Registros Geofísicos1 ÍNDICE OBJETIVO GENERAL ..................................................................................................... 5 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 6 1. DEFINICIONES BÁSICAS Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS ............................. 7 1.1 Porosidad y tipos de porosidad ............................................................................. 7 1.2 Permeabilidad y tipos de permeabilidad ............................................................. 11 1.3 Temperatura y presión ....................................................................................... 12 1.4 Resistividad ....................................................................................................... 12 1.5 Factor de formación ........................................................................................... 13 1.6 Saturación de fluidos. ......................................................................................... 16 1.7 Zonas de un pozo ............................................................................................... 19 1.7.1 Lodo de Perforación o MUD (M) ....................................................................... 21 1.7.2 Zona de Enjarre o Mudcake (MC) ...................................................................... 21 1.7.3 Zona Lavada o Invalida (MUD FILTRATED, MF) ............................................ 21 1.7.4 Zona de Transición ............................................................................................ 22 1.7.5 Zona virgen o no invadida (verdadera o true) ..................................................... 22 1.8 2. Temperatura de formación ................................................................................. 22 REGISTROS GEOFÍSICOS .................................................................................... 23 2.1 Definición de los registros ................................................................................. 23 2.2 Resolución de los Registros Geofísicos de Pozo (RGP) ...................................... 26 2.3 Presentación de los registros .............................................................................. 28 2.4 Registro Caliper ................................................................................................. 30 2.5 Registro de Potencial Espontáneo ...................................................................... 32 2.6 Registro de Rayos Gamma ................................................................................. 37 2.7 Registro de Densidad ......................................................................................... 43 2.8 Registro de Litodensidad (FACTOR FOTOELÉCTRICO) ................................. 51 2.9 Registro de Neutrón ........................................................................................... 56 2.10 Registro Sónico o Acústico ................................................................................ 63 2.11 Registro de Resitividad y Conductividad ............................................................ 70 Registros Geofísicos 2 2.12 Correcciones a los Registros Geofísicos de Rayos Gamma y Resistivos ............. 77 3. 2.12.1 Corrección para RG por efecto del pozo ...................................................... 78 2.12.2 Corrección de resistividad profunda a resistividad verdadera (Rt). .............. 79 ARENAS ARCILLOSAS......................................................................................... 82 3.1 Arenas Arcillosas ............................................................................................... 82 3.2 Naturaleza de minerales arcillosos y lutita .......................................................... 85 3.3 Distribución de lutita o arcilla en arenas arcillosas ............................................ 88 3.4 Análisis en arenas arcillosas ............................................................................... 92 3.4.1 Método de Doble Agua, Sin el Registro de Porosidad ........................................ 99 3.4.2 Método de compensación automática sin el Registro de Porosidad ................... 100 3.4.3 Método de compensación automática ............................................................... 101 3.4.4 Método de arcillas dispersas............................................................................. 102 3.4.5 Método de Simandoux (1963) .......................................................................... 104 3.4.6 Método de Fertl (1975) .................................................................................... 105 3.4.7 Método de doble agua ...................................................................................... 106 4. METODOLOGÍA PARA LA REEVALUACIÓN DE UN CAMPO PETROLERO ... 109 4.1 ETAPA 1 ......................................................................................................... 110 4.1.1 Cargar datos..................................................................................................... 110 4.1.2. Visualización de la curva ................................................................................. 111 4.1.3 Edición de datos............................................................................................... 112 4.2 Etapa 2............................................................................................................ 112 4.2.1 Definición de la matriz ..................................................................................... 112 4.2.2 Determinación de Rw ...................................................................................... 113 4.2.3 Determinación del volumen de arcilla .............................................................. 114 4.2.4 Determinación de Sw ....................................................................................... 114 4.2.5 Determinación de la litología ........................................................................... 115 4.3 Etapa 3............................................................................................................. 115 4.3.1 Interpretación ................................................................................................... 115 4.3.2 Cálculo de la Saturación de hidrocarburo (so) .................................................. 116 4.3.3 Identificación de la zona de interés................................................................... 116 5. PERMEABILIDAD ............................................................................................... 117 Registros Geofísicos 3 ............... Determinación de la magnitud del esfuerzo vertical.............. 136 7...... 147 CONCLUSIONES ......................1.......................... 135 7............................................................. 126 6........2 Mediciones en laboratorio ..........................................................................5 Reactividad de los líquidos ............................................2........................ 129 6...................2 Registros de Neutrones Pulsados Compensados (PNC) ....................................................................3................................... 146 7.........................................2.................................................................... 129 6.........................................................................................2.................................................................2 Presión normal .......................................................... 143 7.............3................2 Permeámetro a gas ............. 120 5..............................3 Presión anormal ............................................................................................ 123 5..........................5...........................1 Modos de Operación ......4....6 Presión de sobrecarga ....................... 127 6............2.................................2...................................................1 Presión subnormal ..........2 Expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado .................................5 7........................................................2.........................2 Aplicaciones ............................................................... 123 5.....1 Importancia en Registros Geofísicos ........... 150 BIBLIOGRAFÍA .............. 119 5....................................................................................... 155 Registros Geofísicos 4 .....................................1 Determinación de la permeabilidad absoluta ................ 122 5............................ 135 7.......................2.........1 Física de la Medición ... 152 ANEXO ...... 120 5..4 Método de Eaton para Presión de Poro ......................... v (Método de la integral) 132 HERRAMIENTAS MODERNAS ..............................................4 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg .......1 Registro Sónico Dipolar (DSI) ........3 Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad ............................. 126 6........................................................................................................... 130 6...........1 Incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible........ 123 5......................... 127 6..1 Presión de Fractura (Método de Eaton) . 124 6...........................................................................2.............................. 125 6............... TEORÍA DE PRESIÓN DE PORO ..... mismos que constituyen una técnica valiosa de evaluación de formaciones. producción e ingeniería en yacimientos. que permite recolectar datos y parámetros importantes en áreas como perforación. Aplicando los registros tratados en la enseñanza para la identificación y evaluación de hidrocarburos en formaciones productoras. Registros Geofísicos 5 .OBJETIVO GENERAL Al término del curso el participante será capaz de describir los fundamentos generales de los registros de pozo. Dentro de estos métodos se pueden incluir los Registros Geofísicos de Pozos (RGP). es muy importante contar con una metodología que permita realizar una adecuada evaluación o revaluación de un yacimiento. caracterización y evaluación de yacimientos en la industria petrolera. para una correcta calibración. mismos que proporcionan información puntual valiosa acerca de las propiedades físicas de las formaciones en las que los RGP van midiendo. El análisis detallado de un conjunto de RGP. Registros Geofísicos 6 . formación e incluso un campo petrolero. apoyos geológicos y sísmicos. Adicionalmente. se efectúa para minimizar el grado de incertidumbre entre datos y el modelo del yacimiento donde se sitúa el campo de estudio. entre otros. elegidos cuidadosamente. todo lo anterior con ayuda de los RGP. ya que los avances tecnológicos ayudan a la obtención de datos más precisos y confiables. muestras de canal. núcleos. la tecnología de las herramientas empleadas se convierte en un elemento indispensable.INTRODUCCIÓN Los métodos geofísicos se utilizan para desarrollar trabajos de exploración. En las investigaciones realizadas a campos petroleros. entre otros. %. a la distribución y forma de los granos (figura 1). DEFINICIONES BÁSICAS Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS Objetivo específico: Al término de la unidad.p. la permeabilidad y su factor de formación. ocupado por fluidos (agua. el participante definirá cada uno de los conceptos de las propiedades petrofísicas. Registros Geofísicos 7 . puede ser expresada matemáticamente como: Vp 1. es un número sin unidades con valores entre 0 y 1 (aunque se acostumbra usar unidades de porcentaje.).1 Vt Donde: Porosidad Vp Es todo el volumen del espacio poral o de poros. se clasifica según la disposición física del material que rodea a los poros.1 Porosidad y tipos de porosidad La porosidad son los espacios o huecos que tiene una roca. incluye los sólidos y fluidos Figura 1. aceite y gas) Vt Es el volumen total de la roca. así como los tipos de porosidad con los que cuentan las rocas. 1. o p.1. Componentes de una muestra: Formaciones limpias y arcillosas. u.u. t =Volumen de espacios de roca llenos con algún fluido/Volumen total de la roca Porosidad potencial Son los huecos conectados por gargantas de sección mayor que un valor límite. pueden ser mucho menores que la porosidad efectiva. Porosidad primaria Existe en las rocas desde el momento en que se deposita. También se clasifica como intragranular. El símbolo que representa la porosidad efectiva es e . intercristalina o de matriz. ausencia de arcilla y zona lavada totalmente invadida.Tipos de porosidades: Porosidad efectiva Es la relación de espacios interconectados en un volumen de roca por los que se desplaza un fluido. los fluidos no se desplazan. Porosidad absoluta o total Es la relación del volumen total de poros interconectados y no conectados al volumen total de la roca. neutrón y sónico) asumiendo una litología. debajo de ellos. El símbolo que representa la porosidad total es t . Registros Geofísicos 8 . Porosidad aparente Es el valor de porosidad obtenido de un registro (densidad. La porosidad también se clasifica como primaria y secundaria. El símbolo que representa es pot . las rocas que contienen porosidad primaria son más uniformes en sus características. Porosidad secundaria o inducida Se debe a la acción de las aguas de formación (diagénesis) o fuerzas tectónicas en la matriz de la roca después del depósito. En las rocas algunos poros quedan sellados por la cementación de los materiales. 4. figura 2. indicarán diferentes porosidades dependiendo del arreglo geométrico. es un proceso en el que los granos son quebrados por presión. Angulosidad y redondez de los granos.2 Los procesos que pueden afectar la porosidad de las rocas sedimentarias son: 1. Si los granos son esféricos y todos del mismo tamaño. Si los granos son esféricos y de diferente tamaño. Cementación. como se muestra en la tabla 1. 1. 5. recristalización. Solución de minerales por acción del agua. Granulación. Registros Geofísicos 9 . 3. Acomodamiento de los granos (compactación. etc. dependerá del grado de acomodo de éstos.). 2. Arreglo geométrico Cúbico Porosidad 47.6% Ortorrómbico 40% Romboedral 34.5% Hexagonal 25.9% Tetragonal 15% Empaquetamiento de los granos 10% Tabla 1. 2010. Figura 2. Muestra la porosidad de acuerdo al arreglo geométrico del mismo tamaño. Registros Geofísicos 10 . 1990). Porosidad de acuerdo al arreglo geométrico (Modificado de Torres-Verdín. Saldungaray P. 5 Registro de Densidad 1. rf Densidad de la matriz. El símbolo que representa es k .4 Porosidad usando la Ecuación de Archie 1.3 Factor de Formación 1.6 Donde a Es un coeficiente que depende de la litología m. pero puede disminuir mientras que ésta sigue siendo la misma. dependiendo su aplicación o el tipo de registro geofísico a usar.Para la estimación de la porosidad existen diversos métodos y ecuaciones. del agua y de la formación o del registro F Factor de formación Sw Saturación de agua Rw Rt 1. n Exponente de cementación y de saturación Ø Porosidad vm. vf Volumen de la matriz.2 Resistividad del agua de formación Resistividad de la formación Permeabilidad y tipos de permeabilidad La permeabilidad se define como la facilidad que tiene un fluido al pasar en un volumen de roca. tanto de la capacidad del medio para transmitir fluidos como de la magnitud del flujo del fluido por unidad de gradiente hidráulico. Registros Geofísicos 11 . La permeabilidad de una roca está afectada por el tamaño y el número de huecos por los que se desplaza el fluido y aumenta con la porosidad. En el código API se establece que es una propiedad del medio poroso y también una medida. del agua y de la formación o del registro rm. entre éstas tenemos: Registro Sónico 1. vw. rw. Por lo tanto. 1.3 Temperatura y presión La temperatura y la presión controlan la solubilidad y viscosidad de los tres fluidos.La medida del volumen de fluidos con viscosidad de 1 centipoise que pasan por un área de 1cm² bajo un gradiente de presión de 1 psi. la unidad es ohm-metro²/metro = ohm-metro ( m ) y fluirá solo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación. petróleo. mientras mayor sea la concentración salina. La permeabilidad con un solo fluido en los poros se denomina permeabilidad absoluta y cuando los poros presentan más de un fluido se conoce como permeabilidad efectiva. 1. rocas ígneas. debido a que en carbonatos de baja porosidad. la resistividad será menor (figura 3). gas y agua. La permeabilidad relativa es la relación que existe entre la efectiva con un fluido específico y la absoluta (Arroyo. Registros Geofísicos 12 .4 Resistividad La resistividad eléctrica de un material es la capacidad de impedir el flujo de corriente eléctrica a través de sí misma. La determinación de la permeabilidad en rocas no porosas es una situación especial. para el uso petrolero es muy grande. La unidad de la permeabilidad es el darcy. por lo tanto se utiliza la milésima parte (milidarcy). 1996). El petróleo y el gas son excelentes aislantes. menor será la resistividad. metamórficas y arcillosas están a menudo más controladas por las fracturas (porosidad secundaria) que por la matriz. mientras más grande sea la porosidad y mayor la cantidad de agua de formación. la relación de fase de la solución petróleo/gas puede tener variaciones significativas en respuesta a cambios de temperatura y presión. la corriente eléctrica está restringida por los fluidos de formación mientras la matriz no es conductiva (Modificada de Asquith.5 Factor de formación Se define como la relación que existe entre la resistividad de una muestra de roca saturada 100% con agua salada y la del agua que satura dicha roca.Conductividad eléctrica es el recíproco de la resistividad y se expresa en miliohms por metro (mohm/m). si R o es la resistividad de una roca de formación no arcillosa saturada al 100% con agua salada y R w es la resistividad del agua en una zona virgen. entonces. Esquema de una formación conductiva.7 Figura 3.8 Para la zona lavada puede utilizar la ecuación 1.9. con resistividad R xo de la roca en la zona lavada estando 100% saturada de filtrado de lodo.9 13 . con la resistividad Rmf del filtrado del lodo. F Ro Rw 1. 