UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DEMÉXICO Facultad de Ingeniería División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra “MANUAL BÁSICO PARA LA INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO” T ES I S Para obtener el título de INGENIERO PETROLERO Presenta GUILLERMO GUILLOT MERCHAND DIRECTOR DE TESIS Ing. Bernardo Martell Andrade Ciudad Universitaria Julio 2010 OBJETIVO La razón por la cual se llevó a cabo este trabajo, es que el alumnado de la Facultad de Ingeniería de las carreras de Ingeniería Petrolera, Geológica y Geofísica tengan a su alcance un documento de apoyo durante el semestre en que lleven la asignatura de Petrofísica y Registro de Pozo o bien, durante toda su vida académica, la finalidad es que conozcan los conceptos básicos de los registros geofísicos. CONTENIDO 1. Principios y fundamentos de los registros geofísicos Definición Historia Clasificación de los registros geofísicos 2. Propiedades de las Rocas Porosidad Permeabilidad Saturación de fluidos 3. Definición e interpretación de los registros geofísicos Potencial natural (SP) Rayos gamma Resistividad Sónico de porosidad Densidad Neutrón 4. Interpretación de litología, porosidad y contenido de fluidos Determinación de la litología y la porosidad Determinación del contenido de fluidos 5. Conclusiones CAPITULO I Definición Los registros geofísicos son representaciones gráficas de diferentes propiedades físicas de la roca contra la profundidad, y a su vez indican las características de la formación atravesada por un pozo. Historia Las primeras mediciones de resistividades de las rocas se dieron en el año de 1912 por Conrad Schlumberger, consistió en inducir una señal eléctrica al subsuelo entre dos varillas metálicas, las líneas de potencial constante observadas en superficie, se trazaban en un plano, estas indicaban la naturaleza de la roca atravesada por el campo eléctrico inducido. En 1927 se realizó la toma del primer registro eléctrico en un campo petrolero en una provincia de Francia (Alsacia) llamado “Pechelbronn”. Fue hasta 1929 que el registro de resistividad eléctrica se introduce comercialmente en Venezuela Estados Unidos y Rusia. El instrumento de medición era llamado “sonda”, se detenía en intervalos periódicos, se hacían y e trazaba manualmente la resistividad calculada en una gráfica, este método se repetía estación por estación hasta que se grababa todo el registro. El avance tecnológico permite conocer mas un yacimiento o intervalo productor con la finalidad de lograr una mejor interpretación para optimizar la explotación de los mismos y obtener mayor rentabilidad. la porosidad y el contenido de fluidos. CAPITULO I Las primeras aplicaciones que tuvo esta medición: Definir limites de capas Funcionó como herramienta de correlación Con el desarrollo de mas herramientas de diferente naturaleza física. se logro conocer: La litología. . Hoy en día es posible correr registros: Lodos dulces Lodos salados Mas altas temperaturas. Pozos mas profundos. Con rangos de medición mas amplios y precisos. va afectando resistividad dentro y en las zonas aledañas al pozo al ir penetrando en la formación. Se mencionan las mas importantes: Rm: Resistividad del lodo Rmc: Resistividad del enjarre Rxo: Resistividad de la zona barrida o lavada Rt: Resistividad verdadera Ri: Resistividad de la zona invadida (transición) Rw: Resistividad del agua que satura la roca Ro : Resistividad de la formación 100% saturada con agua Rs: Resistividad de la capa adyacente . CAPITULO I Efecto de invasión La distribución del fluido o lodo de perforación en un intervalo permeable. CAPITULO I Clasificación de los registros geofísicos En función del principio físico de En función de la propiedad petrofísica: la herramienta: Resistividad Resistividad Acústicos Porosidad Radioactivos . ya sea que estén o no interconectados. Porosidad efectiva: Es la relación del volumen total de poros comunicados entre el volumen total de roca. también pueden ser determinadas a través de los diferentes registros geofísicos de pozo. . la cantidad de huecos que son capaces de almacenar fluidos. Porosidad Es el volumen de poros entre el volumen total de roca. que si bien es posible determinar con pruebas de laboratorio. CAPITULO II PROPIEDADES DE LAS ROCAS Se consideran las principales propiedades petrofísicas de las rocas. Porosidad absoluta: Es la relación del volumen total de poros (comunicados y no comunicados) entre