REGISTROS DE POZOSTEMA 3. PROPIEDADES PETROFISICAS Dra. Ingrid Natalia Muñoz Quijano Docente Universidad Surcolombiana Facultad de Ingeniería Programa Ingeniería de Petróleos Neiva, 2016 IMPORTANCIA La PETROFÍSICA permite, a partir del conocimiento de la roca, la selección y utilización de MODELOS FÍSICOS Y/O RELACIONES EMPÍRICAS para entender la respuesta de los REGISTROS DE POZO en términos de las PROPIEDADES FÍSICAS DEL SISTEMA que son de interés técnico-económico. Tipos: Convencional: Litología, Espesor Neto, Porosidad, Tipo de Fluidos y Saturación, Permeabilidad. Sísmica: Propiedades Elásticas y Acústicas de las Rocas. Mecánica: Propiedades Mecánicas y Mecanismos de Falla. Los análisis petrofísicos permiten… Estudio e Integración de: Propiedades del Medio Poroso —compuesto por roca y fluido — e.g., porosidad, permeabilidad, mineralogía, mojabilidad, presión capilar, módulos elásticos, resistencia a la compresión, etc.. Medidas de Herramientas de Registro que utilizan fenómenos físicos —como la propagación de ondas electromagnéticas y acústicas, la radiactividad natural e inducida, etc.—, para muestrear el subsuelo. Modelos Petrofísicos —analíticos o empíricos— que explican las relaciones entre propiedades de la roca y respuesta de las herramientas geofísicas. Información de Soporte para un Estudio Petrofísico Cortes y/o Corazones: • Fluorescencia. SFTT) Parámetros de Perforación Datos de Cromatografía de Gases . Mojabilidad. Corte • Descripción Sedimentológica • Secciones Delgadas. y Permeabilidad Relativa • Propiedades Eléctricas y Mecánicas Registros Convencionales Registros de Mud Logging Registros de Imágenes Datos de Presión de Poro (MDT. Análisis Mineralógico • Análisis Petrofísicos Básicos (f y K) • Microscopía Electrónica y Difracción de Rayos X • Presión Capilar. R (m) Textura (mm) Permeabilidad. f (%) Resistividad. S (%) Radiactividad. k (md) Potencial espontaneo. t (seg/pie) – Son características – Dependen de las – Estas son las propiedades fundamentales del primarias. PROPIEDADES DE LA ROCA Primarias Secundarias Terciarias (definitivas) (dependientes) (latentes) Composición (%) Porosidad. SP (mV) Estructuras sedimentarias (m) Saturación. – Influencian las demás permeabilidad propiedades – Conociendo las propiedades primarias se tiene idea cualitativa de la calidad del yacimiento Fuente: Camargo. Ejemplo la medidas en la cara del pozo por Yacimiento Porosidad y registros geofísicos. (API) Morfología (descriptiva) Densidad. 2008 . 2008 Fuente: Camargo. b (g/cm3) Tiempo de viaje del sonido. 2008 . Porosidad secundaria o epigenética formada después de la depositación. POROSIDAD Volumen de poros f (%) (100 ) Volumen total de roca Desde el punto de vista de su origen se distinguen dos tipos de porosidad: Porosidad primaria o singenética constituida por los espacios vacíos que quedan entre los granos durante la depositación de los sedimentos. Fuente: Camargo. a consecuencia de la facturación y/o de la disolución calcárea. el agua connata permanece inmóvil y por tanto no ofrecen permeabilidad alguna. Fuente: Camargo. POROSIDAD (cont. que debido a su tamaño subcapilar.) Desde el punto de vista de su la comunicación ente poros: Porosidad absoluta o total (ɸt): esta porosidad incluye tanto los poros intergranulares de la arenisca como los poros subcapilares del shale Porosidad Efectiva (ɸe): esta porosidad incluye sólo los poros intergranulares comunicados entre sí. 2008 . que garantizan permeabilidad. Se excluye los poros del shale. POROSIDAD (cont.) Ф (%) CLASIFICACIÓN 0–5 Despreciable 5 – 10 Baja 10 – 15 Regular 15 – 20 Buena > 20 Muy buena Porosidad de reservorios detríticos (Levorsen. 1956) Fuente: Camargo. 