1998). F R xo Rmf Registros Geofísicos 1. 1. 1. 1998).10 Donde m es el factor de cementación F a m 0. siendo las más conocidas las siguientes: F m Fórmula de Archie 1.Figura 4.15 Fórmula de Humble para arenas 1.12 14 . Actualmente los valores de factor de formación se calculan a partir de ecuaciones empíricas que históricamente han dado buenos resultados y que están en función de la porosidad (figura 4). Representa tres formaciones que tienen la misma porosidad pero diferentes valores de factor de formación (F) (Asquith.11 Donde a es el factor de tortuosidad. su obtención se ha realizado con pruebas de laboratorio. F 1 2 Para formaciones compactas Registros Geofísicos 1.62 2. Agregando arena dentro del cubo (con lo que parte del agua contenida debe salir del cubo) y repitiendo el procedimiento de pasar corriente. se puede medir la resistencia R o de la arena saturada con agua. Experiencias de laboratorio muestran que existe una proporcionalidad entre el valor R w y R o .1. se puede medir la resistencia presentada por el agua al paso de la corriente. como se muestra en la figura 5. Figura 5. que es mayor a la resistividad del agua de formación ( R w ) debido a que la arena no conduce la corriente eléctrica. se mide la resistencia de la arena saturada con agua Ro que es mayor al agua de formación Rw. Agregando arena dentro del cubo y repitiendo el procedimiento de pasar corriente. Siendo el volumen unitario R w (resistividad del agua de formación). presentado en la fórmula 1.8. debido a que la arena no conduce la corriente eléctrica. Registros Geofísicos 15 .13 Considerando un cubo de volumen unitario (1 m³) totalmente lleno de agua de formación y aplicando una corriente eléctrica que fluya de una cara hacia una opuesta a través del agua. Un cubo lleno de agua de formación aplicando una corriente eléctrica se puede medir la resistencia del agua al paso de la corriente. Figura 6. como se muestra en las figuras 5 y 6. 14 Registros Geofísicos 16 . Saturación de agua Es el porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. El símbolo que representa la saturación es S . en un yacimiento se localiza a lo largo de las paredes de los poros mientras los hidrocarburos ocupan el resto del espacio del poro.1. Es la fracción del volumen del poro de una roca que está lleno con un fluido. 1. S = volumen del fluido / volumen del poro Al agua original que se depositó junto con los sedimentos se llama agua congénita. Cuando únicamente existe agua (figura 7) en los poros se dice que tenemos una saturación de agua ( S w ) del 100%.1 Cubo con saturaciones. Figura 7.6 Saturación de fluidos. la saturación de agua se expresa como se muestra en la ecuación 1. Sw Ro Rt 1. incluye los valores más comunes para los exponentes de saturación.Donde SW Saturación del agua. tomando en cuenta que FRw R o .16. y de cementación en litología comunes. VW Volumen del espacio del poro que contiene agua Vp Volumen del espacio del poro. Fórmula de Archie para el cálculo de saturación de agua. Registros Geofísicos 17 . S wn FRw = Sw Rt FRw = Rt Fórmula de Archie 1.16 La tabla 2.15 Donde n Exponente de saturación a Es un coeficiente que depende de la litología m Exponente de cementación Φ Porosidad Rw Resistividad del agua de formación Rt Resistividad verdadera Cuando la resistividad de la formación está saturada al 100% con agua. ocupado por fluidos Archie determinó de manera experimental que la saturación de agua de formación limpia se puede expresar en función de su resistividad real. FORMACIÓN a M n Arenas 1. se representa como S o . Cuando apenas parte de la porosidad está ocupada por agua y la otra parte por hidrocarburos (aceite o gas) se puede definir como: S hy Vhy Vp 1. Saturación de agua irreducible Los fluidos que fueron generados en otro lugar y migraron dentro del espacio poroso no desplazan toda el agua de la roca. Valores de a. Vhy Volumen del espacio poral que está ocupado por el hidrocarburo. el pequeño volumen retenido por tensión superficial alrededor de los granos es denominado agua irreducible que no puede ser desplazada por la migración de fluidos.45 1. Vp Volumen del poro (ocupado por fluidos). está representada por ( S wirr ).45 1. Saturación de hidrocarburo Es la parte de la porosidad que contiene hidrocarburos. m y n para litología básica (Halliburton. 2004).33 2 Tabla 2.33 2 Arenas carbonatadas 1.17 Donde: S hy Saturación de hidrocarburo.33 2 Carbonatos 1. Registros Geofísicos 18 .65 1.54 2 Arenas arcillosas 1.45 1. La fracción de volumen poroso que ocupan los hidrocarburos es: S o =1. Registros Geofísicos 19 . la fracción del volumen poroso que contiene la roca debe estar saturada con otro líquido. En la figura 8. se describen las zonas que comúnmente se encuentran durante el proceso de invasión debido a la perforación.7 1. algunas zonas de la pared del pozo.Sea gas o aceite.18 Zonas de un pozo Durante el proceso de perforación.S w 1. El proceso de invasión o lavado de la formación sólo ocurre cuando la formación es permeable y está originado por la presión hidrostática del lodo al ser mayor que el de la formación. pueden erosionarse o colapsarse originando diámetros menores o mayores que el de la barrena con que se perforó originalmente. por lo que de la suma de todos los líquidos obtenemos una saturación del 100%. En formaciones permeables es común que dichas zonas sean lavadas por los fluidos de perforación (lodo o mud) generando enjarre (mudcake) en la pared del pozo. Diferentes zonas formadas durante el proceso de invasión durante y después de la perforación (Tomado de Coconi M.Figura 8. E. 1982). 2011. Registros Geofísicos 20 . modificado de Asquith and Gibson. hasta una distancia en donde los fluidos encontrados sean los originales en la roca (zona virgen). se presenta de la pared del pozo hacia dentro de la formación.7. La simología para la resistividad de esta zona es Rmf. MF) Es la siguiente zona del pozo. Casi siempre este enjarre tiene una permeabilidad baja.7. 1. controlar la presión del pozo y llevar los recortes de la barrenas a la superficie para que sean analizadas por un geológo. es erosionado por la rotación durante la perforación y durante las maniobras de la tubería. En ocasiones la misma barrena erosina parte de este enjarre. Rmf Resistividad del filtrado del lodo (solo fluido) R xo Resistividad que presenta la zona lavada (involucra a la roca y al fluido) Registros Geofísicos 21 . El símbolo de la resistividad del enjarre es Rmc . La invasión de enjarre comienza a partir de que la barrena corta la formación permeable. El símbolo Rmc indica la resistivida de dicha zona. Cuando se mide su resistividad se usa la siguiente abreviatura Rm (R de resistividad).2 Zona de Enjarre o Mudcake (MC) Es el lodo de perforación que se queda pegado en la formación. contiene el lodo filtrado de la perforación o mud-filtrate (mf).1 Lodo de Perforación o MUD (M) Fluido que se usa para perforar un pozo.3 Zona Lavada o Invalida (MUD FILTRATED.1. esta distancia es la profundidad de invasión. 1. su simbología es “m” Sus usos principales son: enfriar la barrena. el espesor típico es de ¼” a ¾”.7. 4 Zona de Transición Es la zona inmediata a la zona lavada y en ella se ha efectuado una invasión parcial del filtrado del lodo. Con este gradiente puede calcularse la temperatura de formación (T f) a la profundidad de formación (Pf). a la profundidad total o Pmáx (Total Deph). máxima (Tmáx) o BHT (Bottom Hole Temperature). Temperatura de superficie o Ts (Surface Temperature).5 Zona virgen o no invadida (verdadera o true) Representa la zona donde la roca permeable contiene en el espacio poral.8 Rt Resistividad total (incluyendo la roca y el fluido) Rw Resistividad del agua de formación (solo fluido) Temperatura de formación Para obtener la temperatura de la zona de estudio. 1. fluidos no afectados por el proceso de perforacion ni por el de invasión. 1. se emplean los datos disponibles en el encabezado de los registros para definir un gradiente lineal en función de la profundidad y: Temperatura de fondo. a la profundidad cero. Para el caso de la resistividad su simbolo es Rt. Tf = Ts + [(Tmax – Ts) / (Pmax)]*Pf Registros Geofísicos 1.19 22 .7.1.7. radiactivas y magnéticas desde el interior del pozo perforado (figura 9). así como los usos cuantitativos y cualitativos para la aplicación en la exploración petrolera. 2. el participante comprenderá los registros geofísicos de los pozos. Esquema de la toma de un Registro Geofísico de Pozo (Schlumberger.2. su resolución. presentación y los diferentes tipos de registros.1 Definición de los registros El registro geofísico de pozo es la representación digital o analógica de una propiedad física que se mide contra la profundidad. Figura 9. Registrando las características litológicas y propiedades petrofísicas del subsuelo que son medidas indirectamente a través de herramientas eléctricas. acústicas. 1982). REGISTROS GEOFÍSICOS Objetivo específico: Al término de la unidad. Registros Geofísicos 23 . son los siguientes (figura 10): Mediciones durante la perforación o MWD (Measuring-While-Drilling) Registro durante la operación o LWD (Logging-While-Drilling) Muestras de canal y análisis de núcleos Registros por la propiedad física que mide (a cable) Registros resistivos Registros acústicos Registros radiactivos Registros electromagnéticos Registros mecánicos Pruebas de producción Registros Geofísicos 24 . en Pechelbronn Alsacia.El primer registro de pozo fue el de resistividad. tomado por los hermanos Schlumberger. Después se adicionó el de Potencial Espontáneo (SP) diseñado por el mismo grupo de investigación francés. Los registros y mediciones que se pueden obtener de un pozo dependen de criterios técnicos y económicos. Marcel y Conrad en 1927. Francia. se tienen una gran variedad de registros de pozos dependiendo de las características de las rocas y la naturaleza de los fluidos contenidos en ellas. Actualmente. Los registros de pozos se utilizan en: Exploración o desarrollo y explotación petrolera Minería Geohidrología Geotermia La información que se puede obtener de los registros puede ser de uso cualitativo y cuantitativo. Clasificación de los RGP por su principio de medición. Usos cualitativos Con la información aportada por el pozo y con el auxilio de uno o varios registros se pueden determinar: Registros Geofísicos 25 . Los registros se pueden correr en agujero ademado o abierto.Figura 10. con fluido de perforación. Usos cuantitativos El análisis cuantitativo de los registros geofísicos tiene como objetivo principal la obtención de porosidad y saturación de agua de las rocas que constituyen los yacimientos. invadido de agua salada o seco. Límites de las unidades estratigráficas. las globales y las microvolumétricas que dependen. Registros Geofísicos 26 . la información que registran los de arriba corresponde a profundidades menores. Inferir por correlación con los registros de otros pozos si el pozo será productor. 2. Las mediciones microvolumétricas se hacen con los dispositivos que van colocados sobre un patín que se mantiene en contacto con la pared del agujero. cada uno debe disponer de un circuito electrónico de memorización localizado en la superficie para grabar la información en un medio magnético.2 Resolución de los Registros Geofísicos de Pozo (RGP) Cuando se utilizan herramientas con más de un sensor o una combinación de ellas. tanto del tamaño de dispositivo de medida como de su tipo. Determinación de fallas estructurales. el sensor de abajo va a medir la profundidad del registro. Las mediciones con múltiples sensores o con varias herramientas pasan por un proceso de memorización antes de ser graficadas en el registro. Propiedades petrofísicas y de fluidos de las rocas. Existen dos tipos de medidas en los registros de pozo. Las mediciones globales comprenden un volumen de formación relativamente grande. Registros Geofísicos 27 . 2011). es decir. Resolución de los RGP (Coconi-Morales E. a mayores mediciones realizadas en un intervalo de profundidad. cuando hay un patín apoyado en la pared del pozo tienen menores profundidades. y es mayor cuando la separación de sensores transmisor-receptor es grande.La resolución de los registros geofísicos puede ser definida de dos maneras. Figura 11. horizontal que es la profundidad de investigación y vertical que va a depender de la herramienta utilizada para la medición (figura 11). La profundidad de investigación de una herramienta es referida a la distancia horizontal dentro de las formaciones geológicas hasta donde mide las características de la roca. mayor resolución vertical tiene la herramienta utilizada y esto permite identificar capas delgadas de litología presentes en las unidades geológicas. La resolución vertical se refiere a la cantidad de mediciones realizadas por la herramienta a escalas muy pequeñas en profundidad. Nombre del registro con sus curvas. Temperatura. Curvas (Curves).3 Presentación de los registros Encabezado (Header): colocado en la parte superior de los registros. Actualmente llevan la siguiente información: Nombre del pozo. equipo de perforación. Estado mecánico del pozo (tuberías de revestimiento. unidad de registro. Cotas de localización. ver figura 12.2. Registros Geofísicos 28 . Ubicación del pozo. Descripción del conjunto de herramientas (sondas) para la toma de registro. Nombre del responsable de la toma de registro. conjunto de preventores). Observaciones de la toma de registro. Fecha. Escala. Datos generales del registro como: Profundidad del registro. Datos del fluido de perforación. una de las pistas corresponde a la profundidad del registro del pozo. son las líneas paralelas a los bordes de las pistas. Mallado (Grid). Encabezado de un pozo con formato estándar API. el encabezado de cada curva está en la parte superior. carril o track. continuo o trazos de puntos y aparecen en el encabezado del track junto a la escala que se utilizó para la misma curva. Las curvas representan en forma gráfica las mediciones realizadas por las herramientas durante la operación. grueso.Figura 12. El registro puede tener 3 o 4 pistas. la escala (scales) se representa en la parte superior de cada pista. los trazos que representan cada línea pueden ser elegidos fino. Registros Geofísicos 29 . hay dos tipos que son de separación constante o lineal y de separación logarítmica (figura 13). escala y principio del registro mecánico Caliper o calibrador. Tipos de malla 2.Figura 13. muestran un resumen del funcionamiento. Registros Geofísicos 30 . aplicación.4 Registro Caliper La tabla 3 y la figura 14. • Geometría del agujero. 2003E). • Volumen de agujero y de cemento. O también 0” a 10”.REGISTRO CALIPER ( CALI) Figura 14. Principio de medición de diámetro de pozo (Modificado de Torres Verdín. Muestra donde ocurre la desviación normal y el diámetro del pozo. Medir el diámetro interno del agujero Carril 1 PRINCIPIO y también la geometría del pozo (dimensiones). De 6” a 16” para la curva principal. APLICACIÓN Tabla 3 Características del Registro Caliper. Registros Geofísicos 31 . • Información direccional. desviación del pozo y el rumbo relativo. Se MEDICIÓN miden el azimut de la herramienta. junto a una línea ESCALA recta que representada el diámetro de la barrena. ‘’Bitsize’’ o BS. 2005.1 2.3 Donde SSP Valor estático K Coeficiente que depende de la temperatura Valor de la resistividad del lodo filtrado Valor del agua de formación 2. Estas corrientes PRINCIPIO del SP se deben a fuerzas electromotrices en las formaciones que tienen un origen electrocinético y electroquímico.D) Donde Vsh Esp Volumen de lutita Separación de Sp de la línea base de lutitas Essp Valor estático de SP Carril 1 Las deflexiones de la curva del SP resultan de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo. Registros Geofísicos 32 . Principio de medición del Registro SP (Departamento de Geofisica. Resultado del movimiento de corrientes eléctricas que fluyen en un sistema de electrodos en que se encuentra uno móvil (en la herramienta) en el pozo. escala y principio del registro SP o potencial Espontáneo. y otro de referencia en superficie.5 Registro de Potencial Espontáneo La tabla 4 y la figura 15.2.4 Figura 15. aplicación.2 2. REGISTRO POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP) 2. muestran un resumen del funcionamiento. uno colocado en la superficie del suelo en un medio húmedo. La escala se fija durante el registro para tener una total de 100 o 200 mV por carril sea el caso. APLICACIÓN Indicador de litologías. Tabla 4. El potencial espontáneo de las formaciones de un pozo. Definir límites de capas. G. producido por la MEDICIÓN interacción del agua de la formación. el fluido de perforación y las lutitas o arcillas. Características del Registro de Potencial Espontáneo. El potencial espontáneo de las formaciones en un pozo (SP).Registra un fenómeno físico en el pozo. desarrollado por Conrad Schlumberger y H. Indicador de arcilla. Determinación del diámetro de invasión. mejor curva de SP preferiblemente de la zona de interés y como sea posible en la mayor parte del resto del pozo. El SP es medido en milivolts y la escala más usada es de 10 o 20 milivolts por división del ESCALA carril. se define como la diferencia de potencial que existe entre dos electrodos. y otro móvil en el lodo dentro del pozo. Doll. Registros Geofísicos 33 . Determinar la resistividad del agua de formación RW. Este registro se conoce desde 1931. y otro electrodo móvil en el lodo dentro del pozo. El carril esta dividido en 10 partes lo que da un No tiene un valor cero absoluto. se define como la diferencia de potencial que existe entre un electrodo colocado en la superficie del suelo. El tamaño de la separación con respecto a la línea base de lutitas hacia la izquierda o derecha. La línea de referencia para las lecturas de la curva de Potencial Espontáneo corresponde a la de lutitas. si es altamente conductivo no existirá diferencia de potencial que pueda ser detectada ya que produciría un cortocircuito. entonces la línea de configuración se separa de la línea base de lutitas hacia los valores más negativos de la curva del SP (figura 16). permitiendo identificar intervalos permeables. El lodo del pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las corrientes eléctricas. Registros Geofísicos 34 . este fenómeno hace difícil la identificación del contacto entre capas. no tiene un valor cero absoluto. cuando existen rocas con resistividades altas. por otro lado. las corrientes de SP continúan circulando por el lodo hasta encontrar una formación permeable. depende del contraste de salinidad entre el fluido de perforación ( Rmf ) y el agua de formación ( R w ). Si el agua de formación es más dulce que el filtrado (lodo de perforación). se puede estimar el valor de R w . se registran los cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta frente a diferentes capas. El potencial puede ser positivo o negativo según sea el desplazamiento. por lo tanto. frecuentemente en zonas permeables el agua de formación es más salada que el filtrado. se mantiene prácticamente constante en tramos grandes y se llama línea base de lutitas que está próxima al extremo derecho.Escala y unidades La unidad de medida es milivolts (mV) y la escala más utilizada es de 10 o 20 mV por división del carril. y funciona como referencia para hacer las lecturas del potencial. Generalmente se conoce el valor del fluido de perforación. La curva se presenta normalmente en la pista 1 y se corre en lodo base agua. la curva de SP se separa de la línea base de lutitas hacia los valores positivos. Es uno de los primeros registros que permite identificar la secuencia de arenas arcillosas. especialmente si existe evidencia de formación de enjarre.7 Registros Geofísicos 35 .6 K 61 0. Las desviaciones también indican cambios de litología y algunos minerales.133 T Si la temperatura T está en °F 2. se considera que la salinidad del agua de formación es similar que la del filtrado. Se puede estimar el espesor de las capas. Usos cualitativos Los cambios o desviaciones de la curva indican capas porosas y permeables.24 T Si la temperatura T está en °C 2. Usos cuantitativos El Potencial Espontáneo Estático o SSP (Static Spontaneous Potential) es una lectura frente a una roca limpia o una arena SSP= -K log R mf Rw Ecuación de Nerst 2.En formaciones limpias y permeables la curva del SP no se separa de la línea base de lutitas.5 Donde: K Es un coeficiente que depende de la temperatura de formación Rmf Resistividad del filtrado de lodo Rw Resistividad del agua de formación K 65 0. 