el volumen total de roca. es decir. es proporcional a la porosidad. Es la relación o el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca (no arcillosa) saturada al 100% con agua entre la resistividad del agua que la satura. CAPITULO II Factor de formación (F) Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formación pura con contenido de agua (sin hidrocarburos ni arcilla). Permeabilidad Es la capacidad que tiene la roca o formación para permitir el flujo o transmisión de fluidos. definida por Archie. Saturación de fluidos Se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso ocupado por el agua de formación . a esta constante de proporcionalidad se le llama factor de formación (F). Determinar aspectos litológicos y texturales de los sedimentos (ambientes de depósito) *Determinar valores de resistividad del agua de formación (Rw). Correlacionar estratos. La curva del SP permite: Determinar cuerpos permeables. Conocer cualitativamente el contenido arcilloso de una capa. Determinar los límites entre capas. Registra el potencial eléctrico ( un voltaje en mV) que se produce por la interacción de dos fluidos. . CAPITULO III REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) Es un registro de la diferencia de potencial entre un electrodo móvil (pozo) y un electrodo fijo (superficie) en función de la profundidad. Las deflexiones de esta curva depende de las corrientes eléctricas que se manifiestan dentro del pozo. CAPITULO III Origen del SP En presencia de formaciones permeables. la respuesta del SP tiende alejarse de una línea base (lutitas) El que se mueva hacia la derecha o izquierda con respecto a la misma dependerá de la salinidad propia del agua de formación. . . Potencial de membrana. donde genera flujos de potencial en ambos lados de la membrana.. Potencial de difusión.Es cuando dos soluciones de diferente concentración salina se ponen en contacto. . CAPITULO III Existen diferentes teorías que dan origen al SP Potencial de electrofiltración.Son variaciones de potencial que se desarrollan cuando un electrolito fluye a través de un medio poroso y permeable (enjarre). lo que genera una diferencia de potencial.Existe contacto entre soluciones pero no se mezclan.La diferencia se da en la separación de fluidos por una membrana cotiónica (lutita). y se genera una diferencia de potencial a través del límite que los separa. y se da un cambio de iones de Na y Cl de la solución de mayor a menor concentración de NaCl... la cual permite solo el paso de cationes o iones positivos (Na+) de la solución de mayor a la de menor concentración. Potencial electroquímico. Al pasar a través de la materia los RG experimentan colisiones sucesivas (efecto Compton) con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión. CAPITULO III REGISTRO DE RAYOS GAMMA Mide la radiación natural de las formaciones. En la trayectoria a través de la formación los rayos gamma se absorben gradualmente y su energía va disminuyendo. así mismo son el resultado de la desintegración de k . Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidas espontáneamente por elementos radiactivos. . ya que los elementos radiactivos tienden a concentrarse lutitas y en arcillas. que generalmente es proporcional al contenido de arcillosidad en las rocas sedimentarias. Th y U. el grado de absorción varía en función de la densidad de la formación. R. Determinar ambientes de depósito. Evaluar la deposición de materiales radiactivos. Identificar los disparos.10 a 15” Puede ser corrido en pozos: Lodo salado Lodos base aceite Pozos con T. La curva de rayos gamma permite: Correlacionar e identificar la litología. Contador de Centelleo de Ioduro de Sodio . Determinar aspectos litológicos y texturales de los sedimentos.Profundidad de investigación: CAPITULO III Formaciones sedimentarias . Correlacionar la profundidad. Evaluar la arcillosidad cualitativamente y cuantitativamente. CAPITULO III Registro de espectrometría de Rayos Gamma (NGS) Mide la radioactividad natural de las formaciones (GR) La diferencia radica en que el registro (NGS) mide el número de rayos gamma y el nivel de c/u de los elementos radioactivos. Th y U. Evaluar minerales . Determinar : Las concentraciones de K. Inducir una corriente eléctrica en la formación y medir la conductividad. . Inductivo.Enviar una corriente a la formación y medir la resistividad. CAPITULO III REGISTRO DE RESISTIVIDAD La resistividad de la formación se puede determinar bajo dos