2008 . debido a que están fracturadas. existen areniscas con producción comercial.) La práctica mundial ha demostrado que para que un reservorio arenoso tenga producción comercial. No obstante. por debajo de este límite. De otro lado. POROSIDAD (cont. debido a que poseen porosidad secundaria adicional a la porosidad primaria. existen reservorios carbonatados con buena producción comercial con porosidades de tan solo 6%. su porosidad primaria debe ser mayor o igual a 9%. 2008 . Fuente: Camargo. es decir. La Disolución de Minerales a través de aguas circulantes.) Factores de que depende la porosidad: El Escogimiento de los Granos. Grado de Cementación. La Granulación (el proceso por el cual los granos se rompen por presión de sobre carga). POROSIDAD (cont. . La Angularidad y grado de redondez. POROSIDAD (cont.) Porosidad en Areniscas. medida mediante varias técnicas de laboratorio . muy bueno si la geometría del • hueco es buena y no hay gas. fN . fS-Wyllie = f(tma y tf ) • Neutrón: directamente.g. • Sónico: varios modelos. y t • Resonancia Magnética Nuclear . e.) Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros Análisis Petrofísicos Básicos.. después de múltiples correcciones • Crossplots: entre b . POROSIDAD (cont. de Núcleos Porosidad Visual de Petrografía Registros: • Densidad: asumiendo ma yf . K= permeabilidad absoluta (en darcies) Q= flujo por unidad de tiempo (en cm/seg) μ = viscosidad del fluido (en centipoise) Q K A= área seccional de flujo del medio poroso A(P / L) (en cm2) L= longitud del medio poroso (en cm) ΔP= presión diferencial (en atmósferas) La unidad de la permeabilidad es el darcy (D) que es igual a 1000 milidarcies (mD). K. es la habilidad de una roca reservorio de permitir el paso de fluidos. 2008 . PERMEABILIDAD La permeabilidad. Fuente: Camargo. la permeabilidad es controlada por Donde: la distribución espacial y el tamaño de los poros. 1982) Fuente: Camargo.) K (mD) CLASIFICACIÓN 1 – 15 Mala a regular 15 – 50 Moderada 50 – 250 Buena 250 – 1000 Muy buena >1000 Excelente Permeabilidad de reservorios de petróleo y gas (Dresser Atlas. 2008 . PERMEABILIDAD (cont. de dicho fluido. y la permeabilidad absoluta.) Permeabilidad absoluta (Ka): se define como la habilidad de transmitir un fluido cuando la roca reservorio está 100% saturada de ese fluido. Ka. Ke Kr Ka Fuente: Camargo. Ke. 2008 . Permeabilidad relativa (Kr): se define como la razón entre la permeabilidad efectiva de un fluido a saturación parcial. PERMEABILIDAD (cont. Permeabilidad efectiva (Ke): se define como la habilidad de una roca reservorio de transmitir un fluido cuando la roca esta saturada por dos o más fluidos no miscibles como son el agua y el aceite. Krw. aumenta la cantidad de agua que produce un reservorio y en consecuencia disminuye la permeabilidad relativa del aceite Kro. un pozo produce gas o aceite secos. hidrocarburos libres de agua porque en este caso la permeabilidad relativa del aceite Kroes máxima (cercana a 1). 2008 . En la medida que aumenta la permeabilidad relativa del agua. 1991) Cuando la permeabilidad relativa del agua Krwen un reservorio es igual a 0. PERMEABILIDAD Curvas típicas de permeabilidades relativas del agua y del aceite (tomado de Halliburton. es decir. Fuente: Camargo. ) Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros No hay un registro que cuantifique permeabilidad. PERMEABILIDAD (cont. se pueden tener indicios a partir de: Potencial Espontáneo: Intervalos Permeables /Impermeables. con leve correlación de la Magnitud de la Permeabilidad Resistividad: A partir de la separación entre curvas utilizando el registro Microlog (micro-resistividad) Porosidad / Arcillosidad . Sin embargo. SATURACIÓN DE FLUIDOS La saturación es la cantidad de fluido que contiene una roca y se expresa como un porcentaje del espacio poroso –Depende: AGUA –Tamaño de los poros GAS –Empaquetamiento PETROLE –Tamaño de granos O –Diagénesis MATERIAL –Mojabilidad GRANOS DE ARENA CEMENTANTE –Composición: Los carbonatos son preferencialmente mojados por aceite y las areniscas por agua . del agua es cero y por tanto un reservorio producirá sólo aceite. Sw. Kra. En condición de Swirr el agua poral permanece estática. se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por agua. la permeabilidad relativa. donde el agua adsorbida por la superficie de los granos es mantenida fija en las gargantas capilares. 