8 Donde: K Es un coeficiente que depende de la temperatura de formación R xo Resistividad en la Zona lavada Rt Resistividad total en la Zona no contaminada Vsh % 1 PSP SSP 100 Volumen de arcilla 2. Registros Geofísicos 36 .9 Figura 16.. es la lectura en zonas de arenas arcillosas con contactos de agua PSP= -K log R xo Rt 2. Respuestas típicas del Registro de Potencial Espontáneo (Rider M.Potencial Espontáneo Pseudo-estático. 1992). Este registro responde a los rayos gamma producidos en el proceso de decaimiento radiactivo que ocurre naturalmente en Registros Geofísicos 37 . éstos son acelerados en un campo eléctrico y producen una corriente proporcional a la energía incidente. aplicación.2.11 (Torres Verdin.2. cada fotón de luz libera electrones. muestran un resumen del funcionamiento. Principio de medición de registro GR 2.2003.10 Donde GRlog Rayos Gamma medido GRmin Rayos Gamma Mínimo GRsh Rayos Gamma máximo Vsh Volumen de lutitas Figura 17.13 Carril 1 PRINCIPIO Los rayos Gamma chocan con el detector ocasionando un centelleo que excita un fotocátodo.A) (no consolidadas) -1) 2. escala y principio del registro de Rayos Gamma. REGISTRO RAYOS GAMMA (GR) FÓRMULAS I sh % GRlog GRmin GRmax GRmin ………….6 Registro de Rayos Gamma La tabla 5 y la figura 17.12 (consolidadas) 2. 150 API (American Petroleum Institute). Facilita el cálculo de volumen de arcilla en porcentaje. Interpretación de sistemas de depósito mediante el reconocimiento de patrones. MEDICIÓN ESCALA APLICACIÓN Correlación entre el contenido de arena y la actividad Gamma y mide los niveles de energía de los rayos gamma emitidos por la formación. La herramienta para RG consta de un detector adecuado al pozo que mide la emisión continua de rayos gamma. Determinar espesores de capa. Detección de capas permeables. Regularmente la curva de GR se presenta en el carril 1.los minerales que componen la roca. Identificación de zonas permeables. El detector de centelleo dependiendo de la longitud genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado y el parámetro reconocido es el número de pulsos por segundo registrados por el detector. utilizando los puntos de inflexión de la curva de GR. Registros Geofísicos 38 . De 1 a 100 o 0 . Tabla 5. Características del Registro Rayos Gamma. Realizar correcciones pozo a pozo. junto con la curva de SP y calibrador. Determina la cantidad de arcilla. Indicador de litología. Determinar espesor de capas. torio y potasio. Por ejemplo. El decaimiento de éstos genera la emisión continua de los rayos gamma naturales y son medidas utilizando un detector adecuado dentro del pozo. Existen dos tipos de herramientas. La escala es de 0 a 100 o 0 a150 y sus unidades son API (American Petroleum Institute en Houston Texas. Cuando la curva está próxima a los valores menores de la pista representan a una zona permeable. Uranio (U) y Potasio (K). USA). las que miden la radiactividad natural total de la formación y la de espectrometría de rayos gamma naturales (tabla 5). 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. Escala y unidades La curva de GR es presentada en la pista 1 junto a la de Potencial Espontáneo y de calibrador. La radiación natural de las formaciones proviene de las tres familias de elementos presentes en las rocas: Torio (Th). el parámetro reconocido es el número de pulsos por segundo registrados por el detector. La curva SGR (Standard Gamma Ray) es la contribución total de las tres familias de elementos en unidades API. un detector de centelleo con una longitud de 20 a 30 cm genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado.Responde a los rayos gamma producidos en el proceso de decaimiento radiactivo que ocurre naturalmente en los minerales que componen la roca. mantenida por el API. ambas pueden ir acompañadas por un registro de Coples o CCL (Casing Collar Locator) que permite la correlación entre registros de pozo abierto y revestido Registros Geofísicos 39 . La curva CGR (Computed Gamma Ray) que es GR sin Uranio representa la contribución del torio y el potasio en unidades API y facilita el cálculo de arcillosidad (las lutitas frecuentemente no contienen Uranio). pero en algunas áreas del pozo los valores altos indican la línea de lutita y los más bajos indican las arenas.para el posicionamiento de las pistolas de perforación frente a las zonas de interés. se obtiene utilizando los puntos de inflexión o cambios en valores altos y bajos de la curva de GR. Usos cualitativos Determinación del espesor de capa. El registro GR es utilizado para determinar la arcillosidad. ya que los elementos radiactivos están generalmente concentrados en estos minerales. La herramienta de Espectrometría de Rayos Gamma consiste de un contador de centelleo y foto-multiplicador. El torio es buen indicador de arcilla. El registro CGR es útil en la detección y evaluación de minerales radiactivos. para distinguir cuál de los elementos origina la radiación medida. torio y potasio) tienen diferentes energías (espectros). los valores medidos de torio y uranio se presentan en partes por millón (ppm) y el valor de potasio se presenta en porcentaje de peso (1% equivalente a 10 000 ppm). Registros Geofísicos 40 . tiene un detector que permite analizar las energías de los rayos gamma detectados. discriminando el contenido de cada elemento radiactivo de la formación. El registro de Espectrometría de Rayos Gamma Natural. Ésta aprovecha que los rayos gamma emitidos por las tres familias de elementos radiactivos (uranio. Detectar capas permeables. el registro de Espectrometría de Rayos Gamma Naturales puede utilizar la curva de CGR en lugar de GR para la determinación de la arcilllosidad sin considerar la contribución del uranio. el potasio o uranio también puede ser utilizado en la definición de depósito de minerales no radiactivos como el carbón. El valor de rayos gamma varía. 083 23.17) y es considerado el mejor indicador de arcilla V sh t Thlog Thmin Thmax Thmin 2. como se muestra en la ecuación 2. también para el volumen de minerales radiactivos (ecuación 2.14 Donde: I sh Índice de lutita GRlog Valor de Rayos Gamma (tomado en la zona de interés) GRmax Rayos Gamma en 100% lutita GRmin Rayos Gamma en formación limpia (0% lutita) Vsh 0.33 2 2 I sh 1 Para rocas pre-terciarias (consolidadas) Vsh 0.14.16 Usos cuantitativos del registro SGR (Spectral Gamma Ray) El Rayo Gamma Simple es usado para el cálculo de volumen de arcilla. Usos cuantitativos El cálculo del volumen de arcilla se presenta en porcentaje: I sh % GRlog GRmin GRmax GRmin Índice de lutita 2.7 I sh 1 Para rocas terciarias (no consolidadas) 2. Interpretación de sistemas de depósito mediante el reconocimiento de patrones (figura 18).17 Donde: Thmax Valor del Torio en 100% lutitas (ppm) Thmin Valor del Torio en formaciones limpias o sin lutitas (ppm) Registros Geofísicos 41 .15 2. 18 Donde: K min Valor del potasio [%] en formaciones limpias K max Valor del potasio en lutitas puras K log Valor del potasio (en la zona a evaluar) a Factor empírico por la formación de interés (factor de tortuosidad) Registros Geofísicos 42 .Thlog Valor del Torio en la zona de interés (zona a evaluar) V sh t Volumen de Torio en lutita Los valores del potasio nos dan el volumen de arcilla más el de minerales radiactivos Volumen de minerales radiactivos = K log K min V sh K max min a 2. 2. escala y principio del Registro de Densidad..Figura 18. aplicación.7 Registro de Densidad La tabla 6 y la figura 19. muestran un resumen del funcionamiento. Registros Geofísicos 43 . Registro de Rayos Gamma. 1992). algunas respuestas típicas (Rider M. C) ØD valor teórico que medirá el registro de densidad en la formación especificada porosidad de la roca Valor de la densidad del agua en la zona investigada Vma Volumen de la matriz Valor de la densidad Vsh Valor de la fracción de la roca por la lutita Valor de la densidad de la lutita Registros Geofísicos 44 ..Principio de medición de Registro Donde Densidad (Torres Verdin.2.19 b ( f ) Vma bma …..REGISTRO DENSIDAD (RHOB) D bma b bma f 2.2003.21 2.20 Para una formación limpia 2.22 Figura 19. Este registro de densidad es llamado también pues su gamma-gamma funcionamiento consiste en que el flujo de rayos gamma es captado en los receptores y a su vez éste flujo esta en función de la densidad electrónica de la matriz de la roca.Carril 3 o Utiliza una fuente radiactiva emisora 4 de rayos gamma de alta energía y se PRINCIPIO usa para obtener la densidad de la formación e inferir con base en esto la porosidad.25 a 0. Registros Geofísicos 45 . Es un método artificial pues cuenta con una fuente de radiación que bombardea la formación. Tiene un patín en donde se localizan la fuente de rayos gamma y los dos MEDICIÓN detectores. La curva ESCALA de corrección de densidad o DRHO va de -0. El patín se mantiene contra la pared del agujero por medio de un brazo de respaldo activado por un soporte. De 1. Puede tomarse en pozos con fluidos o sin ellos. También se puede obtener la porosidad en función de la densidad de la roca. así como efectuar una identificación de la litología. Curvas de densidad o RHOB.25 gr/cc.95 a 2.95 gr/cm3. Registros Geofísicos 46 . En conjunto con el registro sónico proporciona información para determinar módulos elásticos e impedancia acústica. si no es así. El flujo de rayos gamma en los receptores es función de la densidad electrónica de la matriz de la roca. Geológicamente el valor total es una función de la densidad de los minerales de la roca (matriz) y el volumen de los fluidos encerrados.APLICACIÓN Corrección de densidad. Características del Registro Densidad. Para convertir los valores a porosidad. Obtener volumen de arcilla. Saturación de agua. la del electrón está en relación con la del elemento sólo si el número de protones es igual al número de neutrones. Análisis de la porosidad. Tabla 6. Porosidad del densidad. Calcular porosidades. Registra de manera indirecta la densidad de la roca en formaciones constantes. Porosidad total. se necesita asumir la densidad de la roca y del fluido. Factor fotoeléctrico. Determinar litologías en conjunto con otros registros. Obtener la densidad volumétrica. deben realizarse correcciones. Es necesario conocer la densidad de la matriz que se pude obtener de tablas. 1992) Registros Geofísicos 47 . La barita tiene un valor de sección transversal fotoeléctrica extremadamente alto. la herramienta de densidad es muy susceptible a las condiciones del agujero. La profundidad de investigación es de aproximadamente 30cm. Decrece la densidad de la formación hasta aproximadamente el valor de densidad del lodo de perforación. va a medir la zona invadida ahí es poco probable de detectar hidrocarburos. Tabla 7. Barita en el lodo de perforación. lo que afecta la medición e impide la aplicación del factor fotoeléctrico para la identificación de litología. Frecuente. Algunas veces la herramienta de densidad es afectada por las condiciones del agujero.Escalas y unidades Normalmente tiene escala lineal entre 1. en zonas porosas donde ésta tiene usos petrofísicos.95 y 2. Efectos del medio ambiente no deseados en el Registro de Densidad (Rider.95 g/cm³ y se corre en la pista 2 o 3. Factor Efectos en el registro Severidad Caverna o rugosidad. por lo que debe ser interpretado con el registro Caliper. similar a su definición vertical. Si la resolución de las capas es buena. el registro de densidad también los es para delimitar capas. Rectificando. En profundidades someras de investigación. Efectos medidos no deseados Los más frecuentes son: cavernas y el contenido de barita en el lodo de perforación (tabla 7). Corrección automática en la herramienta cuando el enjarre es grueso y da la densidad del lodo. se necesita conocer la densidad de la matriz en la roca (tabla 8): Registros Geofísicos 48 .80 g/cm³). Cálculo de Impedancia acústica.50 g/cm³ a 1. Para calcular la porosidad total a partir de este registro. La densidad de las lutitas es frecuentemente indicadora de la edad. Usos cuantitativos Cálculo de porosidad (figura 2.12). pero combinado con el registro Neutrón puede ser excelente.Usos cualitativos No es un buen indicador de litología. también para determinar la compactación de lutitas que comprende una serie de texturas y cambios composicionales resultando un incremento progresivo de densidad. las más antiguas son muy densas y por lo tanto más compactas. Un cambio en dirección de éstas puede indicar cambio de edad (discordancia) y de porosidad. La presencia de materia orgánica en lutitas tienen valores de densidad bajos (0. Estos efectos pueden determinar el espesor y ser usados para evaluar el origen de las rocas. Densidad de hidrocarburos con dificultad. 71 g/cm³ 2. b f Vma ma Roca limpia 2.75 Arenisca 2. se puede resolver la ecuación que da la porosidad.65 g/cm³ 1. 1992).8-2.25 49 .24 Roca con arcilla 2. la porosidad y la densidad del grano) f Densidad del fluido ma Densidad de la matriz Porosidad Despejando la porosidad: D ma b ma f b f Vma ma Vsh sh Registros Geofísicos 2.65 Caliza 2.9-2. Muestra la densidad de litologías comunes (Rider.87 Tabla 8. Si se conoce la densidad del grano (matriz) y del fluido.87 g/cm³ 2.Litología Densidad (gr/cm³) Grano Rango Arcilla o lutita varía 1.2-2.71 Dolomita 2.3-2. sumando ambas componentes en el caso de unidades de rocas limpias.23 Donde: b Valor de densidad (es una medida de la herramienta y por lo tanto. Respuestas típicas en el Registro de Densidad (Rider M.Donde: sh Valor de densidad de la lutita Vsh Volumen de arcilla Figura 20. 1992). Registros Geofísicos 50 .. REGISTRO FACTOR FOTOELECTRICO (PEF) (Ec. aplicación.8 Registro de Litodensidad (FACTOR FOTOELÉCTRICO) La tabla 9 y la figura 21. escala y principio del registro de Factor Fotoeléctrico.2004. muestran un resumen del funcionamiento.31) Donde Pe es el factor fotoeléctrico Z número de electrones por átomo A es el peso atómico Nota: para la interpretacion se supone Z/A=0. Principio de medición de PEF comunes. Registros Geofísicos 51 .5 lo que cumple para la mayoría de los elementos Figura 21. excepto para el Hidrógeno (T-Halliburton.2.C) que afecta a la medicion. Esta curva se obtiene del número de rayos gamma de baja energía detectados por la herramienta (los que fueron sometidos a absorción fotoeléctrica). Identificación de minerales pesados. que es expulsado de su átomo. ESCALA APLICACIÓN De 0 a 10 barns/electrón o de 020 barns. Indicador de la matriz. Es un registro continuo de la absorción fotoeléctrica efectiva en el índice de sección transversal o Pe de una formación que depende del número atómico promedio Z que constituye una formación que implica la composición y la diferencia de litología. Facilita la evaluación de presencia de gas. Registros Geofísicos 52 . Características del Registro Fotoeléctrico. además de llevar su conteo. Efecto que ocurre a baja energía. se mide con la ventana de más baja energía MEDICIÓN de la herramienta. Interpretación de arcilla. 