principios: Eléctrico. Geometría de los poros. Contenido de fluidos (Agua o Hidrocarburos). La resistividad de una roca depende directamente de: Volumen poroso. Investigación profunda: Investigación somera: Registro eléctrico convencional Microregistro Registro eléctrico enfocado Microesférico enfocado Registro de inducción Registro eléctrico esta constituido por las siguiente curvas Generalmente las escalas van de 0-20 Ohm-m y cuando es necesario se da un reemplazo en la escala de 0-200 Ohm-m. 40 m = 16” A y M = 1. Curva normal corta Curva normal larga A y M = 0. CAPITULO III Sonda Normal Sonda Lateral Las curvas normales esta constituidos por dos electrodos uno Electrodo emisor A emisor “A” y uno receptor “M” Electrodos receptores M y N Mide la diferencia de potencial entre los electrodos receptores.60 m = 64” Espaciamiento entre electrodos Línea continua Línea discontinua A O =5.7m =18ft 8” O es el punto medio entre M y N . El registro eléctrico evoluciono para corregir todos estos efectos y aparecieron los registros eléctrico enfocados. .Existe efecto de las capas adyacentes. . CAPITULO III Algunas diferencias o ventajas y limitaciones que existen entre un arreglo normal y un arreglo lateral: -El diámetro de investigación es el doble del espaciamiento.Los volúmenes medidos de formación. . Ventajas de esta herramienta: Opera en lodos altamente salados. *No opera en lodos base aceite. En la actualidad existe una herramienta HRLA (Eléctrico enfocado de alta resolución). Independencia de capas adyacentes. LL7 y LL8 y el DLL (Doble laterolog). Distribución de las líneas de corriente . CAPITULO III Herramienta Laterolog (Eléctrico enfocado) La corriente es forzada radialmente dentro de la formación en laminas delgadas (efecto de capas adyacentes). Dependiendo del número de electrodos de corriente y de medida han existido las versiones LL3. 1 a 1. si se le agrega la curva de MicroSFL (microesférico enfocado).2.Herramienta Doble Laterolog CAPITULO III (Doble Eléctrico Enfocado) Es posible obtener tres profundidades de investigación al mismo tiempo.5 m MicroSFL (micro esférico enfocado) .5 m Laterolog somero LLs .10 cm Esquema del patrón de corriente . Laterolog profundo LLd . Obtiene medidas de resistividad . Microlaterolog Proximidad Microesférico enfocado – menos sensible a la resistividad del enjarre. Herramientas Microenfocadas Se diseñaron con la finalidad de minimizar diferentes efectos que se presentaban en la herramienta microlog. Estas curvas determinan zonas porosas y permeables en función de la deflexión de la curva. . También son herramientas de contacto.microinversa (1”x1”) y micronormal (2”). Los registros microresistivos son utilizados para medir la resistividad de la zona lavada (Rxo). *Fue la primera herramienta de índice de porosidad que era deducida determinando un valor de Rxo con la información de las curvas mencionadas. CAPITULO III Herramienta Microlog (microeléctrico) Es una herramienta de contacto y va montada en un patín. estas corriente generan su propio campo y la intensidad es proporcional a la conductividad de la formación. Se puede operar: Lodos base aceite y lodos dulces. Originalmente era confiables hasta 200 Ohm-m. de las capas adyacentes y de la zona invadida. hoy en día las versiones llegan a medir hasta 800 Ohms-m. El campo magnético que se genera alrededor de la sonda.Registro de Inducción CAPITULO III Mide la conductividad de la formación y se obtiene una mejor respuesta en capas delgadas Minimiza los efectos del agujero. Consta de una bobina emisora de corriente oscilatoria y por una bobina receptora. . induce en la formación corrientes eléctricas que circulan en anillos axiales al eje de la sonda. Capaz de determinar 5 diferentes curvas. Diagrama de profundidades de investigación del AIT . CAPITULO III AIT (Registro de arreglo de inducción) Se diseño para medir la conductividad de la formación. Ventajas : Funciona en cualquier tipo de fluido. la señal penetra en zonas irregulares e invadidas alrededor del pozo hasta llegar a la zona no contaminada por filtrado del lodo. CAPITULO III REGISTROS ACÚSTICOS DE POROSIDAD (SÓNICOS) Puesto que la velocidad del sonido en la sonda Es un registro de la profundidad contra Dt y mide sónica y en el lodo de perforación suele ser menor una propiedad elástica de la roca. Los Dt de dichas ondas quedan registrados. y son directamente proporcionales a la porosidad de la formación. . Ventaja: Se toman en agujero abierto. compresional de sonido para recorrer un pie de formación y depende de la litología y la porosidad. Se envía un tren de ondas acústicas a través de la formación a diferentes frecuencias e intervalos de tiempo. que en la formación. los primeros arribos de la energía acústica a los receptores corresponden a recorridos del sonido dentro de la formación cerca Dt es el tiempo requerido por una onda de la pared del pozo o agujero. 