Porosidad Intergranular uniforme Formaciones limpias (sin lutitas o "shales") Formaciones acuíferas Formaciones compactadas.

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4.5.1.4.2.- Ecuación de Raymer-Hunt La Ecuación de Raymer-Hunt establece una relación de segundo grado entre el tiempo de tránsito medido y la porosidad de la formación, que puede dar mejores resultados en zonas con porosidades variando entre valores bajos y altos, pero más difícil de utilizar en cálculos manuales. En el caso de una formación limpia es :

1

=

∆ tlog

φ

+

∆ tmf

Vma

∆ tma

En esta ecuación, la porosidad y el volumen de matriz constituyen el total de la roca, por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + Vma

4.5.1.5.- Efectos ambientales No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al perfil sónico BHC; sin embargo, el perfil puede estar afectado por alteración de la formación en las proximidades de la pared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de tránsito ∆t medido. Una herramienta de sónico con espaciamiento largo genera un perfil prácticamente libre de este efecto. 4.5.1.6.- Otros factores que influencian la medición Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son independientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta (varios miles de psi); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es mas alto que lo esperado, indicando valores de porosidad aparente mayores que la verdadera porosidad. En estos casos puede estimarse la verdadera porosidad dividiendo la porosidad aparente por un factor de compactación Cp > 1.

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Arcillosidad: Las lecturas del perfil sónico en lutitas o -shales" puede variar entre 70 y 130 µs/ft; el efecto de la presencia de lutita en la formación depende del contraste entre el tiempo de tránsito medido en las lutitas o "shales" y el de la formación limpia. Hidrocarburos: La presencia de hidrocarburos en la roca-reservorio generalmente no afecta la medición del tiempo de tránsito en formaciones compactadas; en formaciones no compactadas existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una corrección que pueda ser aplicada. Fracturas y vúgulos: La presencia de fracturas y vúgulos en la formación produce efectos muy pequeños en el tiempo de tránsito medido por el perfil, por lo que se obtienen valores de porosidad menores que los reales (se dice que el perfil no ve las fracturas y vúgulos). Aprovechando este efecto puede definirse un 'indicador de porosidad secundaria' o SPI ("Secondary-Porosity-lndex") como la diferencia entre la porosidad densidad-neutrón y la porosidad sónico:

SPI = φ

DN

- φS (

Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la energía de sónico; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima del nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de la intensidad de la onda, lo que dificulta la detección por el transmisor mas lejano y puede originar '"saltos de ciclos" 4.5.2. Perfil de lito-densidad El perfil de lito-densidad o LDT ("Lito-Density-Tool") mide la densidad media de la formación ρb en gr/cc, así como su factor fotoeléctrico Pef en barns/electrón, en las proximidades de la pared del pozo. Para ello, una fuente radioactiva es colocada en la sonda antes de bajar al pozo. La radioactividad que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a pocas pulgadas de la fuente, en la herramienta de perfilaje, permite determinar los parámetros mencionados. La curva de densidad es presentada en las pistas 2 y 3 en escala coherente la de neutrón, generalmente de 1.95 a 2.95 gr/cc, con nemónico RHOB. El factor fotoeléctrico se presenta generalmente en la pista 2 en escala de O a 10 barns/electrón, con nemónico PEF.

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El registro de densidad mide la densidad a partir de la perdida de energía de un flujo de rayos gamma entre emisor y receptor a través de la formación. La disminución de la energía del flujo incidente es función de los choques y de la absorción con los electrones en la matriz de la roca. La cantidad de electrones es función directa de la densidad electrónica, la cual depende directamente de la masa atómica de los elementos, es decir, su densidad.

DENSÍDAD DE LAS ROCAS: G/cm3 Cuarzo Calcita Dolomita Sal Anhidrita Yeso Carbón Lutita Agua Petróleo Gas

= 2.65 = 2.71 = 2,87 = 2.16 = 2.96 = 2.32 = 1.70 = 1.9 a 2.7 (F =Compactación) =1 = 0.75 a 0.95 (según grado API) = 0.1 a 0.3 ( Según T y P.).

Para una matriz de roca constante, la densidad en el perfil es función directa de la porosidad y de los fluidos de relleno. DENSIDAD (FDC / LDT) - Herramienta FDC ("Formation Density Compensated" y "Litho Density Tool") - 2 detectores (D1 y D2). - 1 emisor. - El FDC tiene muy buena definición vertícal (dl - d2 = 10"), pero es muy sensible a las irregularidades de la pared. - Las lecturas se deben siempre comparar con el caliper y la curva.