2008 . es decir. Volumen del agua en los poros S w (%) (100) Volumen total de los poros Un caso especial de saturación de agua es la saturación irreducible. Swirr. SATURACIÓN DE FLUIDOS La saturación de agua. por efecto de la tensión superficial y presión capilar respectivamente. Fuente: Camargo. En rocas carbonatadas se considera que el límite crítico es Sw = 50%. . Su valor varia entre 5 % y 60 % dependiendo de la gravedad API del crudo y su viscosidad. Saturación de Hidrocarburo Irreducible (Shirr): Es la fracción del hidrocarburo que no puede ser desplazada por métodos convencionales de producción. pero hay calizas que producen aceite incluso con Sw = 70% y otras que producen agua con saturaciones de agua de tan sólo Sw = 30%. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio (Permeabilidades Relativas ). cuando Sw = 60%. la cantidad de agua que produce un reservorio hace antieconómica la explotación. SATURACIÓN DE FLUIDOS En areniscas. 2 cos : tensión interfacial Pc q : ángulo de contacto r r: radio del capilar Normalmente estas medidas se obtienen en Laboratorio mediante análisis especiales. Inyección de Mercurio). En la mayoría de los yacimientos. SATURACIÓN DE FLUIDOS PRESION CAPILAR Es la diferencia de presión existente entre dos fases debido a la interface que la separa y es función de la saturación de la fase mojante. . (Plato Poroso. Centrifuga. el agua es la fase mojante. la presión capilar depende del tamaño de la garganta del poro y de los dos fluidos que están en contacto. En un poro. . la mojabilidad es una medida de la tendencia preferencial de un fluido a mojar la roca (e.g.. esparcirse o adherirse). SATURACIÓN DE FLUIDOS MOJABILIDAD Depende de la adhesión relativa de dos fluidos a una cierta superficie sólida. En un medio poroso con dos fluidos inmiscibles. y pueden reaccionar con algunas resinas y asfaltenos.. repelen ácidos. Las partículas arcillosas tienen carga neta negativa. debido a que la molécula de sio2 reacciona con salmueras para formar ácidos débiles. por lo cual tienden a atraer compuestos ácidos del petróleo (mojabilidad al aceite). dando a la roca un cierto grado de mojabilidad al aceite. atraen bases. La mayoría de los compuestos polares en los crudos son ácidos. e. MOJABILIDAD Las composiciones mineralógica y de fluidos tienen una gran influencia sobre la mojabilidad. . Los carbonatos son de carácter básico.g. Las areniscas limpias tienden a tener mojabilidad entre neutra y al agua. MOJABILIDAD Tendencias de Mojabilidad en Silicatos y Carbonatos. a partir de mediciones de ángulo de contacto Fuente: [Tiab & Donaldson. 1996] . no atractiva comercialmente. Arcilla Limpia Laminada Estructural Dispersa . se considera extremadamente arcillosa. • Si Vsh es mayor a Vsh limite. Arcilla C.05 y menor a Vsh limite . se considera arena arcillosa. Arena B. Tipo de Distribución de Arcilla A. ARCILLOSIDAD Volumen de Arcilla (Vsh): Es la fracción volumétrica de arcilla presente en un medio poroso en relación al volumen total del mismo.05 . • Si Vsh es menor a 0. se considera arena limpia • Si Vsh es mayor a 0. Arcilla D. expresada en se mide en Ohmios (Ω) y es función de la salinidad del agua de formación. y la cantidad de hidrocarburos atrapados en el espacio poroso. fluido intersticial y temperatura . RESISTIVIDAD –La resistividad eléctrica es la habilidad para impedir el flujo de una corriente eléctrica a través de una roca saturada de fluido. –Los hidrocarburos son aislantes perfectos y no permiten el paso de la corriente eléctrica. la resistividad decrece con el incremento de porosidad y salinidad y temperatura de los fluidos. –Las medidas de la resistividad también son dependientes de la geometría de poro. composición de la roca. la porosidad efectiva. e incrementa con el incremento del contenido de petróleo o decremento de la porosidad. Lm r 2 omhio A m Fuente: Camargo. RESISTIVIDAD En un conductor eléctrico la resistencia es proporcional a la longitud del mismo ( L) e inversamente proporcional a su área seccional ( A) porque la corriente se distribuye de manera homogénea por toda su sección. 