1997). Tabla 9. Para derivar cada fracción de volumen que fue integrado por densidad registrada. este parámetro indica básicamente la litología de la roca con muy poca influencia de la porosidad del tipo de fluido en la formación (Viro Consultoría Ltda. Este registro tiene detectores sensibles que permiten registrar el nivel de energía de los rayos gamma. un barns que equivale a 10-24cm2.. Indicación de litología. la unidad empleada.El efecto fotoeléctrico ocurre cuando la Carril 3 o 4 energía del rayo gamma incidente es PRINCIPIO completamente absorbida por un electrón. en barns/cm³ ( 4.27 El grado de absorción depende del número atómico Z y la densidad del electrón de los átomos e en términos geológicos se relaciona con la composición química e indirectamente a la litología. en barns/cm³ Porosidad de la formación U mf Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica del filtrado ( U mf v ma Fracción de una roca ocupada por la matriz limpia U ma Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la matriz limpia.5 barns/cm³) 0 v ma 1 v ma 13. se define como el producto nivel a nivel de las curvas de densidad.El índice de absorción fotoeléctrico es usado principalmente de manera cuantitativa como un indicador de matriz.8 0. U log U mf vma U ma 2. El uso del registro litodensidad es ineficaz cuando utilizan lodos de barita en agujero descubierto. por lo tanto se debe cumplir: 1 v ma 2.8 barns/cm³) La suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la roca. La curva del índice volumétrico de absorción fotoeléctrica U es calculada y no registrada. ésta puede expresarse a través de una ecuación de respuesta como la suma de los índices volumétricos de absorción fotoeléctrica de cada elemento en la formación. Registros Geofísicos 53 .26 Donde: U log Es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la formación. El valor de barita Pe es 267 barns/electrón y normalmente los minerales tienen Pe menores a 6 barns/electrón. Usos cuantitativos Los valores del Registro de Factor Fotoeléctrico pueden ser usados para derivar cada fracción de volumen que fue integrado por la densidad registrada. Pe no es un volumen pero se puede contar la masa. Usos cualitativos Ayuda a identificar la litología y puede ser usado para separar arenas limpias de caliza. el valor de Pe existe en combinación con el del registro de densidad. Registros Geofísicos 54 . La curva del registro normalmente está combinada con densidad y neutrón en la pista 3 y 4. donde un barn es igual a 10 24 cm 2 .El registro PEF tiene una resolución vertical de 50-60cm. Los usos más efectivos es cuando tres minerales están presentes. La escala es de 0-20 barns ó 0-15 barns. por lo tanto la velocidad y U está relacionada con el volumen (figura 22). Escalas y unidades La unidad usada es barns por electrón. la profundidad de investigación depende de la configuración del detector lejano y la señal procesada en adversos efectos del pozo descubierto. Registros Geofísicos 55 .. Respuestas típicas del Registro de Factor Fotoeléctrico (Rider M.Figura 22. 1992). 2.9 Registro de Neutrón La tabla 10 y la figura 23, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro de Neutrón. REGISTRO NEUTRÓN (NPHI) ………..Caliza….….2.28 …...…..Arcillas……2.29 ……….Gas………..2.30 ……….Arenas……..2.31 ……….Dolomías…..2.32 Donde: ØN Porosidad del registro de neutrón compensado ØD Porosidad del registro de litodensidad compensada Figura 23.- Principio de medición del registro Neutrón (Torres Verdin,2003,A) Registros Geofísicos 56 Bombardeo rápido de neutrones en la Carril 3 o 4 formación al chocar los neutrones con PRINCIPIO los átomos de hidrógeno pierden la mitad de su energía, estos núcleos emiten rayos gamma de captura, que son detectados por la sonda. Responde principalmente a la cantidad de hidrogeno presente en la formación. Indicador de gas ya que debido a que mide el índice de hidrogeno (cantidad de hidrogeno por unidad de volumen) y el gas contiene un bajo índice. El registro de neutrón tiene una fuente radiactiva MEDICIÓN en la sonda que emite constantes neutrones de alta energía, éstos chocan con los núcleos de los materiales de la formación, a dichos choques se les conoce como colisiones elásticas. Y con cada una, el neutrón pierde algo de energía y la cantidad depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida ocurre cuando el neutrón que es una partícula eléctricamente neutra, golpea un núcleo con masa igual, en este caso el hidrógeno tiene una masa semejante. La escala más común va de 45% a -15% (unidades de porosidad) ESCALA o también puede ser utilizada una razón en vez de porcentaje, siendo la escala de 0.45 a 0.15 Registros Geofísicos 57 unidades calibrada de en porosidad. matriz Es caliza o limestone. Determinación de la porosidad. Identificación de la litología. Análisis del contenido de arcilla. Detección de gas. Tipo de fluidos. Tipos de fluidos. APLICACIÓN Tabla 10. Características del Registro Neutrón. La herramienta de neutrón mide el índice de hidrógeno de la formación. Se utiliza para delinear formaciones y determinar la porosidad. En rocas limpias cuyos poros están saturados de agua o aceite reflejan la cantidad de porosidad saturada de fluido. Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno cercanos al del agua, el gas generalmente tiene una concentración más baja que varía con la temperatura y la presión. Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cada uno tiene una masa semejante a la de un átomo de hidrógeno, una fuente radiactiva en la sonda emite constantes neutrones de alta energía, que chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas, con cada una el neutrón pierde algo de energía y la cantidad depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida es cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa igual (hidrógeno). Registros Geofísicos 58 025 eV se conocen como termales. y depende de la energía de éstos: Neutrones rápidos arriba de 100 keV. la que se utiliza en registros geofísicos de pozos es el mega electrón-volt (MeV= 10 6 ). La energía perdida por una colisión elástica de neutrones es dependiente de las masas relativas del neutrón y del núcleo. la colisión puede ser de dos maneras: Colisión Elástica: donde la colisión del núcleo es estrictamente cinética y se transfiere sólo energía cinética del núcleo. los rayos gamma son conocidos y es indicativa del tipo de núcleo. La energía que se imparte de un electrón cuando es propulsado por una diferencia de potencial de un volt se denomina electrón–volt (eV). Neutrones con energía de 0. Neutrones lentos o epitermales. Registros Geofísicos 59 . Neutrones de energía puntual intermedia de 100 eV y 100 keV. Si el átomo es hidrógeno que tiene un solo protón. La energía que se aplica a un núcleo se realiza por medio de rayos gamma que se caracteriza del núcleo y se puede observar y registrar. Escalas y unidades Generalmente se presenta en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la densidad de 45 a –15 pu (porosity units). Los neutrones pueden ser capturados por un núcleo a cualquier energía. la disipación de neutrones es chocar de la misma forma que dos bolas de billar. la probabilidad de que uno rápido sea capturado es menor que la de un lento. aquéllos entre 0.025 eV y 100 eV. sólo pérdida de energía interna transferida del neutrón al núcleo.Los neutrones interactúan con el núcleo por disipación o captura. No se produce radiación de ningún tipo. Colisión Inelástica: donde la colisión tiene tanto energía cinética como interna. el núcleo puede perder su energía total en la colisión. Los neutrones son partículas sin carga que producen una ionización insignificante cuando pasan a través de la materia y no pueden ser detectados por cualquier instrumento cuya acción dependa de la ionización causada por las partículas. Tipos de detectores: Neutrones epitermales. como resultado del rechazo del núcleo ligero que produce ionización. Usos cuantitativos Consiste básicamente en la determinación de la porosidad total (figuras 24 y 25). Rayos gamma de captura. La disipación de un neutrón por un núcleo ligero. Los neutrones que la formación deja llegar a los dos detectores ubicados a unas pulgadas de la fuente en la herramienta de registro. Neutrones termales. Usos cualitativos Determinación de límites de capas. Litología. permiten obtener el índice de hidrógeno de la formación. La detección de neutrones depende de efectos secundarios. Dos de éstas que son aplicables a las medidas de los pozos son: La absorción de un neutrón por un núcleo con la pronta emisión de una partícula rápida cargada. tal como un protón. Registros Geofísicos 60 . tipos de fluidos y porosidad. los que resultan de sus interacciones con el núcleo. .1992). Respuesta en los registros de densidad y neutrón.Figura 24. Registros Geofísicos 61 . Efecto de gas (Rider M. 1992). Respuesta de la combinación de CNL-FDC en algunas litologías comunes (Rider M.Figura 25. . Registros Geofísicos 62 . que es 63 . Principio de medición del registro Tiempo de tránsito de la matriz sónico (Schlumberger. escala y principio del registro Sónico o Tiempo de Tránsito.10 Registro Sónico o Acústico La tabla 11 y la figura 26. esto es una medición de la capacidad que tienen de transmitirse las ondas de sonido al pasar por una formación. geológicamente ésta varía con la textura de las Registros Geofísicos rocas y litología.33 Donde Ø Porosidad de la formación Δt El tiempo de tránsito medido Δt Δtf ma Figura 26. El registro sónico mide el tiempo de tránsito en las rocas PRINCIPIO (∆t) (inverso de la velocidad). generando ondas de compresión y cizallamiento dentro de la formación.2000). muestran un resumen del funcionamiento. REGISTRO SÓNICO (Δt) Ecuación de Wyllie …………. aplicación. ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas en la columna del fluido. Tiempo de tránsito del fluido El sonido emitido desde el transmisor Carril 3 choca con las paredes del agujero.2..2. 000 ciclos por segundo. o ft/seg. Dirección de fracturas. Presión de poro. Escala de velocidad ESCALA 40 a 140 µs/ft. La separación entre receptores determinará el tiempo que tardará la onda en su camino por la formación hasta ser registrada. Zonas de presiones anormales. Zonas de gas. Registros Geofísicos 64 . Características del Registro Sónico. esta MEDICIÓN herramienta transmite frecuencias desde el origen entre 10-40 kHz (Kilo Hertz) o 10. Mide el tiempo de retardo que tarda en viajar el pulso de sonido entre el transmisor y receptor. APLICACIÓN Sismogramas sintéticos. Detección de gas Características mecánicas de la roca.000-40. Tabla 11. La es el recíproco del tiempo de tránsito (1/∆t) y las unidades son en m/seg.principalmente la porosidad. Determinación de litologías. Estabilidad del agujero. La herramienta del registro transmisores sónico de consta ondas de dos acústicas y cuatro receptores que permiten eliminar efectos externos como los del pozo. Determinar porosidad (primaria y secundaria). Indicador de permeabilidad. Amarres sísmicos. 25 ft.000 ciclos por segundo.000 ft.) a 7500 m/s (25. Registros Geofísicos 65 .000 . .2. La medición del pulso es la onda P o compresional que es el primer arribo.). que es principalmente la porosidad.5 ft.40. que está en la parte inferior de cada columna o barra. es registrar el tiempo que tarda en viajar el pulso de sonido entre el transmisor y el receptor. La curva del registro sónico normalmente se corre en el centro del pozo y es mostrada en la pista 2 o 3. La velocidad es el recíproco del tiempo de tránsito del sónico (1/ t) y sus unidades son ft/seg. algunas veces se puede combinar con otras herramientas y puede aparecer solo en la pista 3. geológicamente varía con la textura de las rocas y litología. Escalas y unidades Las unidades del registro sónico son microsegundos por pie s / ft . en el que la vibración de las partículas es en dirección del movimiento. representa un tiempo derivado por la velocidad promedio registrado en la formación y viene integrada la profundidad vertical en los intervalos en milisegundos. la escala es elegida de acuerdo al registro. La herramienta del sónico transmite frecuencias desde el origen entre 10-40 kHz (kilo Hertz) o 10. el rango del tiempo de tránsito ( t ) más común está entre 40 s / ft y 140 s / ft ./seg. 10 milisegundos se representa con una línea más larga. esto es un contraste limpio en una señal sísmica típica. El tiempo de tránsito integrado (TTI) es registrado simultáneamente.) sobre el rango de velocidad de 1500 m/s (5000 ft. El objetivo de la herramienta del registro sónico./seg.5 -75 cm (0.El registro sónico mide el tiempo de tránsito en las rocas ( t ). esto es la capacidad que tienen de transmitirse las ondas de sonido al pasar por una formación. La longitud de onda acústica está entre 7. Aunque la respuesta del registro sónico no puede ser definida en términos de litología. no es posible extraer. En muchos casos.34 Donde: es la longitud de onda La resolución vertical del sónico está en función de la distancia entre detectores y puede ser de 2 pies (61 cm). tamaño. forma del grano y cementación. generalmente entre 2. Indudablemente ocurren cambios de porosidad pero éstos también son debido al tamaño de grano y estratificación (estructuras sedimentarias). separar e identificar cada influencia individual. está íntimamente asociado con materiales de la matriz. Ésta es independiente de la separación de las reservas y depende de la longitud de onda de la señal. entre más grande es. Registros Geofísicos 66 . mayor es la penetración y se presenta en formaciones de alta velocidad. probablemente en altas esté asociado con carbonatos. los resultados de la textura causados por la respuesta del registro sónico pueden no ser conocidos.El camino de la onda compresional registrada es esencialmente a lo largo de la pared del pozo descubierto con penetración pequeña. medias con arenas y bajas con lutitas. velocidad frecuencia 2. éste es muy sensitivo en la textura de las rocas en cambios suaves. Usos cualitativos La velocidad en los tipos de roca sedimentaria es común.5 cm a 25 cm. El camino en el que viaja el sonido a través de una formación. por lo que difícilmente se puede calcular la porosidad. distribución. es necesario proponerlo cuando hay una formación promedio y distribución uniforme de poros pequeños. 1 1 V VL Vma Remplazando 1/V por t 2. 36) que es la más utilizada y establece una relación lineal entre el tiempo de tránsito t medido y la porosidad de la formación. Es propenso a configurar presiones altas siendo una relación entre la velocidad y la porosidad. Para usar el registro. cuando se compara la tendencia general del pozo puede dar una idea de la cantidad perdida en la sección. por lo tanto. es posible estimar una discordancia. generalmente es acompañada por efectos diagenéticos que son irreversibles y presentan valores altos en el tiempo de tránsito. t t L 1 t ma Registros Geofísicos 2. también puede ser calibrado con la sección sísmica.35 tenemos la ecuación de respuesta de Wyllie (ecuación 2.36 67 . El sónico es usado para producir el registro de impedancia acústica. El registro sónico puede ser usado para el cálculo de porosidad. aunque frecuentemente los valores son inferiores a los del neutrón y al de densidad (figura 27). Usos cuantitativos En interpretación sísmica se puede usar para determinar intervalos y perfiles de velocidad.Usando la tendencia de la compactación. según este modelo t de la formación es la suma de cada elemento. ponderados por sus volúmenes en la formación. la compactación de un sedimento representa valores bajos. similarmente en algunos saltos nos pueden indicar discordancias o fallas. Esta ecuación. Registros Geofísicos 68 .7-0.8. Si la porosidad es calculada en presencia de arcilla. es la suma del tiempo de tránsito medido por la herramienta y transcurrido en la matriz del sólido y del fluido. el registro sónico debe ser corregido a partir de otros registros. se denomina tiempo promedio. hay que tomar en cuenta que es únicamente una estimación. Donde: V Velocidad medida por la herramienta VL Velocidad del fluido V ma Velocidad de la matriz Porosidad t Intervalo de tiempo de tránsito medido por el registro sónico t L Tiempo de tránsito del fluido t ma Tiempo de tránsito de la matriz Para estimar la porosidad real en presencia de gas. la calculada debe ser multiplicada por un factor entre 0. . 1992). Registros Geofísicos 69 . Respuestas típicas del registro sónico o intervalo de tiempo de tránsito t (Rider M.Figura 27. La resistencia es la capacidad de impedir el Carril flujo de corriente eléctrica y la resistividad es la resistencia por unidad de longitud. 2003. El registro eléctrico mide la resistividad de las 3 formaciones (resistencia) al paso de la corriente eléctrica. muestran un resumen del funcionamiento. 13 y las figuras 28 a 31. aplicación.2.11 Registro de Resistividad y Conductividad Las tablas 12. MSFL. escala y principio del registro de Resistividad y Conductividad. Principio de medición del Registro de Resistividad (Torres Verdín. La magnitud medida es la PRINCIPIO conductividad (inverso de la resistividad) de una formación o habilidad para conducir o inducir corrientes eléctricas. REGISTRO RESISTIVIDAD (LLD. LLS) Figura 28. Registros Geofísicos 70 .D). se emplean en pozos perforados con lodo de baja conductividad. Logarítmica de 0. Característica del Registro de Resistividad. mientras que si se induce una corriente alrededor del pozo. Determinar la resistividad de la zona no invadida Rt . se puede medir la capacidad de la formación para conducirla. la conductividad. Correlacionar formaciones. APLICACIÓN Estima diámetro de invasión. Tabla 12.2 a 2000 ohm 2 m /m. Generalmente se grafican en el carril 2 o 3. Son graficados en escalas semilogarítmicas. se logra suministrando una corriente a través de dos electrodos colocados en la herramienta y que generan una diferencia de potencial. Determinaciones de saturaciones de agua. La primera. Registros Geofísicos 71 . usando las tres curvas. Determinación del diámetro de invasión. El rango de las magnitudes medidas de la resistividad es muy ESCALA amplio y se mide en ohm-m.Se utilizan electrodos para obtener simultáneamente la medición de las curvas profunda y somera. Diferencia entre zonas de agua salada y zonas de hidrocarburos. La resistividad del subsuelo se puede obtener midiendo ya sea directamente la MEDICIÓN resistividad o su inversa. 2003. Doble Laterolog (Torres Verdin. APLICACIÓN Funciona en lodos APLICACIÓN no Amplio rango dinámico de conductivos o en pozos 0. Figura 31. contraste Rt/Rm.D). virgen. Detección de vista rápida de la zona de poros lavada. Registros Geofísicos 72 .INDUCCIÓN LATEROLOG MICROESFÉRICO Figura 29. Principio de medición de la inducción (Torres Verdin. de hidrocarburos.D). Calibrador.D). como Lateral somera y Lateral Profunda. MEDICIÓN MEDICIÓN MEDICIÓN Realiza medidas de Proporciona dos mediciones Se basa en el principio de resistividad a tres diferentes con la mayor profundidad de enfoque esférico usado en los profundidades de investigación. Tipo de variantes de los Registros de Resistividad. zona de transición. equipos de inducción pero con investigación. Localización y zonas permeables. Principio de medición de registro microesférico (Halliburton. Tabla 13. a éstas se les conocen para tratar de espaciamiento mucho de menor. Gráficos de invasión. utilizable Para formaciones de bajas salinidad media y alta. la zona barrida y la zona invadida y de la zona enjarre del fluido del pozo. Adecuada para capas de Resistividad Indicador de hidrocarburo móvil. 