4.5.2.1.- Principio de la medición La fuente radioactiva natural emite rayos gamma de alta energía dentro de la formación, ya que el patín de la herramienta de densidad se apoya en la pared del pozo para registrar. Existen tres tipos de interacción entre los rayos gamma y la formación: el "efecto fotoeléctrico" que ocurre con los rayos gamma de baja energía; la "dispersión Compton' que ocurre a niveles de energía

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intermedios; y, por último, la "generación de pares" que ocurre con rayos gamma de muy alta energía. 4.5.2.3.- Herramientas de perfilaje, profundidad de investigación y definición vertical. La primera herramienta de perfilaje de densidad tenía una fuente de Cesium-137 con una intensidad de 1.5 Curie y energía de 662 keV, con un detector apoyado en la pared del pozo. El patín era 'colimado' u orientado para concentrar la emisión de rayos gamma en una dirección preferencial dirigida a la pared del pozo. El detector estaba ubicado a una distancia de aproximadamente 30 cm encima de la fuente. El perfil obtenido con esta herramienta es afectado por la rugosidad o irregularidades en la pared del pozo, que permiten la presencia de lodo entre el patín y la formación. La siguiente generación de herramientas incluía un segundo detector entre la fuente y el detector anterior; el espaciamiento corto entre la fuente y este nuevo detector permite investigar principalmente el revoque, indicando valores de densidad diferentes al de la formación dependiendo de la densidad del revoque. La diferencia de densidades obtenidas por los dos detectores permite efectuar una corrección automática a la lectura del detector lejano para obtener la densidad de la formación sin el efecto de la presencia de revoque entre el patín y la formación. Se presentan las curvas de densidad media Pb corregida por revoque con mnemónico RHOB y la corrección aplicada Ap con mnemónico DRHO, ambas en gr/cc. Las herramientas modernas, denominadas de lito-densidad, utilizan detectores más sensibles los que además de contar los rayos gamma también permiten detectar su nivel de energía: los rayos gamma de alta energía son utilizados para medir la densidad y la corrección aplicada; los rayos gama de baja energía permiten obtener la curva de efecto fotoeléctrico Pef, en la formación en barns/electrón con nemónico PEF, la cual indica la litología de la formación. La profundidad de investigación del perfil de densidad es de aproximadamente 30 cm, similar la su definición vertical.

4.5.2.4.- Relación entre densidad y porosidad: ecuación de respuesta La densidad Pb de una formación limpia y acuífera puede obtenerse como la suma de las densidades de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de una

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formación limpia con porosidad φ y zona lavada de mas de 30 cm de extensión, la ecuación de respuesta es: Pblog = φ Pbmf +Vma x Pbma donde: Pblog : es la densidad de la formación, en gr/cc

φ :

es la porosidad de la formación O ≤ φ ≤ 1

Pbmf:

es la densidad del filtrado en la zona investigada por el perfil (Pbmf ≈ 1.1 gr/cc)

Vma :

es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, O ≤ Vma ≤ 1

Pbma es la densidad de la matriz limpia, en gr/cc (2.65 gr/cc ≤ Pbma ≤ 2.87 gr/cc)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 = φ + Vma Combinando las ecuaciones anteriores, puede obtenerse la porosidad aparente de densidad

φDa

para la formación limpia y acuífera, como:

φ Da = Pbma Pbma

-

Pblog Pbmf

La ecuación de respuesta del perfil de densidad no es empírica, como la mayoría de las otras ecuaciones de respuesta, sino que responde a una ley física. EL PERFIL DE DENSIDAD PERMITE: 1. Identificar la litología detallada. (carbón, caliza, arenisca, lutita). 2. Ubicar con precisión limites de estratos.

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3. Evaluar compactación en Lutitas.

LA DENSIDAD FDC SALE CON DOS TIPOS DE ESCALAS: Densidad

G/cm3 (1.7 a 2.7; 1.9 a 2.9).

Porosidad Aparente ΦD con p matriz = 2.65 (arenas) con p matriz = 2.72 (calizas) Escalas 45% - 0 -15%

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4.5.3.- Factor fotoeléctrico La curva del factor fotoeléctrico se obtiene del número de rayos gama los que fueron sometidos a absorción fotoeléctrica, Pef., de la formación; éste parámetro indica básicamente la porosidad del tipo de fluido en la formación. El factor fotoeléctrico se expresa en función del número Z de protones (o número de electrones por átomo eléctricamente neutro) en la formación. Los valores típicos de Pef, para las rocas-almacén

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mas comunes son los siguientes: 1.8 en arenisca, 5.08 en caliza y 3.14 en dolomía. Las siguientes son las aplicaciones del factor fotoeléctrico: •

Identificación rápida de litología.