2008 . ) Debido a que la resistencia de un material varía en función de las dimensiones del conductor. 2008 . el concepto de resistencia es de poca utilidad en la práctica.RESISTIVIDAD (cont. Para eliminar la influencia de las dimensiones del conductor se utiliza la resistencia específica ó resistividad. R. que es la resistencia que ofrece un volumen unitario de un material Fuente: Camargo. tienen suficiente profundidad de investigación. para medir Rt Fuente: Camargo. que se relaciona con la resistencia mediante la siguiente ecuación: L (m) A m 2 rR R r 2 A (m ) L m La resistividad se expresa en m2/m. En lenguaje coloquial se usan las expresiones ohmio/metro o simplemente ohmio queriendo significar m2/m. R. Las herramientas que miden resistividad. RESISTIVIDAD (cont. 2008 . es una constante para cada material.) La resistividad. MATERIALES RESISTIVIDAD (·m) Petróleo. calcopirita. bornita. petróleo 105 1012 Fuente: Camargo. sal gema.2 SEDIMENTOS NO CONSOLIDADOS Arcillas 2 – 30 Arenas (varía con la composición) 100 – 5000 SEDIMENTOS CONSOLIDADOS Shale 200 – 500 Areniscas 50 – 1000 Calizas 100 – 50000 Rocas ígneas y metamórficas 10 – 10000 MINERALES CONDUCTIVOS Metales nativos: Au. 2008 . arsenopirita 10-5 .1 Otros: anhidrita y bauxita 1 . feldespato.105 MINERALES NO CONDUCTORES Cuarzo. micas. pirita. Ag. magnetita y grafito 10-5 .1 Óxidos: casiterita. gas y aire Hielo 105 – 108 Agua destilada 2*105 Agua lluvia 30-1000 Agua del mar 0. Pt 10-5 Sulfuros: galenita. Fuente: Camargo.Cement 3. 2008 .Matrix 2. arcillas). micas.Armazón 1.Pores 4.Armazón (Framework) (Framework) 2. pequeños y cemento) de las rocas sedimentarias está constituida por materiales no conductivos en estado seco (cuarzo. CUATRO COMPONENTES DE LAS ARENISCAS Clasificación para geólogos Clasificación para ingenieros 1.Matrix 3.Pores La matriz (granos grandes. silicatos. 2008 . no es conductiva. las cuales se disocian en cationes y aniones cuando son sometidas a un potencial eléctrico. a condición de que esta contenga sales disueltas. CONDUCTIVIDAD DE LAS ROCAS En las rocas sedimentarias la corriente fluye a través del agua poral o intersticial. Fuente: Camargo. Lo anterior explica por qué el agua pura (químicamente) libre de iones. RESISTIVIDAD La resistividad del La resistividad del agua salada es baja aceite es alta (es mal (es buen conductor) conductor ) Fuente: Camargo, 2008 RESISTIVIDAD Minerales no metálicos, secos (que forman la matriz de las rocas) poseen alta resistividad Fuente: Camargo, 2008 La resistividad de una roca porosa es la medida de la resistividad de su matriz y de la RESISTIVIDAD resistividad de los fluidos contenidos en el volumen poroso de la roca. Fuente: Camargo, 2008 CONDUCTIVIDAD DE LOS ELECTROLITOS La conductividad electrolítica es proporcional a la concentración de iones en solución: a mayor concentración de iones mayor conductividad. La conductividad electrolítica aumenta con el incremento de la temperatura, porque el aumento de temperatura disminuye la viscosidad del agua. Entonces los iones pueden ser considerados pequeñas esferas metálicas cargadas eléctricamente: que a mayor T, se desplazan a mayor velocidad. Fuente: Camargo, 2008 DETERMINACION DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION 1. Medición directa de la resistividad sobre una muestra representativa de agua. 2. 