2004. Figura 30.2 perforados con aire. Proporciona de tres mediciones necesarias que se un información para determinar requieren electrodos las resistividades de la zona determinar la resistividad de la Reduce el efecto adverso del virgen.2003. APLICACIÓN a 20000 en ohm-m lodo de Lectura confiable en altos más de 6ft de espesor. resistividades ( menores que 100Ωm). Este registro mide la resistencia al paso de corriente eléctrica en la formación. La medición es la conductividad o la habilidad para conducir corriente eléctrica medida por la herramienta de inducción, generalmente es convertida directamente y trazada en un registro de resistividad. Los hidrocarburos son la excepción de los fluidos conductores, por lo que son infinitamente resistivos. Cuando una formación es porosa y contiene agua salada, la resistividad total tiende a bajar, cuando esta misma contiene hidrocarburos va a ser muy alta. El registro de resistividad puede indicar las zonas donde es factible encontrar hidrocarburos mediante análisis cuantitativo, una formación resistiva puede contribuir con la información de litología, facies y sobrepresiones principalmente. Éste es usado frecuentemente por correlación. El registro se toma en agujero descubierto con lodos conductivos que son mezclados con agua salada y no se pueden correr en base aceite o agua dulce. Los registros de inducción son más efectivos con lodos no conductores (base aceite o agua dulce), de cualquier forma éstos se pueden correr, además, con lodos base agua salada son efectivos, las lecturas crudas pueden ser necesarias para usos cuantitativos. El principio que determina la resistencia eléctrica en un circuito con instalación de alambre. Se mide en ohms en términos eléctricos, con unidades de ohms m²/m que existe en las resistencias con dimensiones normalizadas. Resistividad (ohms m²/m)= 1x1000 (milimhos/m) conductivi dad 2.37 La conductividad de las rocas es debido al agua intersticial en los poros que contiene transmisión de corriente en sal, el esqueleto de la roca no es conductor pero pueden jugar un papel importante, cuantitativamente se expresa como Ro F Rw Registros Geofísicos 73 La meta esencial de los registros de resistividad es como está la resistividad verdadera de la formación Rt y especialmente si es una saturación en hidrocarburos, en este efecto es necesario considerar la invasión del lodo filtrado (con cierta salinidad y por lo tanto, resistividad Rmf ). En una formación contiene cualquiera de las dos; agua o hidrocarburo. Escalas y unidades: El registro de resistividad es graficado en una escala logarítmica en la pista 2 o en la 2 y 3. Los valores son usualmente 0.20-20 ohm m²/m por una pista ó 0.2-2000 ohm m²/m en la pista 2 y 3 son usados juntos. Los registros de resistividad o conductividad son afectados por contrastes de resistividad grandes entre el medio ambiente y la formación. Usos cualitativos: La resistividad de la roca se encuentra relacionada a la textura, la expresión simple de la misma es la variación de la resistividad con cambios de porosidad, cuando decrece ésta la resistividad aumenta, cuando es constante y hay desviación en relación a la resistividad, indica un cambio en saturación de agua y la presencia de hidrocarburos (figura 32). El registro de resistividad no puede ser usado para un primer reconocimiento de litologías comunes. En ciertos casos específicos, los registros de resistividad pueden ser usados para indicar litología, donde ciertos minerales son valores de resistividad distintivos; sal, anhidrita, yeso, carbón, caliza compacta y dolomita todos son altos, fuera de lo común. Registros Geofísicos 74 Usos cuantitativos: Cálculo del volumen de aceite o en términos petrofísicos, determinar la saturación de agua S w cuando no es 100%, por presencia de hidrocarburos. 1- S w = S hc 2.38 Donde: S hc Es saturación de hidrocarburo Ro F Rw La ecuación tiene otras aplicaciones aparte de la medición de la resistividad Resistividad total de la roca = el factor de formación resistivo x la resistividad del fluido de formación I Rt Ro 2.39 Ecuación de Archie. S wn F Rw Rt 2.40 Donde: Sw Es la saturación de agua n El exponente de saturación, usualmente 2 F R w Ro Cuando la formación es 100% saturada de agua La ecuación anterior normalmente se escribe. S w2 Ro Rt Registros Geofísicos 2.41 75 15 Rt Registros Geofísicos 2.La saturación de agua se obtiene con la siguiente ecuación: Sw Ro Rt ó F Rw Rt 2.42 Ecuación de Archie promedio.62 Rw Ecuación saturación de agua 2. Sw 0.43 76 . así se pueden efectuar las siguientes modificaciones: Registros Geofísicos 77 . 1992). diámetro de agujero. Se sugiere hacer correcciones para obtener resultados más confiables. como el espesor de la capa. densidad del lodo. etc. 2. Repuestas típicas del registro de resistividad en presencia de fluidos (Rider M.. espesor del cemento atrás de las tuberías de revestimiento.Figura 32.12 Correcciones a los Registros Geofísicos de Rayos Gamma y Resistivos Debido a que la respuesta de los registros se ve afectada por varios factores. en los intervalos dentro de la zona a analizar o dentro de la zona de arcilla usada para escoger el valor de RGmax.44 se deriva de la figura 33. aunque algunos efectos del tamaño del agujero y propiedades de lodos pueden ser vistos.12. para llevar a cabo dichos cambios se ocupa la siguiente fórmula: (2.2. las soluciones más comunes son: Ocupar una densidad del lodo de 1250 kg/m3 No realizar la corrección y usar el valor de RG original Registros Geofísicos 78 . Correcciones para SP raramente son usadas. Tablas de correcciones complejas están disponibles. la corrección de RG es necesaria.1 Corrección para RG por efecto del pozo Si el tamaño de agujero varía considerablemente. Si la densidad del lodo no es conocida.44) Donde: CAL – tamaño del agujero en milímetros GR – lectura de rayos gamma GRc – lectura de rayos gamma corregida por tamaño del agujero y densidad del lodo en API MWT – densidad de lodo en kg/m3 La ecuación 2. Corrección de RG por efecto de pozo. Todas las curvas de resistividad necesitan correcciones. Corrección con ILD Una de las ventajas de este tipo de registros es que el valor de Rt (resistividad verdadera de la formación). 2. la de doble laterolog de inducción (ILD) y la de doble laterolog (DLL).45) Registros Geofísicos 79 .2 Corrección de resistividad profunda a resistividad verdadera (Rt). En este caso se pueden hacer correcciones ocupando dos curvas. Para la corrección de la ILD se puede usar la gráfica de tornado (figura 34) u ocupar la siguiente relación matemática derivada de la gráfica: (2.Figura 33. es más preciso que el obtenido con los levantamientos eléctricos.12. Cuando Rxo es medido junto con LLD el valor de Rt puede ser determinado con la ayuda de una gráfica de tornado (figura 35) o con la relación: (2. Gráfica Tornado para obtener Rt y Rxo con registros de inducción (Schlumberger. estos proporcionarán las mediciones de resistividad usadas para corregir la resistividad profunda (RLLD) a Rt.46) Registros Geofísicos 80 . Junto con el registro microesférico enfocado (MSFL). Corrección con LLD El doble laterolog con Rxo (resistividad de la zona lavada) emplea laterolog profundo (RLLD) y somero (RLLS).Figura 34. 2000). se puede usar la siguiente ecuación: (2. 2000).47) Cuando RLLd > RLLs se ocupará una relación diferente: (2.48) Registros Geofísicos 81 .Figura. Gráfica de Tornado para herramientas LLD (Schlumberger. 35. En el caso de que no se tenga una curva que mida Rxo y R LLs > RLLd. puede ser útil en los entrampamientos del agua intersticial. La arcilla autígena puede precipitarse directamente del agua de formación o a través de alteraciones diagenéticas de feldespatos y fragmentos de roca volcánica.3. Un yacimiento con arcillas dispersas puede tener porosidad efectiva y total. porque está vinculada a la inmovilidad del agua. su distribución y análisis en las arenas arcillosas. saturación de agua. la naturaleza de los minerales arcillosos. ya que las arcillas son capaces de absorber grandes cantidades de agua en sus poros. El contenido de arcillas laminares o dispersas en las arenas. ARENAS ARCILLOSAS Objetivo específico: Al término de la unidad.1 Arenas Arcillosas Una cantidad pequeña de arcilla. permitiendo la producción de hidrocarburos en reservas con alta saturación de agua. dispersa en los poros. El agua contribuye a la conductividad eléctrica. La presencia de lutitas o arcillas en areniscas tiene dos efectos en el yacimiento: Registros Geofísicos 82 . el participante reconocerá lo que afecta en los parámetros obtenidos de los registros geofísicos. pero no a la hidráulica. en una pequeña parte el flujo y la dirección del hidrocarburo. 3. afectan los parámetros obtenidos por los registros geofísicos como son la porosidad. Reacción con el agua. En la figura 36 se muestra la relación entre resistividad del agua de formación ( R w ) y en areniscas saturadas de agua ( R o ). Afectan la capacidad de almacenamiento en un yacimiento por reducción de porosidad efectiva. causando pérdidas de porosidad efectiva y permeabilidad. Además de la pérdida de porosidad efectiva y permeabilidad. Generalmente registra altos valores de porosidad en los registros: sónico. causando una pérdida de la permeabilidad. donde los minerales arcillosos están sueltos y son desplazados (erosionados) con los granos de arena. Reducen en un yacimiento la habilidad de transmisión de los fluidos por disminución de permeabilidad. las arcillas del yacimiento se hinchan cuando el agua es introducida. 2. La presencia de arcillas en un yacimiento tiene dos efectos en los registros geofísicos: 1. Reacción con ácidos.1. cuando el ácido clorhídrico (HCl) reacciona con arcillas que contienen hierro. La resistividad es baja 2. las arcillas también pueden causar problemas en la terminación de un pozo: Migración de finos. se forma hidróxido férrico que es una precipitación gelatinosa que obstruye los poros y reduce la permeabilidad. neutrón y densidad. y emigran con los fluidos de yacimiento en el pozo perforado y obstruyen los poros. En una arena limpia (libre de arcilla) las trazas pasan por una línea recta a través del origen con una Registros Geofísicos 83 . 01 na lim 0.0 0. Si el contenido de arcillas F aumenta en las arenas. los efectos en las arcillas no son uniformes y la resistividad es más baja cuando es alta en el agua de formación ( R w ). En la figura 36.1 0. (Asquith. es remplazado en algunas rocas de la matriz y si los restos de porosidad efectiva está inalterada.inclinación igual a uno sobre el factor de formación (F*). la ecuación es Rw . indicando resistividad baja (alta conductividad). multiplicado por la 1 resistividad del agua R w . La presencia de arcilla se determina por los siguientes registros de porosidad: Registros Geofísicos 84 .3 10 Figura 36. 10 a Ro e Ar Are 1. 1998).0 3. la línea es desplazada hacia abajo (figura 36).6%. Se muestra la relación entre resistividad del agua de formación ( R w ) contra la resistividad en areniscas saturadas de agua ( R o ) en una arenisca limpia y una arcillosa con una porosidad de 31. se debe al alto contenido de agua y conductividad asociada con las arcillas en las areniscas.1 pi na F= 10 rc sa Rw a illos s 1. la corrección en arenas arcillosas es utilizada para discriminar entre la saturación de agua total y efectiva ( S we < S wt ). 3. donde la porosidad es calculada usando el de la matriz. Las lutitas o arcillas pueden causar valores incorrectos de saturación de agua total (muy altos S wt >70%) que indican que la zona está saturada de agua.1.65 gr/cc). El tercero es el de densidad. 3. potasio Registros Geofísicos 85 . las mediciones de porosidad de los tres registros deben ser corregidos por la presencia de arcilla. que mide las concentraciones de iones de hidrógeno en los espacios porosos de una formación. para obtener la porosidad efectiva. 2. donde en realidad ésta puede ser productiva. ésta es capaz de permitir el movimiento de los fluidos en los yacimientos. de cualquier forma en el caso donde éstas son las mismas. hierro. por lo tanto. por otro lado. la porosidad del registro puede ser menor o mayor que la calculada en una arenisca libre de arcilla. registra porosidades altas cuando la densidad de la matriz de arcillas es menor que la del yacimiento. El segundo registro es el Neutrón compensado. La fracción de limos en lutita consiste de partículas finas (<0.0625 mm) principalmente de cuarzo.2 Naturaleza de minerales arcillosos y lutita La lutita es la mezcla de minerales arcillosos y limos muy finos. la fracción de arcilla en lutitas es creada por minerales de silicatos de aluminio hidratados con pequeñas cantidades de magnesio. Si en arcillas es mayor o menor que la de la matriz de las arenas (2. puede registrar buena porosidad efectiva. su depósito se presenta en un ambiente profundo y de baja energía. Sónico. En análisis de arenas arcillosas. el intervalo de tiempo de tránsito de arcillas o lutitas es alto. es el registro más antiguo. 24 2. (av ) Densidad promedio Th Torio SGR Rayos Gamma Espectral K Potasio CNL Porosidad del Neutrón U Uranio La primera columna indica la capacidad de intercambio de cationes (CEC) de cada mineral arcilloso.8-1. Fe ------- ------- ------ 0.5 0.65 ------- 0.03-0.36 2.16 2-5 14-24 Ilita 0.45 Ca. Componentes del Constituyentes CEC Tipo de arcilla meq/g dCNL av RG espectral Menores g/cc K U Th % ppm ppm Montmorillonita 0. después es una capa hidratada por iones de Na con equilibrio suficiente se encargan de las láminas de arcillas negativas.42 1. La distribución de iones de sodio (Na ) y moléculas de agua ( H 2 O ) cercanas a las láminas de arcilla directamente sobre las superficies de éstas es un estrato de agua absorbida.5 1.5-3 6-19 Clorita Caolinita Tabla 14.8 Mg.1-0.4 0. Propiedades de las arcillas ( Asquith.1 0.5 <2 0-0. Mg.65 K. Los minerales arcillosos pueden ser clasificados dentro de grupos específicos de acuerdo a su estructura cristalina.24 2. 1998). como se muestra en la tabla 14. Registros Geofísicos 86 . Fe. Las partículas de arcilla tienen una estructura de plaquetas en forma de capa colocándose unas sobre otras (Arroyo. Los iones de Na son llamadas cationes intercambiables (figura 37).y titanio.06 0.51 2. Ti 4. que es la capacidad del agua absorbida de las arcillas al intercambiar cationes de posición con los de sodio que están en el agua libre. 1996). Fe 0. Mg. La capacidad de intercambio de cationes (CEC) en montmorillonita e ilita es alto comparado con la clorita y caolinita debido a la cantidad de agua que tienen estos minerales. como la montmorillonita y menor para las más gruesas como la caolinita. Agua absorbida Ion de sodio AGUA Cristal de arcilla Agua de hidratación Xh Plano exterior de Helmholtz Esquema de la molécula de agua Figura 37. que varía de acuerdo al tipo de éstas y es mayor para las más finas (con mayores áreas de superficie). Registros Geofísicos 87 . La clorita y caolinita tienen porosidades mayores que la montmorillonita y la ilita.La CEC es expresada en miliequivalente por gramo de arcilla (1meq = - 6 10 20 átomos). La conductividad eléctrica de la arcilla se considera derivada del agua ligada al tipo de arcilla. 1998). Modelo de agua y distribución de cationes intercambiables en la superficie de arcillas (Asquith. Las arenas arcillosas con grandes cantidades de montmorillonita e ilita tienen más alta conductividad que las arenas arcillosas que tienen caolinita y clorita. se presentan en los yacimientos como una mezcla mineralógica llamados estratos mezclados. 3. la lutita o arcilla rica de detritos de limo tienen baja resistividad debido a que tienen esencialmente permeabilidad cero y retienen el agua.3 Distribución de lutita o arcilla en arenas arcillosas Las arcillas se dividen de la siguiente forma: Laminar Alogénicas Estructural Arcillas Autigénica Dispersas (es producto de la diagénesis) Lutita laminada Se encuentran en estratos de una o varias pulgadas de grueso entre capas de arena o arenisca (figura 38b). Otro componente en las arcillas es el hierro (Fe) que afecta la sensibilidad del ácido clorhídrico (HCl). serán reducidas en una proporción al volumen de lutita Vsh . Los minerales arcillosos de la tabla 14. El promedio de permeabilidad y porosidad en secuencias de arenas y lutitas interlaminadas teóricamente.La montmorillonita se hincha al contacto con el agua y sufre diagénesis a ilita a altas temperaturas. esto ocasiona eliminación de agua y contribuye a aumentar la presión de las arenas adyacentes. cuando es muy delgada la resistividad es menos afectada. Por ejemplo un 40% de ellas teóricamente reducirá la porosidad y Registros Geofísicos 88 . esto quiere decir que la composición de las arcillas (incluyendo el contenido de agua) en las arenas pueden ser radicalmente diferentes y tener significativos cambios de resistividad. Arcillas dispersas Son arcillas que están dispersas en los espacios porosos de arenas y reemplazan el volumen del fluido (figura 38d). Las lutitas estructurales y laminadas tienen respuestas similares en los registros. Afectan menos la capacidad de los yacimientos. El volumen de arcilla máximo tolerable es 15-20 % la mayoría son autígenas. Registros Geofísicos 89 . es necesario tomar en cuenta si la distribución fue laminada (figura 38b).la permeabilidad en un 40% y la arena limpia tendrá un volumen del 60%. los granos de arcilla. en el análisis de arenas arcillosas es arriesgado usar la resistividad de la lutita adyacente. la resistividad de la lutita adyacente es por lo tanto compatible con la lutita en arenas arcillosas. Este tipo de distribución es muy dañino porque una cantidad pequeña de éstas estrangula los poros reduciendo la porosidad efectiva y la permeabilidad. De esta manera. Lutita estructural En ésta. estructural (figura 38c) o arcillas bioturbiditas alogénicas. se asume que en un yacimiento se puede producir hidrocarburo con un 50% de ellas. En todos estos casos el origen es detrítico. El 30% o 40% de éstas es la tolerancia máxima para la producción comercial en este tipo de distribución de lutita. clastos o partículas de lutitas se encuentran intercaladas con granos de arena (figura 38c). Usualmente las arcillas ocurren como granos o clastos y tienen poco efecto en la porosidad y permeabilidad. muestra los tres diferentes tipos de dispersión de la arcilla autígena que pueden ser presentadas en arenas. a. Modo de ocurrencia de las lutitas y arcillas en areniscas ( Asquith. Arcilla dispersa (arcilla autígena) Arcilla estructural (arcilla detrítica) Figuras 38 (a.b. Lutita laminar (arcilla detrítica) Arena limpia d. c) El tipo pore-bridging (ilita) estrangula los poros con arcillas fibrosas que bajan significativamente la porosidad y reducen drásticamente la permeabilidad.c y d). 