•

Reconocer minerales pesados en la formación.

•

Detección de fracturas en lodos con barita.

•

Evaluación de lutitas o "shales"

•

Facilitar la evaluación en presencia de gas.

•

Evaluación cuantitativa con la curva U (índice volumétrico de absorción fotoeléctrica).

4.5.3.1.- Efectos ambientales El perfil de factor fotoeléctrico es fuertemente afectado por lodos cargados con barita y no existe corrección para este efecto. En este tipo de lodos no se recomienda utilizar la curva de Pef., para interpretar. La única corrección necesaria en la curva Pb de densidad de la formación, es por curvatura del pozo; como el patín está adaptado a pozos de 8" de diámetro, esta corrección solamente debe aplicarse cuando el pozo tenga curvaturas diferentes a 8". Las compañías que prestan servicios de perfilaje publican gráficas para estimar la corrección necesaria en función de la curvatura del pozo frente al patín.

4.5.3.2.- Interpretación rápida La superposición de las curvas de densidad y neutrón permite la interpretación rápida o "quicklook", para evaluar la litología, la presencia de hidrocarburos livianos y la porosidad de las formaciones. 4.5.4.- Perfil de neutrón El perfil de neutrón o CNT (Compensated~Neutron~Tool) mide el índice de hidrógeno de la

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formación, expresado como φN o porosidad neutrón en unidades de porosidad o pu ("porosityunits"), generalmente presentado en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la de densidad, de 45 a -15 pu, con nemónico NPHI. Para ello, una fuente radioactiva natural de neutrones es colocada en la herramienta de perfilaje antes de bajar al pozo. Los neutrones que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a algunas pulgadas de la fuente en la herramienta de perfilaje, permiten obtener el índice de hidrógeno de la formación. La herramienta mide la porosidad a partir de la disminución de energía de un flujo de neutrones térmicos (CNL) o epitérmicos (SNP). El factor esencial de la disminución energética son los choques de los neutrones de alta energía con los núcleos de átomos de hidrógenos. La calibración final del neutrón es presentada con escala de porosidad aparente =

Φ

N

= 45% - 0 - 45 %

4.5.4.1.- Principio de la medición Los neutrones emitidos por la fuente se dispersan en el pozo y en la formación alrededor de la herramienta. Existe un descentralizador elástico apoyando la generatriz de la herramienta que pasa por la fuente radioactiva contra la pared del pozo para maximizar la cantidad de neutrones en la formación y minimizar la cantidad de neutrones en el pozo. Existen cuatro tipos de interacción entre los neutrones y la formación: la "dispersión elástica" en la cual el neutrón sufre una colisión con el núcleo de los átomos de la formación y rebota observando las leyes de la conservación de la energía y del momento; la "dispersión inelástica" en la cual el núcleo es excitado por la colisión con el neutrón y regresa a su estado energético emitiendo un rayo gamma; la "captura" en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo gamma y, por último, la "activación" en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo beta, un rayo gama y un neutrón. Los detectores pueden ser de dos tipos: pueden medir la populación de neutrones epitermales en la formación o pueden medir los rayos gamma de captura emitidos por la formación durante la absorción de neutrones termales.