000 47.000 – 23.6 Anhidrita 20.300 232 Metano a T y P 1417 706 Wyllie: Formaciones limpias consolidadas .300 189 Pizarras 6.6 – 43.000 55.En formaciones sedimentarias la velocidad del fluido CAPITULO III depende de: Matriz Porosidad Material Velocidad Sónica Tiempo de ( ft/s ) Tránsito Dt (m seg / ft ) Neopreno 5.0 Carbonatos 21.000 – 5.300 190 – 200 Aceite 4.000 42 Tubería (acero) 17.000 – 16.000 167 – 62.5 Dolomitas 24.000 57 Fluido Velocidad Sónica Tiempo de ( ft/s ) Tránsito Dt (m seg / ft ) Agua (Lodo) 5.7 Areniscas Arriba de 18.5 Sal 15.000 66.000 50. (# electrones /cm3). así mismo detecta presencia de gas. mide la densidad electrónica de la formación. Después de varias sufrir varias dispersiones. La capsula radioactiva. arenas arcillosas. estos interactúan con los diversos componentes de las rocas (mediante la dispersión de Compton). emite rayos gamma hacia la formación. Sirve para obtener valores de densidad y con estos inferir la porosidad. CAPITULO III REGISTROS DE DENSIDAD La herramienta FDC (Registro de densidad compensado). La respuesta de la herramienta esta determinada por la densidad de los electrones de la formación. . los rayos gamma regresan al pozo y son contados por los detectores para indicar la densidad de la formación. La densidad de la formación esta en función de: CAPITULO III Densidad de la matriz Densidad de los fluidos contenidos. Determinar: La porosidad en función de la litología y contenido de fluidos. . El factor fotoeléctrico se relaciona con el tipo de litología. CAPITULO III Registro de Litodensidad Identifica la litología por medio del índice de absorción fotoeléctrica (cuantifica la capacidad de la formación para absorber radiación electromagnética). rb: se relaciona con el tipo de matriz y contenido de fluidos . El registro de neutrones refleja la cantidad o porcentaje de poros saturados de algún tipo de fluido. Responde inicialmente a la cantidad de hidrogeno presente en la formación. CAPITULO III REGISTRO DE NEUTRONES Se utilizan principalmente para determinar la porosidad en las formaciones permeables. . en formaciones limpias cuyos poros pueden saturados de agua. gas o aceite. H o Si. El núcleo que captura al neutrón emite un rayo gamma. CAPITULO III Una fuente radioactiva emite neutrones de alta energía (eléctricamente neutras y masa casi idéntica al H). y por lo tanto lo capta el detector montado en la sonda. Debido a colisiones sucesivas. Chocan con los núcleos de la formación y van perdiendo energía por cada colisión. Los equipos neutrónicos que hoy en día son usados incluyen un equipo de la serie GNT. los neutrones disminuyen su velocidad a velocidades térmicas y son capturados por núcleos de átomos como Cl. el aparato SNP (Sidewall Neutron Porosity) y el CNL (Compensated Neutron Log). La cantidad perdida de energía depende de la masa del núcleo con la cual choca. la mayor perdida con el H. . este tiene una gran influencia de la matriz. Es combinable con registros de densidad y rayos gamma. Trabaja en un rango de temperatura hasta de 400°F. La distancia o radio de investigación dentro de la formación aumenta al incrementar la distancia entre la fuente y los detectores. Detecta y obtiene la porosidad en agujero entubado. Ventajas: Tiene el número de conteos muy alto (16 Curies y cuenta neutrones termales). . (4”) Sufre poca influencia del enjarre o cemento. CAPITULO III CNL Es un instrumento de detección de neutrones termales de doble espaciamiento Mide los promedios de las velocidades de conteo de los dos detectores y arroja un perfil neutrónico en escala lineal. Limitaciones: A diferencia de los anteriores. Radio de investigación profunda. densidad y neutrón) responden en forma diferente e independiente a diferentes composiciones de la matriz. azufre. y el gas. yeso. Los tres perfiles de porosidad (sónico. rma y la fma Es importante tener en cuenta que existen minerales que llegan a alterar la respuesta de los diferentes registros de porosidad: Arcillas. Por lo tanto: La combinación de estos