1998). a) El tipo de partículas separadas consiste principalmente de caolinita que crea plaquetas aisladas que reduce la porosidad y la permeabilidad (figura 39). Registros Geofísicos 90 . b) El tipo pore linning o poro revestido (clorita) forra los granos con barbas formando microporos que atrapan el agua en los poros y reducen significativamente la permeabilidad. La figura 39.b. c. Partículas sin conexión (caolinita) Granos de arena b. Registros Geofísicos 91 . Muestra los tres modos de ocurrencia de la arcilla autígena en las reservas de areniscas (Asquith. 1998). Granos de arena Pore-linning Poro revestido (clorita) c. Granos de arena Pore-bridging Poro en forma de puente (ilita) Figura 39.a. si ésta es alta en el neutrón es resultado de altas concentraciones de iones de hidrógeno en arcillas. En el análisis de arenas arcillosas las fórmulas son usadas para disminuir los valores de saturación de agua por los efectos de lutitas o arcillas. en el análisis de arenas arcillosas es determinar el volumen de arcilla ( Vcl ). Determinación del volumen de arcilla El primer paso.3. nos permite conocer si las arenas son o no consolidadas.1 92 . Registro de Rayos Gamma Determinación del volumen de arcilla. que siempre se debe realizar durante el análisis de registros. por encima de la que obtiene el de densidad. detecta arcillas por un incremento de radiación. Comúnmente las arenas del Terciario son sin consolidar.4 Análisis en arenas arcillosas Para elegir la técnica depende de la información disponible en los datos de los registros. Rayos Gamma (GR). Neutrón-Densidad. Potencial Espontáneo (SP). I GR GRlog GRmin GRmax GRmin Índice de Rayos Gamma Registros Geofísicos 3. detecta arcillas por las deflexiones del SP causado por la pérdida de permeabilidad iónica en arenas arcillosas. detecta la presencia de arcillas por el aumento de porosidad en el registro neutrón. 083 23.2 Vcl 0.4 Donde: Vcl Volumen de arcillas PSP Potencial Espontáneo Pseudoestático (SP en arenas arcillosas) SSP Potencial Espontáneo Estático (SP en arenas limpias gruesas) Registro Neutrón-Densidad Vcl n d nsh dsh Volumen de arcillas 3.3 Donde: I GR Índice de Rayos Gamma GRlog Rayos Gamma para arenas arcillosas (zona a evaluar) GRmin Rayos Gamma mínimo (arenas limpias) GRmax Rayos Gamma máximo (lutitas) Registro de Potencial Espontáneo Vcl 1.0 PSP SSP Volumen de arcillas 3.7IGR 1.33 22IGR 1.0 Volumen de arcillas en arenas consolidadas 3.0 Volumen de arcillas en arenas sin consolidar 3.5 Donde: Vcl Volumen de arcilla n Porosidad del Neutrón en arenas arcillosas d Porosidad del Densidad en arenas arcillosas nsh Porosidad del Neutrón en lutitas adyacentes dsh Porosidad del Densidad en lutitas adyacentes Registros Geofísicos 93 . Vcl 0. por lo tanto. Las arcillas con alta capacidad de cambio de cationes (CEC) tienden a dirigirse hacía la superficie. el volumen de arcilla ( Vcl ) no debe ser determinado por el registro de neutróndensidad.6 Donde: e Porosidad efectiva (registro sónico corregido por arcilla) t log Intervalo de tiempo de transito en formaciones de lutitas (zona a evaluar) t ma Intervalo del tiempo de tránsito de la matriz de la formación t f Intervalo de tiempo de tránsito del fluido (lodo dulce 189 y lodo salado 185) t sh Intervalo de tiempo de tránsito de lutitas adyacentes Vcl Volumen de arcillas Registros Geofísicos 94 . y se usará el valor más bajo obtenido en las ecuaciones de porosidad y arenas arcillosas. porque la presencia de potasio puede causar una sobreestimación. Si éstas forman parte de un yacimiento con gas. Los registros de Rayos Gamma no deben ser usados para determinar el volumen de arcillas cuando están presentes los feldespatos en arenas. Corrección de porosidad Después de determinar los valores del volumen de arcillas ( Vcl ) éstos son usados para corregir la porosidad del registro por efecto de arcilla. ya que el gas puede afectar las curvas del neutrón o densidad.El volumen de arcilla puede ser determinado por la aplicación de los tres métodos. Las fórmulas para la corrección del sónico. densidad y la combinación NeutrónDensidad son: e t log t ma t f t ma t t ma 100 Vcl sh t t t sh ma f Registro Sónico 3. ellos también tienen alto contenido de agua y poseen más efectos pronunciados en las mediciones de registros. 1983) nc n Vcl nsh 3.9 e nc dc 2 2 2 e nc dc 2 1 Para aceite 3.10 Para gas 3.0 para lodos dulces y 1. 8 dc d Vcl dsh 3.e sh ma b Vcl ma ma f ma f Registro de Densidad 3.11 2 Donde: e Porosidad efectiva (registros neutrón y densidad corregidos por arcillas) n Porosidad del neutrón en formaciones de lutitas d Porosidad de densidad en formaciones de lutita Vcl Volumen de arcilla nc Porosidad del neutrón corregida por arcillas Registros Geofísicos 95 .1 para lodos salados) sh Densidad de lutitas adyacentes Combinación del registro Neutrón-Densidad (Dewan.7 Donde: Vcl Volumen de arcillas e Porosidad efectiva (registro de densidad corregido por arcillas) ma Densidad en la matriz en formaciones libres de arcillas b Densidad en formación de lutitas f Densidad del fluido (1. siguiendo el orden de las fórmulas que corrigen las mediciones de éstos por la presencia de lutita o arcilla. Registros Geofísicos 96 . laminada o dispersas). En la tabla 15 se muestran los diferentes métodos de análisis de arenas arcillosas con los registros necesarios para los cálculos. de todos modos la distribución de las arcillas es conocida (estructural. dc Porosidad de densidad corregida por arcillas nsh Porosidad del neutrón en lutitas dsh Porosidad de densidad en lutitas Desarrollo del análisis de arenas arcillosas en el periodo 1950-1980’s Las fórmulas usadas para la corrección de Saturación de agua total ( S wt ) a efectiva ( S we ) depende de la disponibilidad de cierto grupo de registros. Registros Geofísicos 97 . 1998). Métodos y registros utilizados para el cálculo de arenas arcillosas (Asquith.Métodos en arenas Registros Observaciones arcillosas Principio Doble agua Rayos Gamma Compensación Potencial Espontáneo automática Resistividad Sin utilizar registros de 1950’s porosidad Rayos Gamma Finales Compensación Potencial Espontáneo 1950’s automática Resistividad Sónico Rayos Gamma Potencial Espontáneo Arcillas Dispersas 1960’s Resistividad Sónico Densidad Simandoux Rayos Gamma Potencial Espontáneo 1970’s Fertl Resistividad Sónico 1980’s Método de doble agua Neutrón-Densidad Tabla 15. solo se obtenían los registros eléctricos y de porosidad.15 en arenas consolidadas en arenas sin consolidar API° S xo ----- 60-90 Aceite con gravedad alta 40-50 90-95 Aceite con gravedad media 20-40 80-90 Aceite con gravedad baja 10-20 70-80 Gas Tabla 16. la fórmula para calcular la porosidad ( ) a partir de la resistividad (tabla 16) es: a Rmf / R xo t 2 S xo 1 m 3. Porosidad efectiva es entonces calculada.A principio de los cincuenta.13 98 .12 Donde: t Porosidad total derivada de la resistividad (sin corrección de arcillas) Rmf Resistividad del lodo filtrado R xo Resistividad poco profunda o superficial S xo Saturación de agua en zona de fluido abundante a =0. Las unidades API y la saturación de agua de los hidrocarburos y su gravedad.0 a =0. e t 1 Vcl Registros Geofísicos 3.62. m=2.81. m=2. la Saturación de agua efectiva ( S we ) se puede obtener a partir de los métodos de doble agua y de compensación automática. Ro Rb Rw Rw Vcl Rb 1 Vcl t2 Registros Geofísicos 3.14 Donde: Rb Resistividad del agua ligada a las arcillas R sh Resistividad de lutita adyacente t Porosidad total (derivada de la resistividad) Usando el modelo de doble agua.4.14 99 . se calcula la resistividad de las arenas arcillosas si están 100% saturadas de agua ( S w 1. 3.1 Método de Doble Agua. Sin el Registro de Porosidad Primero se calcula la resistividad del agua ligada a las arcillas Rb Rsh t2 3.0 ). ambos sin el registro de porosidad.Donde: e Porosidad efectiva derivada de la resistividad t Porosidad total derivada de la resistividad Vcl Volumen de arcilla Después de calcular la porosidad total ( t ) derivada de la resistividad y la efectiva ( e ). donde la porción de lutitas o arcillas de las rocas tienen una resistividad de agua de R b y el agua libre (sin relación con las arcillas) tienen una resistividad total de R w . Asumiendo que: a =1 m=2.0 Donde: Ro Resistividad mojable (puede ser igual a Rb Resistividad del agua ligada a las arcillas Rw Resistividad del agua de formación Vcl Volumen de arcillas t Porosidad total derivado de la resistividad S we R o Rt 1 2 Rt ) en arenas arcillosas Saturación de agua efectiva 3.15 Donde: S we Saturación de agua efectiva (corregido de arcillas) Ro Resistividad mojable Rt Resistividad total de formación (incluye la roca y el fluido) 3.4.2 Método de compensación automática sin el Registro de Porosidad Este método está basado sobre un entendimiento que la resistividad causada por la presencia de lutita o arcillas ( Rt ) va a ser baja y la porosidad total ( t ) obtenida de la resistividad será alta, el índole alrededor de estos dos efectos permite la compensación de otros pasos. La Saturación de agua efectiva ( S we ) se calcula con la siguiente fórmula: S we a R m w Rt t 1 2 Registros Geofísicos 3.16 100 Donde: a =0.81, m =2.0 a =0.62, m =2.15 En arenas consolidadas En arenas sin consolidar Rw Resistividad de agua de formación Rt Resistividad total de formación (incluye roca y fluido) S we Saturación de agua efectiva t Porosidad total, obtenida de la resistividad sin corrección de arcillas 3.4.3 Método de compensación automática A finales de 1950 el registro Sónico fue agregado al grupo de registros, y así junto con el eléctrico son empleados para la corrección de lutita. La técnica para el análisis de arenas arcillosas es llamada método de compensación automática, que analiza los efectos de baja resistividad ( Rt ) que causan en los registros eléctrico y sónico, lecturas altas de porosidad ( s ) y las fórmulas para la corrección de las arenas arcillosas son: S we 0.81 R 2 w Rt s s t log t ma t f t ma 1 2 3.17 100 t sh t log t ma 100 Vcl t sh t ma t t t t t sh ma ma f f e 3.18 3.19 Donde: s Porosidad del sónico sin correcciones de arcilla (porosidad total) Rw Resistividad del agua de formación Registros Geofísicos 101 Rt Resistividad total de formación (incluye roca y fluido) e Porosidad efectiva S we Saturación de agua efectiva t log Intervalo de tiempo de tránsito en arenas arcillosas (zona a evaluar) t f Intervalo de tiempo de tránsito en el fluido t ma Intervalo de tiempo de tránsito en la matriz t sh Intervalo de tiempo de tránsito en lutitas Vcl Volumen de arcilla 100 t sh = Corrección por compactación, válida sólo para arenas sin consolidar 3.4.4 Método de arcillas dispersas Los registros de densidad fueron añadidos a los de resistividad y sónico. La técnica de arenas arcillosas fue llamada Método de arcillas dispersas en 1963. El Sónico detecta la mezcla de arcillas dispersas con agua en los poros y obtiene valores de porosidad igual a la suma de fracción volumétrica ( t porosidad total). El de Densidad detecta únicamente la porosidad llena de agua. La fracción de arenas limpias en espacios de poros intergranulares ocupado por arcillas es llamado q. q= s d s 3.20 Donde: s = Porosidad del Sónico sin corrección de arcillas (o porosidad total) d = Porosidad de Densidad sin corrección de arcillas La Saturación de agua efectiva es: S we 0. 8 R q 2 q w 2 Rt 2 2 s 1 q Registros Geofísicos 3.21 102 Un cálculo adicional para obtener q (aparte de usar las porosidades del Sónico y Densidad) es por medio de las siguientes fórmulas: q t e t Registros Geofísicos 3. es que la ecuación no requiere un valor para la resistividad de lutita ( R sh ) o volumen de arcilla ( Vcl ) porque el factor de lutita (q) es determinado dentro de las arenas arcillosas. porque la porosidad de Densidad puede ser más grande que la del Sónico (recordar que q en la ecuación asume que s > d ).Donde: S we Saturación de agua efectiva s Porosidad del sónico sin corrección de arcillas (o porosidad total) Rw Resistividad del agua de formación Rt Resistividad total de formación (incluyendo roca y fluido) Un aspecto importante del método de arcillas dispersas.22 Donde: e Porosidad efectiva ma Densidad de la matriz b Valor de densidad para arenas arcillosas f Densidad del fluido sh Densidad de la lutita Vcl Volumen de arcilla El método de arcillas dispersas puede tener una credibilidad pobre en arenas con gas.23 103 . La porosidad efectiva es: ma b f ma e Vcl ma sh f ma 3. el grupo de registros usados incluía el registro eléctrico y la combinación de Neutrón-Densidad.35 a =0.5 Método de Simandoux (1963) S we 2 Vcl C R w 5 e2 Vcl R sh e2 R w Rt R sh 3.26 Donde: S we Saturación de agua efectiva e Porosidad efectiva Registros Geofísicos 104 .24 3.25 Donde: Vcl Volumen de arcilla t Porosidad total e Porosidad efectiva d Porosidad de Densidad s Porosidad del Sónico a =0.q aVcl q aVcl d aVcl s 3. 3.4.25 Areniscas consolidadas Arenas sin consolidar En los setenta. 4.45 Para carbonatos 3.27 Donde: S we Saturación de agua efectiva d Porosidad de Densidad sin corrección de arcillas Rw Resistividad del agua de formación Rt Resistividad total de la formación (incluye roca y fluido) Vcl Volumen de arcilla a =0.25 a =0. Es más fácil de calcular Registros Geofísicos 105 .40 Para areniscas C=0.35 0.6 Método de Fertl (1975) S we 2 a Vcl 1 Rw a Vcl d Rt 2 2 3.R sh Resistividad de la lutita adyacente Rw Resistividad del agua de formación Rt Resistividad total de la formación (incluyendo roca y fluido) Vcl Volumen de arcillas C=0.81 Rw Rt Costa del golfo Rocas de montañas Usado en la costa del golfo La porosidad efectiva ( e ) es calculada por las mismas fórmulas usadas con la ecuación de Simandoux. La técnica de Fertl tiene dos ventajas sobre la técnica de Simandoux: 1. 2.4. Ésta no necesita un valor de resistividad de la lutita adyacente. esto debe ser determinado en el laboratorio y depende de los datos del núcleo. 3. Como ya se ha mencionado frecuentemente. Hay una transformación en el análisis de arenas arcillosas que es intentar usar la Capacidad de intercambio de cationes (CEC) en lugar del Volumen de arcillas ( Vcl ). 4.28 Donde: =0.7 Método de doble agua Para el método de doble agua se presenta la siguiente secuencia: 1. 3. que puede ser importante en áreas de arenas y lutitas consolidadas.5 a 1. se obtiene una mejor medida del impacto de arcillas sobre los registros. la resistividad de las lutitas adyacentes es más alta que las areniscas arcillosas. Cálculo del volumen de arcilla ( Vcl ). Cálculo de la Porosidad efectiva. Calcular la porosidad efectiva a partir la combinación de registros Densidad-Neutrón. Corrección de la porosidad (obtenida del Neutrón y Densidad) por arcilla.0 dsh Porosidad de Densidad en la lutita nsh Porosidad del Neutrón en la lutita Registros Geofísicos 106 . tsh dsh 1 nsh 3. Cálculo de porosidad total en la lutita adyacente.2. Cálculo de porosidad total y Saturación de agua ligada o vinculada t e Vcl tsh 3.30 Sb t Donde: Sb Saturación de agua ligada a las arcillas t Porosidad total e Porosidad efectiva Vcl Volumen de arcillas tsh Porosidad total de la lutita adyacente 6.31 Donde: Rb Resistividad del agua ligada R sh Resistividad del la lutita adyacente tsh Porosidad total de lutita adyacente Registros Geofísicos 107 . Cálculo de la resistividad del agua ligada a las arcillas 2 Rb Rsh tsh 3.5.29 Vcl tsh 3. 7. Cálculo de Saturación de agua total corregida por arcilla R S wt b b 2 w Rwa 3. Cálculo de la Saturación de agua efectiva S we S wt S b 1 Sb 3. Cálculo de la resistividad del agua aparente en arenas arcillosas Rwa Rt t2 3.34 9.32 Donde: Rwa Resistividad del agua aparente en la formación Rt Resistividad profunda de formación t Porosidad total 8.35 Donde: S we Saturación de agua efectiva S wt Saturación de agua total Sb Saturación de agua ligada a las arcillas Registros Geofísicos 108 .33 Donde: S wt Saturación de agua total corregida por arcilla Rw Resistividad del agua de formación Rwa Resistividad del agua aparente de formación Rw S b 1 R b b 2 3. Registros Geofísicos 109 . el participante identificará la importancia de contar con una metodología que le permita realizar evaluaciones de formaciones mediante los datos de registros geofísicos de los pozos. así como su diseño para le tratamiento y análisis de la información de RGP. comprende diferentes apartados o etapas que faciliten el proceso. METODOLOGÍA PARA LA REEVALUACIÓN DE UN CAMPO PETROLERO Objetivo específico: Al término de la unidad. mismos que están enfocados para ser aplicados en un caso práctico y real (figura 40).4. recopilación de la información y el procesamiento adecuado de los datos. con la finalidad de analizar y localizar la ubicación en donde se encuentra el hidrocarburo o zona de interés La secuencia de proceso de evaluación propuesta como una metodología. La metodología propuesta para la revaluación de un campo petrolero tiene una estructura organizada en la adquisición. 1 ETAPA 1 4.dlis Registros Geofísicos 110 .ascii . 4. .lis . para ello se deben importar de acuerdo con uno de los diversos formatos que existen. que consiste en un conjunto de pozos que contiene el campo petrolero a evaluar.las .1 Cargar datos Se crea un proyecto. Metodología para la evaluación de formaciones.1.Figura 40. es importante hacer un censo del tipo de información con que se cuenta (tabla 17). que se tienen que adaptar o dar formato a una escala correspondiente.En esta etapa. B) Cuerpo de carriles conteniendo curvas (tres carriles principales.2. Visualización de la curva Después de una correcta importación de los pozos. cada uno de ellos tiene una o más curvas de registro). Tabla 17. 