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4.5.4.2.- Herramientas de perfilaje, profundidad de investigación y definición vertical Para minimizar los efectos del pozo las herramientas modernas de neutrón utilizan dos detectores localizados a algunas pulgadas de la fuente radioactiva. Los parámetros registrados son las "cuentas por segundo" o "count-rates" de ambos detectores, de los cuales se calcula la relación entre ellos NRAT o "ratio", dividiendo las cuentas por segundo del detector cercano por las del lejano. Esta relación es mucho menos sensible a los efectos de pozo que las cuentas individuales y por eso se la utiliza para obtener el índice de hidrógeno o porosidad neutrón φN a través de una transformación de "ratio" para porosidad. Existen dos transformaciones de "ratio" para obtener la porosidad neutrón. La convencional, con nemónico NPHI y una nueva transformación con TNPH, la cual tiene en cuenta los efectos combinados de la litología y la salinidad en la respuesta del perfil. El principal patrón de calibración para la herramienta de neutrón es una serie de bloques de calizas limpias y acuíferas con porosidades perfectamente conocidas. El segundo calibrador es un tanque de precisión conteniendo agua. La calibración en el pozo se efectúa con una pequeña fuente para reproducir el uration obtenido en el tanque de calibración, con lo que la herramienta queda calibrada para leer directamente la porosidad de la formación en "matriz caliza". La profundidad de investigación del perfil de neutrón es de aproximadamente 45 cm, similar a su definición vertical. 4.5.4.3.- Relación entre índice de hidrógeno y porosidad: ecuación de respuesta Frecuentemente se obtiene el perfil de neutrón expresado en 'matriz caliza', lo que significa que en calizas limpias y acuíferas la porosidad aparente de neutrón es la verdadera porosidad de la formación. En ariscas limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es menor que la verdadera porosidad de la formación. De la misma manera, en dolomías limpias y acuíferas, la porosidad aparente de neutrón (expresado en matriz caliza) es mayor que la verdadera porosidad de la formación.

La porosidad neutrón

φ N de una formación limpia y acuífera se obtiene como la suma de las

porosidades neutrón de cada elemento, ponderada por su volumen en la formación. En el caso de

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una formación limpia con porosidad

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φ y zona lavada de mas de 45 cm de extensión, la ecuación de

respuesta es:

φ NLIog = φ . φ NLmf + Vma . φ NLma donde:

φ NLIog

es el índice de hidrógeno de la formación, matriz caliza, en pu.

φ

es la porosidad de la formación O ≤ φ ≤ 1.

φ NLmf

es el índice de hidrógeno del filtrado, matriz caliza, en pu.

Vma

es la fracción de la roca ocupado por la matriz limpia, O ≤ Vma ≤ 1.

φ NLma

es el índice de hidrógeno de la matriz limpia, matriz caliza, en pu.

(-2 pu ≤

φ Nlma ≤ 3 pu)

En esta ecuación, la suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que:

1 +φ +Vma

Puede obtenerse la porosidad aparente de densidad

φNa para la formación limpia y acuífera

φ Na = φ NL Iog φ NLmf

-

φ NLma φ NlLma

Es interesante observar que cuando la matriz es caliza (en la que índice de hidrógeno del filtrado

φ NLma = O pu) y el valor del

φ NLmf = 100 pu, la porosidad aparente de neutrón resulta ser igual a

la porosidad de la formación: φ = φ Na = φ NL log en pu/100, o multiplicando todas las porosidades por 100 para expresarlas en pu:

φ = φ Na = φ NL log l

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o que confirma que el perfil en "'matriz caliza" obtiene directamente la porosidad en calizas limpias y acuíferas. En el caso de la formación ser arcillosa, las ecuaciones anteriores se modifican de la siguiente manera:

φ NL log = φ . φ NL mf + Vma . φ NL ma + Vsh . φ NL sh donde los parámetros tienen el mismo significado indicado , con las siguientes adiciones: Vsh,,

es el valor de la fracción de la roca ocupado por la lutita 1 O ≤ Vs ≤ 1

φ NL sh es el valor de la densidad de la lutita. En esta ecuación, la suma de la porosidad, el volumen de la matriz y el volumen total de la roca; por lo tanto se debe cumplir que: 1 = φ + Vma +Vsh

El perfil de neutrón es sensible a varios efectos ambientales: Diámetro del pozo: El efecto del diámetro del pozo puede tener un efecto apreciable en la lectura del perfil. En general, cuando densidad y neutrón son corridos combinados, esta corrección es efectuada automáticamente utilizando el diámetro del calibrador del perfil de densidad que, en pozos ovalados, mide el diámetro máximo del pozo. Espesor del revogue: Existe un efecto residual por espesor del revoque ya que el "ratio" no es completamente insensible a la presencia del revoque. Salinidad del lodo: Es la corrección por el efecto del cloro en el lodo, originada en su gran sección transversal de captura para neutrones termales. Salinidad en la formación: Es la corrección por el efecto del cloro en la formación, originada en su

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gran sección transversal de captura para neutrones termales. Densidad del lodo: Es la corrección por el efecto de la densidad del lodo, que disminuye el valor de porosidad del perfil. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la densidad del lodo. Separación herramienta/pared del pozo: El efecto de la separación entre la herramienta de perfilaje y la pared del pozo puede afectar apreciablemente la lectura del perfil. Es la corrección por el efecto del lodo entre la herramienta y la formación, originada por la presencia de un separador o "stand-off" que normalmente es de 0.5. Presión hidrostática: Es la corrección por el efecto de la presión hidrostática dentro del pozo, que aumenta el valor de porosidad del perfil. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la presión hidrostática en el lodo. Temperatura del lodo: El efecto de la temperatura del lodo puede tener un efecto apreciable en la lectura del perfil. Este efecto es mayor a altas porosidades y aumenta con la temperatura del lodo. Las compañías que prestan servicios de perfilaje publican gráficas que permiten efectuar las correcciones mencionadas, así como por arcillosidad y efecto de hidrocarburos livianos.