2. Determinación de la resistividad por catálogo de muestras de agua o por interpolación a partir de mapas de isosalinidad. 3. 3. Cálculo de la resistividad a partir análisis químico de muestras de agua. Si la salinidad del agua de formación es causada por NaCl, su resistividad se puede determinar utilizando el nomograma Fuente: Camargo, 2008 08 °C 10 °F 0.03 0.05 0.5 0.1 0.2 0.04 0.02 0.5 Rw 2 Rw1 · 1 60 T2 21. en Camargo.06 0.6 0.8 10 1 2 3 4 5 6 8 50 T 6.4 0. 20000 15000 10000 5000 4000 3000 2500 2000 1500 1000 500 400 300 250 200 150 100 50 40 30 25 20 15 10 Tomado de Cartas de interpretación de Halliburton.3 0.5 150 70 80 90 100 200 T1 y T2 en °F 120 140 160 180 200 250 300 Rw1 = resistividad a la 350 400 temperatura T1. 1991. Rw2 = resistividad a la temperatura T2. 2008) .77 Rw 2 Rw1 · 1 T2 6.77 20 75 T1 y T2 en °F 30 100 Temperatura (°F o °C) 40 50 125 T 21. FORMULA DE ARPS 0.01 0. Fuente: Camargo. SALINIDAD EQUIVALENTE DE NaCl Nomograma para convertir concentraciones de soluciones iónicas a salinidad equivalente de NaCl (tomado de Cartas de interpretación de Schlumberger. 2008 . 1972). Ejemplo: Determinar la concentración SALINIDAD equivalente total en ppm de NaCl para una muestra de agua obtenida mediante EQUIVALENTE una prueba DST. Fuente: Camargo. 2008 . Utilizar el nomograma anterior. Contenido de shale 5. Resistividad del agua de formación 3. 2008 . Saturación de agua Fuente: Camargo. Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o gas) 6. Estructura interna de la roca 4. Porosidad de la formación 2. FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 1. FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 1. 2008 . El efecto de la porosidad sobre la R. Fuente: Camargo. es inversamente resistividad de un reservorio es evidente si proporcional a la porosidad de se tiene en cuenta. POROSIDAD DE LA FORMACIÓN Se deduce que la resistividad. eléctrica fluye a través del agua poral. que la corriente la roca reservorio. a condición de que el agua contenga sales disueltas. y no a través de la parte sólida o matriz de la roca que no es conductiva. de una roca reservorio es directamente proporción a la la resistividad. del agua de formación que contenga en sus poros. Fuente: Camargo. 2008 . RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN La resistividad. R. Rw. una saturada con agua dulce (resistiva) y otra saturada con agua salada (conductiva).FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 2. la muestra saturada con agua dulce tendrá mayor resistividad. De dos muestras de roca de idéntica porosidad. .FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN Asuma una formación 100% saturada con agua.. 2008 . … con agua de resistividad Rw El agua es conductiva La roca es aislante La corriente fluye por el medio que opone menor Resistencia En reservorios acuíferos la Resistividad se denomina ( Ro) Fuente: Camargo. 2008 .FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN Aumenta la porosidad… …disminuye Ro Disminuye la porosidad … …aumenta Ro Fuente: Camargo. 2008 . Fuente: Camargo. relaciona la resistividad de una roca almacén saturada 100% de agua. Ro = resistividad de la roca almacén 100% saturada de agua de formación. Rmf = resistividad del filtrado del lodo. Rxo = resistividad de la zona lavada. F. es indispensable introducir el concepto de factor de resistividad de formación o simplemente factor de formación.FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 3. El factor de formación. con la resistividad del agua de formación que satura la roca. ESTRUCTURA INTERNA DE LA ROCA Para entender este efecto. que se designa como F ó FR. Rw = resistividad del agua de formación. Fuente: Camargo.3. Grado de cementación de la roca 3. la cual a su vez depende de los siguientes factores: 1. Tamaño de los poros y de las gargantas entre los poros 2. Tortuosidad de la roca La tortuosidad se expresa mediante la relación: Le Le = longitud recorrida por los iones a lo a largo de poros tortuosos L L = longitud recorrida por los iones a lo largo de un capilar idealmente recto. ESTRUCTURA INTERNA DE LA ROCA El valor de F para una formación en particular depende de la estructura interna de la roca. 2008 . FACTOR DE FORMACION El factor F es una expresión numérica de la tortuosidad de una roca reservorio. 