perfiles proporciona mas y mejor información sobre la formación y su contenido. CAPITULO IV DETERMINACIÓN DE LA LITOLOGÍA Y LA POROSIDAD Para poder determinar valores de porosidad correctos. se requiere conocer: Litología Parámetros Dtma. sal. . CAPITULO IV Gráficos de interrelación Gráficos de densidad contra tiempo de tránsito Gráfica de tiempo de transito contra porosidad neutrón Gráfica de densidad contra porosidad neutrón . rf y FNf son parámetros que tomaran valores respectivamente de: 189 ms/ft. . CAPITULO IV Gráfico M-N En esta gráfica se hace una combinación de datos de tres herramientas de porosidad. con la finalidad de que los efectos debidos a las variaciones de porosidad sean eliminados y se puedan maximizar los cambios debidos a la matriz. 185 ms/ft. Dt. 1 gr/cm3 y 1 para lodos dulces. rb y FN se obtiene directamente de los registros correspondientes y Dtf.1gr/cm3 y 1 para lodos salados. 1. Los cuales son característicos de la roca y es posible expresarlos de la siguiente manera: .Gráfica MID CAPITULO IV Esta gráfica es una técnica en la cual se utilizan tres herramientas de porosidad independientes entre sí. (Dtma)a y el (rma)a. Esta aproximación gráfica asocia las respuestas del registro sónico-neutrón y el de densidad-neutrón con la finalidad de obtener dos parámetros. por lo general se supone que el volumen de los poros que no están llenos de agua están llenos de hidrocarburos. 1. CAPITULO IV DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE FLUIDOS En la actualidad existen una gran cantidad de métodos para poder determinar todos estos parámetros. estos por lo general se basan en la ecuación de Archie. La determinación de la saturación de agua e hidrocarburos es uno de los objetivos básicos de los registros de pozo.Sw = Shc . Donde: a: factor de tortuosidad Rw : resistividad del agua de formación Rt: Resistividad verdadera de la formación F: porosidad m: exponente de cementación n: exponente de saturación La saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen de los poros de la roca del yacimiento que está lleno de agua. Con este registro se obtiene el parámetros como: Rw = La resistividad del agua de formación Y en conjunto: El valor de la resistividad verdadera de la formación (Rt) y la porosidad (F) se puede obtener la saturación. CAPITULO IV Determinación de Rw a partir del SP Este método es exclusivamente para determinar Rw. . Sw. diferentes intervalos. CAPITULO IV Método de gráficas de interrelación resistividad-porosidad Estas gráficas permiten eliminar prácticamente la incertidumbre de los valores de Rw. m. la densidad o Se puede determinar el valor de Rw. y el velocidad de la matriz y la saturación de agua para exponente de cementación m del intervalo. . n y pueden dividirse en dos tipos: Hingle: Pickett: Se puede determinar el valor de Rw. dando como resultado una mejor aproximación de los parámetros físicos y geológicos de la formación de interés. Actualmente los registros geofísicos representan un papel sumamente importante para la industria petrolera. el cual parte de los primeros principios técnicos desarrollados hace muchos años. permiten evaluar las formaciones in-situ. razón por la cual hoy en día se tiene la capacidad de determinar el potencial petrolero de un yacimiento o formación. . gracias a su desarrollo tecnológico. así mismo proporcionan información certera. •La actualización constante en cuanto al desarrollo de estas herramientas es determinante para la interpretación geológica. pues continuamente se busca obtener más y mejores parámetros físicos y geológicos que permitan tener una mejor interpretación del parámetro que se requiera conocer. CONCLUSIONES •Los registros geofísicos de pozo son técnicas que hoy en día y desde sus inicios. conocer las diferentes herramientas y su aplicación. . con el objetivo de tener una mejor aproximación de la interpretación litológica y del contenido de fluidos de la formación que atraviesa durante la perforación de un pozo. debe ser considerada como una herramienta de suma importancia por todos aquellos que busquen ser Ingenieros Petroleros. que logre conocer e identificar los riesgos operativos que pueden presentarse durante la perforación de un pozo. RECOMENDACIONES •Todo ingeniero petrolero debe tener en cuenta la existencia de estos registros geofísicos. pues en la industria se requiere gente que sea capaz de interpretar una formación. •La asignatura de Registros Geofísicos de Pozo.