OBJETIVO

5.-

CONOCER

LOS

ASPECTOS

GENERALES

PARA

UNA

MEJOR

INTERPRETACIÓN BÁSICA, APLICANDO LA METODOLOGÍA ADECUADA. Determinar la porosidad, litología, resistividad del agua de formación y saturación de agua. Enfatizar la necesidad del control de la calidad de los perfiles,y validación de los datos. La evaluación preliminar de los perfiles a través de una interpretación rápida, generalmente, se efectúa sin correcciones ambientales. En casos extremos, pueden corregirse por efectos ambientales uno o dos perfiles cuando están muy afectados por las condiciones particulares del pozo. A continuación se resumen los diez pasos de interpretación, en la que se asume que: 1.- Las formaciones son limpias, sin lutitas. 2.- Las paredes del pozo están en buenas condiciones.

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3.- La invasión no es muy profunda. 4.- La litología es simple ( o conocida ). 5.- El valor de Rw es constante en la zona.

5.1.- SATURACIÓN DE AGUA. 5.1.1.- Concepto. Se define como la fracción del volumen poroso ocupado por el agua o la relación entre el volumen de agua y el volumen poroso. 5.1.2.- Utilidad: Puede servir para la determinar la probabilidad de producción de hidrocarburos de un yacimiento, como también calcular el volumen de hidrocarburos existentes (cálculo de reserva). 5.1.3.- Métodos para determinar la Sw: Los más importantes: 1. Análisis de Núcleos. 2. Ecuación de Archie. 3. Método gráfico. 4. Determinación de Sw en formaciones arcillosas. 5.1.3.1.- Análisis de Núcleos. El núcleo es cortado conservando su estado natural, preservándolo

inmediatamente de su

recuperación en el pozo. Los datos de Sw obtenidos son representativos.

5.1.3.1.1.- Concepto: Muestra de roca inalterada, de una profundidad específica, tomada por el hombre en la perforación de pozos petroleros y transportada hasta la superficie. 5.1.3.1.2.- Objetivos

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El objetivo de la toma de núcleo es obtener una determinada muestra de la formación y de los fluidos contenidos, manteniendo y preservando las propiedades físicas y de las saturaciones originales del yacimiento a la superficie, para sus respectivos análisis en el laboratorio. 5.1.3.1.3.- Métodos de Adquisición. 5.1.3.1.3.1.- WIRE LINE CORING (Núcleo a través de cable) a. Side Well Cores Gun (Herramienta para obtener núcleos o muestra lateral de pared con explosivo). b. Side wall Cores Rotary Tool (Herramienta para obtener núcleo de pared por rotación). 5.1.3.1.3.2.- TOMA DE NÚCLEOS CONVENCIONALES. Este tipo de núcleo se toma durante la perforación, con tuberías y mechas especiales de perforación.

a. Toma de tapones. Estos puntos de cortes son tomados por el geólogo de la empresa operadora, quién decidirá a que profundidad se tomará los diferentes tapones para los análisis.