4. dependiendo del registro que se grafique. el segundo paso es graficar los registros. los principales parámetros son: A) Cabezal de escalas (la indicación de los límites máximos y mínimos de la curva en cuestión). Ejemplo de censo para un campo petrolero.1. Registros Geofísicos 111 . dolomía. buscando anomalías o cualquier respuesta extraña en ellos.1. ya que tienen que coincidir las profundidades. ésta se debe efectuar siempre. y arenisca.2.4. La gráfica dará la tendencia de guía de acuerdo a que mineral es más predominante en la zona donde fue tomado el registro. etc. Registros Geofísicos 112 . Neutrón-Sónico y Sónico- Densidad) Información de Núcleos (si se cuenta con ella) Las gráficas cruzadas cuentan con tres líneas.3 Edición de datos Se realiza una verificación o una prueba de calidad para sustentar si las herramientas de los registros y/o la adquisición de los datos son adecuadas. 4.1 Definición de la matriz Para estimar la matriz de nuestra zona de estudio (formación) existen dos formas principales: Gráficas cruzadas (Neutrón-Densidad. DOL. es decir la línea más concurrida donde caigan los valores dentro de la gráfica (figura 41). Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles de adquisición de datos en la actualidad. es definir los registros. cada una hace referencia a un tipo de mineral (caliza. El primer paso en cualquier análisis de RGP.2 Etapa 2 4. LS. las curvas nos son entregadas en el escritorio con las correcciones ambientales aplicadas automáticamente. SS). unidades. Todas las compañías que se encargan de la adquisición de registros han desarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio. 2. Uno de los principales propósitos de esta gráfica es aportar los valores correspondientes de la Resistividad de la formación y además el coeficiente m (coeficiente de cementación). Gráfica Neutrón vs Densidad del pozo K-3 4.2 Determinación de Rw El Cálculo de Rw se puede llevar a cabo por: Registro SP Gráfica Pickett Crossplot Neutrón-Resistividad El cálculo de Rw se puede obtener por medio de gráficas auxiliares llamadas Pickett (figura 42).Figura 41. Registros Geofísicos 113 . que serán necesarios emplearlos para el cálculo de la Saturación del agua. a (constante litológica). 3 Determinación del volumen de arcilla El cálculo del volumen de arcilla (Vcl).Figura 42. Neutrón). Simandoux. 4. Registros Geofísicos 114 . es necesario para realizar correcciones ya que comúnmente afecta a los registros. de cada registro. la finalidad es hacer más despreciables los errores que puedan ser causados por la presencia de arcilla y que puedan afectar la interpretación. Doble Agua entre otros. Una vez que se calculó. y asimismo hacer lecturas de zonas limpias y zonas sucias. que es el resultado de seleccionar el valor más bajo de arcilla. Indonesia. Independientemente del método se requiere cierta información como: porosidad.2. involucra información adicional de los distintos métodos que pueden ser aplicados. Los métodos más usados son: Archie. posterior a ello. Para la estimación de la curva de Vcl. Gráfica Pickett 4.4 Determinación de Sw El cálculo de saturaciones de agua (Sw). temperatura de Rw. se deben seleccionar los registros con los que se cuenten como (Rayo Gamma. volumen de arcilla. para cada uno de los registros. m y a. SP. Resistividad verdadera. se gráfica para poder visualizar las curva de salida. entre otros. Resistividad. se deberá corregir la porosidad por el efecto de la arcilla o también llamada porosidad efectiva. para cada profundidad.2. coeficiente n. Fertl. Rw. temperatura de formación. pueden obtenerse los valores correctos de porosidad con base en dicho registro en formaciones limpias y saturadas de agua o no. Registros Geofísicos 115 . 3. Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar como varias combinaciones de registros responden a la litología y porosidad. 2. El primer paso de cualquier análisis e interpretación de los registros geofísicos. arcillas. como geología. Cuando se conoce la litología. permeabilidad. densidad y sónico dependen no solo de la porosidad sino también de la litología de la formación.1 Interpretación Durante y al concluir con el proceso de interpretación es importante contar con la recolección de datos que contengan información del yacimiento o formación. entre otros. del fluido en los poros. Identificación de litologías (arenas.5 Determinación de la litología Las mediciones de los registros neutrón.2. es la Interpretación cualitativa que consiste en dar una idea general al conjunto de registros con el fin de identificar diferentes zonas: 1. y en algunos cados la geometría de la estructura porosa. RGP adicionales y núcleos. saturación de hidrocarburos. 4. dolomías. Localización de zonas permeables. volumen de arcilla.3 Etapa 3 4. geofísica (secciones sísmicas). gas). La interpretación de registros permite describir los parámetros medibles en los parámetros petrofísicos como porosidad.4. litología.3. calizas.). y en consecuencia los parámetros de la matriz. anhidrita. Contenido de fluidos en zonas permeables (agua. aceite. etc. 3 Identificación de la zona de interés Una vez procesados los pozos que integran el campo petrolero.). salinidad del lodo. ahí se encuentra el o los yacimientos petroleros de acuerdo con los datos cualitativos y cuantitativos arrojados por la interpretación de los registros Geofísicos de Pozos. Condiciones del agujero que pueden afectar la respuesta de la herramienta (agujero uniforme. rugosidad.2 Cálculo de la Saturación de hidrocarburo (so) Para determinar la saturación de hidrocarburo dentro de la porosidad.1) 4. etc.4. se marcan las cimas de las formaciones y se hace una correlación en donde se integran los datos que hacen referencia a la geología presente en cada formación. el más sencillo es usar la siguiente ecuación: (4. cavernas.3.3. 4. Registros Geofísicos 116 . existen varios métodos. cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido. su medición dentro de un laboratorio y los factores que afectan. que tenían como objetivo procesar los requerimientos diarios de agua potable del pueblo de Dijon (Francia). Henry Darcy fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de fluidos a través de medios porosos. Existen tres tipos de permeabilidad: Absoluta Efectiva Relativa La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. PERMEABILIDAD Objetivo específico: Al término de la unidad. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase. su importancia que tiene dentro de los registros geofísicos. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.5. Darcy publicó su trabajo. en el que se describían estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada. En 1856. el participante reconocerá la capacidad de una roca para admitir el flujo de fluidos. Registros Geofísicos 117 . así como los tipos de permeabilidad. la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso. ) Donde Krx = Permeabilidad relativa de la fase x.1. por ello. el número total de canales que permiten el flujo se reduce y la capacidad que tiene la roca de permitir el flujo de fluidos es menor. entonces la sumatoria de las permeabilidades relativas (que tienen como base la permeabilidad absoluta) no puede ser mayor que 1. (K) Sx max = Permeabilidad efectiva de la fase x medida a la saturación máxima de dicha fase. son bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en el medio poroso. (5. K = Permeabilidad absoluta. Debido a que la sumatoria de las permeabilidades efectivas no puede ser mayor que la permeabilidad absoluta. La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso. se generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de los fluidos a través del medio poroso. implica la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares. La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base se define como permeabilidad relativa. Kx = Permeabilidad efectiva de la fase x.2) Registros Geofísicos 118 . se pueden usar dos bases diferentes: (5. Dependiendo del propósito con el que se desean utilizar las curvas de permeabilidad relativa.La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la permeabilidad absoluta. por lo tanto. debido a las siguientes razones: Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola fase. Estas relaciones no son totalmente certeras. En registros de pozo tener el dato de permeabilidad puede ser usado para ubicar zonas en donde puede o no estar atrapado el hidrocarburo o conocer como migran estos hidrocarburos. donde c está en función de la tortuosidad. y generalmente es del orden de 1% a 3% en areniscas Mavko et al (2009). (5. es el diámetro de grano. Raiga-Clemenceau (1977) dio una relación entre permeabilidad y exponente de cementación en la ecuación. algunas relaciones ya publicadas como la de Kozeny Carman que es aplicada en este trabajo fue publicada por Mavko et al (1997) introduciendo la porosidad de percolación .1 Importancia en Registros Geofísicos No existe un registro geofísico que mida la permeabilidad como tal. pero por lo general las mediciones para la permeabilidad se realizan en laboratorio y se apoyan de las relaciones de la permeabilidad y otras propiedades para obtener mejores resultados. es tortuosidad.4) Otra relación entre porosidad. tamaño de grano y el factor m. pero es posible calcular la misma con algunas relaciones de porosidad. Ahora. (5.3) Donde es permeabilidad.5. Registros Geofísicos 119 . pero existe una gran variedad de relaciones propuestas por los científicos para diferentes casos. áreas. y es porosidad. permeabilidad y coeficiente m fue publicada por Olsen (2008). la porosidad de percolación corresponde a porosidad abajo mostrada donde la porosidad remanente es desconectada y no contribuye al flujo. (5. La medición de la permeabilidad en tapones tomados perpendiculares a la dirección de flujo. Los análisis rutinarios de núcleos. generalmente utilizan tapones de núcleos tomados paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. Figura 43. puede variar en función a la dirección a la que es medida. La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del yacimiento (Kh).php) Registros Geofísicos 120 . el análisis del núcleo completo proporcionará resultados más exactos que el simple análisis de tapones de núcleos.2.2 Mediciones en laboratorio 5.lacomunidadpetrolera.1 Determinación de la permeabilidad absoluta La permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas del núcleo). Tapones de núcleo y permeabilidad asociada.5) 5. La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso. permiten la determinación de la permeabilidad vertical del yacimiento (Kv).com/cursos/propiedades-de-la-rocayacimiento/procedimientos-para-medir-la-porosidad. Si la roca no es homogénea. (http://www. La figura 43 ilustra el concepto de los tapones de núcleos y la permeabilidad asociada a cada uno de ellos. por lo tanto. La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del mismo o cuando se limpia y prepara para los análisis. debido a la heterogeneidad del yacimiento.6) Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes condiciones: Flujo laminar (viscoso). Estos factores son: La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento. con la finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca. Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso. He o aire. Registros Geofísicos 121 . debido a que sólo son seleccionadas las mejores partes del núcleo para el análisis. La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad μ conocida a través del tapón de núcleo. El proceso de muestreo puede ser modificado. al que se le han medido las dimensiones (A y L). Usualmente se utilizan gases secos como N2. Resolviendo la ecuación de Darcy para la permeabilidad se tiene: (5. Luego se determina la tasa de flujo q y la caída de presión ∆P.Existen muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de error en la determinación de la permeabilidad de un yacimiento. El núcleo extraído puede encontrarse incompleto. para determinar la permeabilidad. No reacción entre el fluido y la roca. Figura 44.2 Permeámetro a gas Es un instrumento que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas. (http://www. el manómetro (5). la válvula reguladora de presión (6). el termómetro (3). la válvula de tres vías (7) y la conexión de entrada de gas (8) los que están interconectados y ensamblados en un panel o caja principal (9) con un marco adecuado para la instalación de pared.dspace. El núcleo del yacimiento es hermetizado en la celda porta núcleo para que el gas que ingresa a la celda atraviese completa y exclusivamente la muestra.pdf) Registros Geofísicos 122 . tal como se muestra en la figura 44. 5. Permeámetro de gas.ec/bitstream/123456789/135/1/195. el flujómetro de rango triple (4).Las mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo (laminar). forzando el flujo de un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas. Para altas tasas de flujo.edu. El equipo está conformado por el porta núcleo (1). para después salir a la atmósfera. la prensa porta núcleo (2). la ecuación de Darcy es inapropiada para describir la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión.2.espol. Con base en sus experimentos de laboratorio.2. La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire.2. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado diferencial de presión. especialmente si el agua es dulce. muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido. hay que tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra.4 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medición. El efecto se disminuye si se usa agua salada.5 Reactividad de los líquidos La Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio poroso. En ciertos casos. que la velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero. siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido. También se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra.2. los gases se deslizan en las paredes de la roca. que se hidratan y aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con agua. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. 5. el medio poroso contiene sustancias activas. Cuando es líquido el fluido usado.3 Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. principalmente arcillas. y desaparece si se mide la permeabilidad usando un líquido que no sea polar. como el kerosén. En otras palabras. 5. mientras que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto. Registros Geofísicos 123 .5. la permeabilidad calculada disminuye. Klinkenberg postuló. Klinkenberg también encontró que para un determinado medio poroso al aumentar la presión promedio. cuya permeabilidad es determinada por la nueva geometría. Registros Geofísicos 124 . Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. más bien resulta en un nuevo medio poroso. cambiando parcialmente la forma de los canales de flujo dentro del núcleo. La compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60% de reducción de permeabilidad. lo más lógico es medir la permeabilidad usando el fluido en cuestión o una solución de la misma salinidad y pH.Para problemas de ingeniería que requieren el flujo de un fluido que reacciona con la roca. Se le permite a la roca expandirse en todas direcciones. Este fenómeno no disminuye el valor de la Ley de Darcy. 5.2.6 Presión de sobrecarga Cuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de confinamiento son removidas. 6. TEORÍA DE PRESIÓN DE PORO Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante explicará la presión de formación, en la que se encuentran confinados los fluidos en el espacio poroso de la formación así como sus distintas clasificaciones. La presión de formación, también conocida como presión de poro (Pp), es aquélla a la que se encuentran confinados los fluidos en el espacio poroso de la formación, que pueden ser gas, aceite y/o agua salada. Para entender las fuerzas responsables que provocan la presión de poro se deben de considerar los eventos geológicos en la zona de interés. Figura 45. Distribución de la presión de formación en sedimentos deltaicos someros. Un ejemplo, se muestra en la figura 45 y ocurre en los sedimentos someros que fueron depositados lentamente en un ambiente de sedimentación deltaico, el material detrítico se transporta por el río hacia el mar; los sedimentos formados inicialmente no están consolidados y tienen porosidades y permeabilidades relativamente altas; el agua de mar mezclada con estos sedimentos permanece en comunicación ejerciendo una presión hidrostática. Registros Geofísicos 125 Una vez que la sedimentación sucede, el peso de las partículas sólidas se soporta por el punto de contacto grano a grano; por lo tanto, la presión hidrostática del fluido contenido en los espacios porosos de los sedimentos depende solamente de la densidad del fluido. Conforme la profundidad incrementa y la sedimentación continúa, los granos de la roca previamente depositados están sometidos a una carga mayor, teniendo como resultado una mayor compactación y una menor porosidad. Durante la compactación, mientras exista un flujo relativamente permeable, el agua se va desalojando de los espacios porosos hacia la superficie hasta alcanzar un equilibrio hidrostático. Finalmente, la presión de formación o poro puede clasificarse como subnormal, normal y anormal. 6.1 Presión subnormal La presión subnormal de formación es menor que la presión normal, se define como la presión hidrostática que ejerce una columna de agua dulce a la profundidad considerada. Generalmente estas presiones se encuentran en zonas donde las formaciones poseen un alto esfuerzo matricial y alta porosidad. 