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Los tapones son de forma cilíndrica tomados en forma rotatoria, con longitud y diseño a las celdas de los aparatos para sus respectivas mediciones b. Limpieza y Secado de tapones : La muestra o tapón se le extrae el contenido de hidrocarburos con algún solvente generalmente se utiliza tolueno. La muestra es secada en un recipiente a ( 158 oF ), luego es pasada a un desecador, hasta que alcance la temperatura ambiente, y queda lista para medir porosidad y permeabilidad. c. Medida de las Saturaciones de los fluidos existentes en la muestra (tapon): Existen varios métodos, entre ellos el método de Dean Stark. El método consiste en un ciclo de destilación (evaporación - condensación) de un solvente de punto de ebullición mayor que la del agua, con el fin de sacar el volumen de agua alojado en el espacio poroso de la muestra y depositarlo en una trampa graduada donde pueda ser leído; el volumen de petróleo se calcula por diferencia de pesos, conociendo la densidad del crudo. d. Porosidad y Permeabilidad de cada muestra a profundidad : En el laboratorio ésta propiedad es medida con un equipo llamado OPP, el cual mide la permeabilidad y la porosidad a condiciones de sobrecarga. Es un equipo computarizado, el cual con el juego de presiones de confinamiento e inyección ejecuta gráficas e imprime resultados donde refleja las propiedades de porosidad y permeabilidad de cada muestra analizada. 5.1.3.1.3.3.- CORE DRILL TOOL (Herramienta para obtener núcleos por tuberías cuando se perfora) No se estudiará en este curso. 5.1.3.2.- Ecuación de Archie Archie combina tres definiciones de las propiedades físicas de las rocas, presentadas anteriormente. El Factor de formación, F se definió como la relación entre la resistividad de una roca saturada 100% de agua, Ro y la resistividad del agua que la satura, Rw:

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F = Ro Rw En donde F, se relaciona con la porosidad, en la siguiente ecuación:

F= a

φm Donde a es una constante, m es el, factor de cementación. Se demostró en el laboratorio, que una roca saturada por una mezcla de agua salada e hidrocarburos, presenta la siguiente relación:

Snw = Ro Rt La Sw es la fracción del agua en la mezcla, saturación de agua, n es el exponente de saturación y Rt es la resistividad de la roca saturada de la mezcla de agua e hidrocarburos. Combinando estas tres relaciones, se tiene la ecuación de Archie para la determinación de la saturación de agua:

Snw = Ro = ( FRw ) = a Rw Rt Rt φ m Rt

.

Los valores de a, m y n, siempre debe ser determinados de los núcleos, cuando se dispongan de ellos. En casos de no disponer de éstos análisis de núcleos, los valores comúnmente aceptados de estas constantes son: Areniscas :

a = 0.81, m = 2

y n=2

ó

a = 0.62, m = 2.15 y n = 2 Carbonatos : a = 1,

m=2

y n = 2.

5.1.3.3.- Método Gráfico

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El anterior método se discutió el método gráfico para determinar Rw, la ecuación de Archie puede escribirse de esta forma:

( Snw φ m ) ( a Rw )

1 = Rt para m=2; n = 2 la ecuación tendrá esta forma:

1 Rt Si se grafica (1/Rt)

1/2

1/2

=

( Sw )1/2 x φ ( a Rw )

Vs. φ, como se presenta en la figura, ésta expresión representa las

ecuaciones de una familia de rectas que pasan por el origen, con pendientes iguales a (S w/(aRw ) 1/2

, según el valor que se le fije a Sw.

Se puede graficar directamente los valores de 1/Rt 1 /2 de todos los puntos escogidos a lo largo de todo el pozo. Los valores de Sw se leen directamente en el gráfico según sus posiciones dentro de esta familia de rectas. Este gráfico es llamado también "Hingle Plot", en la escala horizontal pueden usar ∆t o ρb directamente en lugar de ∆t. Cuando se gráfica Rt directamente con ∆t o ρb, este gráfico se utiliza también para determinar el valor de ∆t o el de ρbm, si los datos del pozo permiten obtener una recta de 100% de agua bien definida.

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5.1.3.4.- Determinación de la saturación de agua (Sw) en formaciones arcillosas. La presencia de arcillas en la formación altera tanto a la porosidad como a la resistividad de la formación. La porosidad efectiva o la porosidad equivalente a la formación limpia o la corregida por arcillas, se obtiene corrigiendo las lecturas de los distintos dispositivos por arcillosidad, siendo las arcillas buenas conductoras eléctricas, su presencia causa un aumento en la conductividad de las formaciones arcillosas, o sea que disminuye el Rt. Esto se debe a que la conductividad de una formación arcilla no es función única del agua de formación contenida en el espacio poroso, sino también de la conductividad de las arcillas presentes. Esto hace que todos los métodos de determinación de saturación de agua basados en la Ecuación de Archie resulten con valores de Sw mayores que los reales, porque esta ecuación se basa en que la conductividad de la formación es función solamente del agua de formación. A través de los años, un gran números de modelo de saturación de agua para arenas arcillosas han sido propuestos. 5.1.3.4.1.- Modelo de Simandoux:

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Ha sido usado ampliamente en todo el mundo y funciona bastante bien en muchos yacimientos venezolanos. Este modelo se basa en que la conductividad o 1/Rt de una arena arcillosa se puede expresar de la siguiente manera:

φm aRw

1 = Rt

Swn +

Vsh Rsh

Sw

Donde Vsh y Rsh son el volumen y la resistividad de arcillas. Para m=n=2, esta se convierte en una ecuación de segundo grado de la forma ax 2+bx-c=0 que permite una solución manual sin requerir la ayuda del computador. La siguiente expresión es la ecuación de Simandoux para calcular Sw si m=n=2:

Sw

=

aRw +

(aRw Vsh)

φ 2Rt

2

½ -

(aRw Vsh)

( 2φ 2Rsh )

( 2φ 2Rsh )

Aplicación de las ecuaciones de Humble y Archie para la determinación de la Sw. 5.1.3.4.2.- Modelo de Saraband Este método se basa en una modificación de la ecuación de Simandoux, agregándole el término (1- Vsh) como se muestra :

1 Rt

=

φm

Swn +

aRw (1- Vsh)

Vsh Rsh

Sw

Si m=n=2 la Saturación de agua se calcula con la siguiente expresión:

Sw =

(aRw) (1-Vsh) + (aRw (1- Vsh) Vsh)

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2

½

(aRw (1-Vsh)Vsh)


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(φ 2Rt )

( 2φ 2Rsh )

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( 2φ 2Rsh )

5.1.3.4.3.- Modelo de Waxman-Smit Normalizado. Para

determinar la saturación de agua usando el modelo original de Waxman-Smit

es

indispensable el parámetro “Qv” que es la cantidad de intercambio catiónico por unidad de volumen poroso, éste parámetro solo se puede obtener en los análisis de núcleos lo cual hace que la aplicabilidad del modelo sea limitado. Actualmente existe un modelo propuesto por I. Juhasz (Modelo de Waxman-Smit Normalizado) que permite utilizar parámetros equivalentes que son todos obtenibles de los registros mismos y las ecuaciones son las siguientes:

Snwt = Rwe φ mt Rt Esta ecuación es semejante al de Archie sólo que R we es función de Rw de la matriz limpia y de Q v y Swt , que es la saturación de agua total ( agua libre + agua

Rwe = Rwsh

de arcilla )

Rw Rwsh Swt Swt - Qvn + Rw x Qvn

Qvn = Capacidad normalizada de intercambio catiónico por unidad de volumen poroso.

Qvn = Vsh φ tsh φt

Rwsh

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=

(φ tsh )m Rsh


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φt = Porosidad total de la formación , la leída por el registro sin corregir por arcillas. φth =Porosidad leída por el registro frente a las lutitas vecinas. Obsérvese que el término Swt aparece en los dos lados de la ecuación lo cual hace que la solución de ésta debe ser a través de métodos iterativos con la ayuda de un computador. 5.1.3.4.4.- Modelo de Doble Agua. La suposición principal de este modelo es que la ecuación de Archie puede ser aplicada a las arenas arcillosas si se utiliza el valor de una resistividad de agua equivalente Rwe en la ecuación y la porosidad total de la formación. Esta resistividad del agua equivalente o la conductividad del agua equivalente, Cwe está compuesta de dos componentes, la conductividad del agua libre, Cw y la del agua de las arcillas, Cwb y se determina con la siguiente expresión:

Cwe = Cw + ( Cwb – Cw ) Swb Swt Rwe = Resistividad de agua equivalente. Cwe = Conductividad de agua equivalente Cw = Conductividad de agua libre. Cwb = Coductividad del agua de las arcillas Donde Swt es la saturación de agua total (agua libre+agua adherida a las arcillas “bound water”) y Swb es la saturación del agua de las arcillas. Reemplazando Cwe en la ecuación de Archie, usando φt como porosidad total y convirtiendo las conductividades en resistividades, se obtiene la siguiente expresión:

1 Rt

=

φ tm aRw

Snwt + Swb x φ tm a

1 Rwb

-

1

Sn-1wt

Rw

Si m=n=2 esta ecuación se convierte en una de segundo grado y resolviéndolo para Swt se tiene la siguiente expsión:

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Swt

=

A + A2 + (aRw)

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½

φ 2t Rt )

(

Donde:

A= Swb ( Rb -Rw ) 2Rwb φ t = Porosidad total de la arena en la práctica se toma:

φt

= ( a φD

+b

φN

)

(a+b) Rw = Resistividad del agua libre, calculado de la curva de Sp o de muestras.