6.2 Presión normal Cuando la presión de formación es aproximadamente igual a la presión hidrostática teórica a la profundidad de interés, se considera que es una presión de formación normal; esta presión regularmente se expresa como un gradiente hidrostático. En general, la presión de formación normal es la presión hidrostática ejercida por una columna de agua de 80,000 ppm de NaCl, cuya densidad es de 1.074 g/cm3 desde la superficie hasta la profundidad de interés. Registros Geofísicos 126 6.3 Presión anormal El término presión de formación anormal se usa para describir las presiones de formación que son mayores que la normal. El fenómeno de presión anormal en una cuenca sedimentaria ha sido atribuido a dos procesos principalmente: (1) el incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible, y (2) la expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado. La habilidad para que cada uno de estos mecanismos genere presiones superiores a la presión normal depende de la roca, de las propiedades del fluido y de su rango de cambio, bajo el rango normal de las condiciones de la cuenca. Las magnitudes de las presiones anormales varían de cuenca a cuenca. Las condiciones de la cuenca que favorecen una magnitud mayor de presión anormal, desde el punto de vista de esfuerzos, son un alto índice de sedimentación y/o fuerzas compresivas laterales. Un alto índice de sedimentación crea un incremento rápido de temperatura, que a la vez favorece a la presión anormal, desde el punto de vista de los mecanismos de expansión de los fluidos. Otra alternativa para alcanzar un incremento rápido de temperatura es por procesos magmáticos y tectónicos. A continuación se presenta una explicación breve de los principales procesos que contribuyen a la generación de presiones anormales: 6.3.1 Incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible El incremento en el esfuerzo vertical durante la sedimentación, produce un desalojo incompleto de agua en los sedimentos, ocasionando que parte del peso de la carga de las formaciones suprayacentes sea soportado por los fluidos, con lo que se genera una presión de poro mayor. A este mecanismo, comúnmente se le llama “Desequilibrio de Compactación” y la manifestación física sobre la roca es una presión de poro excesiva, acompañada de una alta porosidad, en relación con una roca a la misma profundidad con presión normal y totalmente compactada. Registros Geofísicos 127 en este modelo se simuló la compactación de arcillas saturadas con agua. se empleará el modelo de Terzaghi y Peck. por resortes y agua. está definida por. que a su vez están representadas por los platos perforados. El esfuerzo vertical o de sobrecarga se simula a través de un pistón. Representación de modelo de Terzaghi y Peck. En la etapa A de la figura 46. ya que se mantiene cerrada la válvula de drene que no permite escapar el agua del sistema. “λ”. es decir incrementando el esfuerzo vertical (σv). los resortes representan la comunicación entre las partículas de arcillas. la carga es soportada totalmente por la misma agua.2. incrementando la presión del fluido. Como el agua es casi incompresible. El tubo tiene una válvula de drene y un manómetro. Pp. La relación entre la presión (Pp) y el esfuerzo vertical (σv). Registros Geofísicos 128 . se muestra que al aplicar presión sobre el plato superior. Como se muestra en la figura 6.1) Figura 46. mediante un tubo cilíndrico con platos de metal perforados y separados entre sí. la altura de los resortes permanece sin cambio. (6.Para entender el proceso de compactación causado por el esfuerzo vertical. En todos los mecanismos anteriormente mencionados.6. craqueo de gas. Adicionalmente. Las causas de la expansión del fluido son: deshidratación de las arcillas. Dichas ecuaciones son: Registros Geofísicos 129 . 6. transformación de esmectita a illita.2 Expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado La presión anormal se crea por la expansión de los fluidos en las rocas de baja permeabilidad.4 Método de Eaton para Presión de Poro Este método fue desarrollado por Eaton.3. precipitación mineral y reacciones de la cementación. en donde el volumen de los fluidos intersticiales incrementa con el mínimo cambio en la porosidad y en un rango que no permite la disipación efectiva del fluido. la magnitud de la presión anormal está controlada por el rango de cambio del volumen y por las propiedades de la roca sedimentaria donde sucede el cambio. la expansión de los fluidos y de la roca ocurre debido al incremento de temperatura con respecto a la profundidad. maduración de las rocas madre. en donde básicamente se obtuvieron cuatro ecuaciones para la predicción del gradiente de la presión de formación a partir de registros geofísicos y de parámetros de la perforación. Cn es la conductividad normal. Co es la conductividad observada. Registros Geofísicos 130 .1 Presión de Fractura (Método de Eaton) La presión de fractura es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de poro y la resistencia de la formación (esfuerzo matricial mínimo). pero no fluirá a una distancia significante dentro de los espacios porosos de la roca. Como la presión del fluido fracturante se incrementa (sobrepasando la presión de poro). esta resistencia depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que esté sometida. Un fluido no penetrante es el que fluirá dentro de la fractura creada. Para que el fluido fracturante entre a la cavidad. la matriz de la roca empieza a comprimirse. La compresión es mayor en la dirección del esfuerzo matricial mínimo. su presión debe exceder la presión del fluido que se encuentra en los espacios porosos de la roca. to es el tiempo de tránsito observado.En las ecuaciones anteriores Rn es la resistividad normal. Ro es la resistividad observada. 6. tn es el tiempo de tránsito normal.4. ocurre la fractura. han sido usadas para la aproximación de la presión de fractura. Algunas de éstas son adecuadas para cierta área. Preferentemente la orientación de la fractura es perpendicular al esfuerzo mínimo principal (figura 47). Sin embargo. Un gran número de ecuaciones teóricas o desarrolladas en campo. Una fractura se inicia cuando Smin cae por debajo de la resistencia a la tensión de la formación. Esto es una razón que confirma que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales. Debido a esto. a medida que aumenta la profundidad. Figura 47. Registros Geofísicos 131 . se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Las formaciones superficiales sólo presentan la resistencia que es debida por la cohesión de la roca. la experiencia confirma que las fracturas creadas en las formaciones someras pueden ser horizontales.Cuando la presión del fluido fracturante excede la sumatoria del esfuerzo matricial mínimo y la presión de poro. mientras que otras requieren una retrospección basada en registros eléctricos tomados después de que se ha perforado el pozo. Asumiendo que las formaciones de la Tierra son elásticas. σh’ y el esfuerzo vertical efectivo.5 Determinación de la magnitud del esfuerzo vertical. v (Método de la integral) El esfuerzo vertical se incrementa únicamente con la profundidad.02 KPa/m (1 psi/pie).09 KPa/m (1. 6.842 psi/pie) para una formación geológicamente joven a 1500 m y tan alto como 27.7 KPa/m (0.288 psi/pie) para una formación de mayor tiempo geológico por debajo de los 6000 m. el esfuerzo vertical se calcula a partir de: Registros Geofísicos 132 . éste puede ser tan bajo como 17. Un valor promedio del gradiente de esfuerzo vertical es 21. σv’. El esfuerzo vertical varía de un lugar a otro y debe de calcularse para cada zona en especial.6) La relación de Poisson (v) puede determinarse por medio de velocidades de onda compresional y de cizallamiento. por los módulos de elasticidad o por pruebas de laboratorio. Este método es uno de los más utilizados a nivel mundial para predecir gradientes de presión de fractura. En pozos terrestres. a través de la relación de Poisson: (6. Eaton relacionó el esfuerzo horizontal efectivo. tanto en pozos terrestres como en marinos. Matemáticamente se representa como: (6.02 gr/cm3 (8.8) Donde: pb= es la densidad volumétrica de la roca. ρfl= es la densidad del fluido de la formación es la porosidad. Registros Geofísicos 133 . resultando la siguiente ecuación: (6.7) Donde: g= es la constante gravitacional ρb= es la densidad volumétrica. Para calcular el esfuerzo vertical de un pozo en costa afuera se considera adicionalmente el tirante de agua de mar con densidad de 1.(6. con la densidad de los fluidos y con la porosidad.9) Donde: pa= es la densidad del agua de mar.5 lb/gal). La densidad volumétrica a cierta profundidad está relacionada con la densidad del grano de los sedimentos. ρma= es la densidad de la matriz de la roca. principalmente. Registros Geofísicos 134 . D= es la profundidad de interés. a la variación de la porosidad de los sedimentos y a la compactación. Usualmente el cambio de la densidad volumétrica.Da= es la longitud del tirante de agua. Dicho cambio se debe. se determina por medio de registros geofísicos. con respecto a la profundidad. modo de operación y sus aplicaciones. 7. Registros Geofísicos 135 . de corte y Stoneley de un pozo (lentitud como el inverso de la velocidad y corresponde al intervalo del tiempo de tránsito medido por las herramientas sónicas convencionales). el participante aprenderá a utilizar las herramientas modernas que permiten medir las formaciones de los fluidos de los pozos. Con esta herramienta se pueden medir en formaciones duras y suaves (velocidades de la onda de corte que sean más rápidas que la velocidad del fluido del pozo).1 Registro Sónico Dipolar (DSI) El DSI combina ocho arreglos de receptores.7. Esta herramienta permite obtener las lentitudes compresionales. La sonda incorpora los transmisores monopolar y bipolar (cruzado) con un arreglo de hidrófobos configurable electrónicamente (figura 48). HERRAMIENTAS MODERNAS Objetivo específico: Al término de la unidad. del espaciamiento entre transmisores y receptores. algunos de ellos se combinan para tener mejor resolución vertical. Registros Geofísicos 136 . 2000).1. Crossed dipole mode (Modo dipolar cruzado).Figura 48. lentitud del a onda P y S. Los modos disponibles son: Upper and lower dipole modes (Modo dipolar ascendente y descendente).1 Modos de Operación El DSI tiene diferentes modos de adquisición. Se cuenta con ocho canales para detectar formas de onda (figuras 49 a 52). Esquema de la herramienta DSI (Schlumberger. La profundidad de investigación con esta herramienta depende del tipo de formación. 7. Diámetro de la herramienta 3 5/8 in (9. Registros Geofísicos 137 . Intervalo de muestreo 6 in (15.24 cm).2 cm).5 in (13. Velocidad máx. Stoneley mode (Modo Stoneley). Longitud de la herramienta 51 ft (15. del registro 900-3. Presión 20 kpsi (13. Tamaño de pozo máximo 21 in (53. P and S mode (Modo P y S).8 kPa). Tamaño de pozo mínimo 5.600 ft/hr.9 cm).5 m). Especificaciones de la Herramienta: Rango de Temperatura 350° F (175° C).3 cm). Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento y mostrando los ocho detectores para cada caso. Registros Geofísicos 138 .Figura 49. Figura 51. se indica usando un código de colores para señalar la coherencia. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento. mostrando un detector o arreglo.Figura 50. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento. Registros Geofísicos 139 . mostrando un detector o arreglo. Presentación del registro DSI para un sólo modo de funcionamiento. mostrando un detector o arreglo. Registros Geofísicos 140 .Figura 52. Las figuras 53 y 54. muestran el procesamiento de semblanza para un registro DSI. Figura 53. Registros Geofísicos 141 . Selección de las frecuencias (filtro para la semblanza). Figura 54. Resultado de semblanza para un arreglo. Registros Geofísicos 142 . 7. Figura 55. escala y principio del registro de Neutrones Pulsados Compensados.En la figura 55 se visualizan las diferentes tipos de ondas que se pueden observar en un registro DSI para fines ilustrativos.2 Registros de Neutrones Pulsados Compensados (PNC) La tabla 18 y la figura 56. Registros Geofísicos 143 . muestran un resumen del funcionamiento. aplicación. Localización de los diferentes tipos de ondas obtenidas con la herramienta DSI. La relación por la que estos neutrones son capturados depende de la sección transversal o sigma (área efectiva en la que un neutrón puede ser capturado por un núcleo atómico. que es usada para discriminar entre el hidrocarburo y el agua salada. u c (Coconi. y que además va a verificar un modelo matemático que va a incluir los efectos de difusión. Registro de Neutrones Pulsados Compensados. Este índice es aproximadamente de tipo exponencial. Esta herramienta. Diagnosticar problemas de producción.Principio de medida del registro PNC (en este caso es un TDT de la compañía Schlumberger). Los rayos gamma de captura. va ayudar a compensar las mediciones por efecto de hoyo. Registro TDT (Tiempo de Decaimiento Termal) Principio de medición Escalas y unidades Usos prácticos La profundidad esta en metros (m). Ya que sus secciones transversales de captura o sigma son muy diferentes. lo que quiere decir que esta herramienta puede ser corrida en pozos entubados. que son emitidos y contabilizados mediante uno o más detectores en la sonda mediante diferentes compuertas de tiempo (electrónicamente activadas).. Va a medir el índice de captura denotado por una sigma. monitorear la deflexión. • • • Se usa para evaluar pozos viejos. Schlumberger. la del cloro es mucho más larga que la del hidrocarburo. 2000.Figura 56. 2000) que es característica de los elementos presentes en la formación. la unidad de medida es cm-1 o unidades de captura. Registros Geofísicos 144 . Esta herramienta va emitir pulsos de neutrones rápidos y va a medir el índice a la que el nivel de energía de los neutrones es capturada. Tabla 18. La característica principal es su sensibilidad al cloruro de sodio en el agua (tabla 19).El registro PNC está diseñado para diferenciar el agua y el aceite de la formación en pozos entubados. Registros Geofísicos 145 . Valores principales de Sigma para diferentes litologías y tipos de fluidos. Tabla 19. y producir como resultado la emisión de rayos gamma. que al interactuar con los núcleos de los átomos de la formación reducen su nivel de energía. para proporcionar los parámetros de la formación (figuras 57 y 58).2.7. Diagrama del decaimiento termal de los neutrones. hasta ser capturados. Registros Geofísicos 146 . Figura 57.1 Física de la Medición Se realiza por la emisión de neutrones de 14 MeV de una fuente artificial (Minitrón). los que son detectados y medidos por la herramienta. saturación de agua. proporciona los parámetros del yacimiento tales como: volumen de arcilla.2.2 Aplicaciones El registro PNC procesado con los registros originales. contactos agua/aceite. Registros Geofísicos 147 . auxiliar en la correlación con los pozos vecinos para detectar y seleccionar zonas de interés para las reparaciones mayores y futuros proyectos (figura 59). presencia de gas. Esquema donde se observa como varía Sigma del agua para diferentes salinidades. cambios de litología. 7.Figura 58. porosidad actual. Es posible también obtener una porosidad a partir del registro PNC. Registros Geofísicos 148 e . Ejemplo de registros PNC y su aplicación. Dicha porosidad en función de la Sigma del registro y del ratio o cociente.VOLUMEN DE ARCILLA AUXILIAR EN LA CORRELACION VOLUMEN DE FORMACION Ø INDICADO R DE GAS Figura 59. usando la gráfica de la figura 60. Figura 60. Registros Geofísicos 149 . Gráficas para estimar la porosidad en función de la Sigma y la relación o ratio. Las correcciones a los datos de pozo por volumen de arcilla. por lo tanto es necesario saber con que registros se cuenta. La metodología que se diseñó para el tratamiento y análisis de la información de RGP demostró entregar resultados confiables en cuanto a los cálculos de porosidad. además de posibles técnicas que faciliten la explotación de los hidrocarburos en dicha zona. permitiendo por lo tanto definir zonas de interés. la que más afecta la porosidad es la dispersa ya que estrangulan los poros reemplazando el fluido. así como en lo referente a la saturación de fluidos. El volumen de arcilla tolerable está entre 15 y 20% En cada método se utiliza un cierto grupo de registros que pueden ser diferentes a otro método. es debido a que la arcilla generalmente alteran los valores de porosidad y saturación de agua. de los porcentajes de los minerales contenidos en las formaciones estudiadas. El conocimiento del principio de medición de las herramientas de registros geofísicos. es una herramienta muy útil para entender las respuestas que tiene cada uno de ellos con respecto a cierto tipo de litología o a las distintas condiciones que presenta la formación. De los tres tipos de lutita: laminar. es una herramienta muy valiosa ya que nos da un panorama claro y generalmente fiel de las condiciones que tiene el pozo de estudio. estructural y dispersa. pero son debido a la presencia de arcillas.CONCLUSIONES Se puede concluir que la evaluación de formaciones mediante datos de registros geofísicos de pozos. Es importante tener un control adecuado en arenas arcillosas. ya que muchas formaciones arcillosas pueden dar valores que son indicativos de hidrocarburos o propiedades petrofísicas adecuadas. Registros Geofísicos 150 . pero no todos tienen buenos resultados de Saturación de agua efectiva. debido a que el método de Fertl utiliza la combinación del Neutrón-Densidad y el registro de densidad presenta valores que tienen alteraciones por la presencia de gas que se puede determinar cualitativamente y con ello descartar el método que utilice este registro. se realizaron los métodos. Fertl o de doble agua (1980) en formaciones sin gas y si se cuenta con todos los registros.En el ejemplo 1. Se recomienda usar los métodos de compensación automática y de arcilla dispersa cuando se tenga presencia de gas. Usar Simandoux. El método de arcilla dispersa se debe utilizar cuando se esté seguro de estar trabajando en una zona con este tipo de depositación (dispersa). Registros Geofísicos 151 . 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Datos Reales en Arenas Arcillosas Para el cálculo de saturación de agua efectiva se utilizan los métodos que se plantearon en el Capitulo III con los datos del POZO-A que se encuentra en una zona de arenas-arcillosas. Figura 61. Sónico. Resistivos. Densidad y Calibración.ANEXO Ejemplo 1. utilizando los siguientes registros: Rayos Gamma. el intervalo es de 3000 a 3100 metros..Registro en arenas arcillosas. Registros Geofísicos 155 . donde las arenas no son consolidadas (datos proporcionados por el geólogo de pozo). intervalo de 3000 a 3100 m. Neutrón.
Report "Manual Del Participante Registros Geofísicos PRELIMINAR"