Rwb = Resistividad del agua de las arcillas, se determina con:

Rwb = Rsh

φ mt

sh

Swb = Saturación de agua adherida a las arcillas, se determina con:

Swb = Vsh φ t sh/ φ t

φt sh = La porosidad total de las lutitas vecinas, en la práctica se puede tomar como :

φ tsh

= ( a φ Dsh + b φ Nsh ) (a+b)

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Una vez determinados Swt y Swb, la saturación de agua libre no asociados a las arcillas, Sw se determina con:

Sw

= (Swt - Swb) (1-Swb )

Comentarios: •

El modelo debe ser estudiado, analizado y escogido de acuerdo a las características de cada yacimiento y calibrado con todas las informaciones disponibles tales como pruebas de producción, análisis de núcleos, etc.

•

El modelo de Simandoux da resultados bastantes aceptables en yacimientos de resistividad de agua relativamente baja como muchos de los campos venezolanos y los valores de saturación de agua son ligeramente mayores que el modelo de Saraband.

•

Los modelos de Waxman –Smit (original y Doble Agua se basan en la capacidad de intercambio catiónico de las arenas arcillosas y se fundamentan e conceptos teóricos bastantes sólidos. Su aplicabilidad depende fuertemente de la disposición de información sobre Qv o las relaciones que tenga establecidas entre éste y la porosidad en cada yacimiento.

•

Los resultados de estos últimos modelos dependen mucho de la buena selección de los valores de los parámetros n, m y a. Si se usan los mismos valores de estos parámetros en cada uno de estos modelos, el Doble Agua da saturación de agua un poco mayor que el de W-S normalizado.

•

Cuando se usan valores de m y n distintos de 2, no se debe usar la ecuación expresada para Sw en estos modelos, ya que ésta es el resultado de la solución de la ecuación de segundo grado ( suponiendo que m=n=2 ). Para estos casos se recomienda usar la ecuación original expresada en la conductividad verdadera de la formación, 1/Rt y usar métodos iterativos para solucionar la ecuación no cuadrática.

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ANEXOS

DEFINICIONES.

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POSICIÓN: Orientación en el espacio de una línea o plano estructural, generalmente relacionados a coordenadas geográficas y a un plano horizontal. La dirección y la inclinación definen la posición. DIRECCIÓN: Angulo horizontal entre una línea y una determinada coordenada, por lo regular la norte-sur geográfica. RUMBO: Dirección de una línea horizontal que forma parte de un plano inclinado. Es el ángulo horizontal que forma con el norte geográfico la línea de intersección del plano de estratificación con un plano horizontal. INCLINACIÓN: Angulo vertical entre un plano horizontal y una línea o un plano, medido hacia abajo. BUZAMIENTO: Angulo que forma la superficie de un estrato con un plano horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo. BUZAMIENTO APARENTE: Inclinación de un plano medida en cualquier plano no perpendicular al rumbo. ROCA YACIMIENTO Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han sido formadas, s e agrupan en tres clase principales: Igneas, metamórficas y sedimentaria. Descripción Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas, metamórficas y sedimentarias.

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IGNEAS

METAMORFICAS

SEDIMENTARIAS

A continuación se presenta una breve descripción de las tres clases principales de rocas son: Rocas ígneas Se forman por el enfriamiento y solidificación del material de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado líquido. Pueden ser formados debajo de la superficie

por enfriamiento muy lento o formadas en la

superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra. En este caso se encuentran granitos, dioritas, lavas basaltos, etc. Rocas metamórficas Originalmente pueden ser ígneas o sedimentarias, sus características originales han sido cambiadas grandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellos dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, etc. Rocas sedimentarias Son originadas por mecanismos físicos y químicos a través de los procesos de meteorización, erosión, transporte, precipitación, sedimentación y litificación de sedimentos de rocas preexistentes. También se pueden formar por medios orgánicos. Las rocas sedimentarias pueden ser clasificadas desde el punto de vista de la composición, sin embargo, la gran mayoría de los yacimientos de hidrocarburos se encuentra en rocas clasificadas como clásticas y carbonáticas. Rocas clásticas Son formadas por fragmentos de rocas pre -existentes y minerales que son depositados principalmente por acciones mecánicas desde su agente de transporte con poca o ninguna alteración química. Ejemplo: areniscas y lutitas Rocas carbonáticas Son formadas por carbonatos de calcio y de magnesio precipitados de las aguas marinas por procesos químicos y bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.

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