2008 . Se puede dar el caso que dos rocas con igual porosidad (Φ= 20%) presenten diferente factor de formación F. En 1942 Archie propuso la siguiente ecuación: a F f m a = constante que refleja la tortuosidad de la roca m = constante que refleja el grado de cementación Fuente: Camargo. 15 F 05f ) .81 45 62451 . 01 011. 2008 .97 65 85 F 2(2122. 33 15 54 FACTOR DE FORMACION PARA DIFERENTES LITOLOGIAS Fuente: Camargo.20.08 ffff 29 1 2. . Fuente: Camargo. 2008 . 2008 .Fuente: Camargo. Shale laminar f T = fe fe 4. Arena limpia fe LA RESISTIVIDAD DE Matriz FORMACIÓN B. Shale disperso fe Matriz Fuente: Camargo. Shale Estructural fe El efecto sobre la resistividad Matriz depende de la cantidad y de la forma f T = fe de distribución del shale D. Formas de distribución Modelos de afectación FACTORES QUE AFECTAN A. f T = fe + Vsh. 2008 f T = fe + Vsh .fsh C. EFECTO DEL Matriz CONTENIDO DE SHALE. 2008 . EFECTO DE LA PRESENCIA DE HIDROCARBURO.FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 5. Fuente: Camargo. Fuente: Camargo. EFECTO DE LA SATURACION DE AGUA. 2008 .FACTORES QUE AFECTAN LA RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN 6. 2008 .Fuente: Camargo. HITOS EN LA HISTORIA DEL PERFILAJE Fuente: Camargo. 2008 . 2008 .ECUACIÓN DE ARCHIE Fuente: Camargo. ECUACIÓN DE ARCHIE Fuente: Camargo. 2008 . 2008 .ECUACIÓN DE ARCHIE Fuente: Camargo. RESISTIVIDAD DE LOS LODOS Fuente: Camargo. 2008 . RESISTIVIDAD DE LOS LODOS Fuente: Camargo. 2008 . 2008 .RESISTIVIDAD DE LOS LODOS Fuente: Camargo. 2008 .Nomograma para determinar Rmf y Rmc Fuente: Camargo. Nomograma para estimar Rmf y Rmc a partir de Rm (tomado de Cartas de interpretación de Halliburton. 1991) . 2008 .GRADIENTE GEOTÉRMICO Fuente: Camargo. TEMPERATURA MEDIA DE SUPERFICIE Fuente: Camargo. 2008 . en pies TD 100' Fuente: Camargo.TEMPERATURA DE FORMACIÓN Tf Conociendo el gradiente geotérmico se puede calcular la temperatura de formación a cualquier profundidad de interés en un pozo T f ( F ) Ts BHT T s Prof. 2008 . 1979). .Nomograma para estimar la temperatura de formación a partir del gradiente geotérmico (tomado de Cartas de interpretación de Schlumberger. la temperatura del lodo se aproxima a la temperatura de la roca.68°F Fuente: Camargo. TEMPERATURA EN EL POZO Después de 72 horas a una semana de detenida la circulación en el pozo. Temperatura en el pozo Efecto de calentamiento por el lodo G: Gradiente Geotérmico de la formación Perfil continuo de temperatura del pozo Efecto refrigerante del lodo TD T = 50 . se aproxima al gradiente geotérmico. 2008 . es decir. son: • Resistividad del lodo • Invasión del filtrado frente a las zonas porosas . FENOMENO DE INVASIÓN Proceso de Invasión : Es el proceso que se genera cuando la columna de lodo de perforación forza el filtrado a penetrar en la formación porosa/permeable. Los factores que más alteran el valor de la resistividad medida con herramientas de cable en un pozo abierto. en orden de importancia. debido a la diferencia de presión entre esta y la formación. H Espesor del Rm hmc Rmf Rxo Ri Rz Rt Rw se forman 4 Yacimiento Rmc Zona Invadida Zona de Transición Zona No Invadida zonas: Revoque Sxo Sw Si Yacimiento Adyacente Rs dh Resistividad de la Zona Zona de Saturación de Agua Resistividad del Fluido di . ZONAS DE INVASIÓN Como resultado de la invasión del filtrado. frente Yacimiento Adyacente a las Rs formaciones LODO permeables. 2008 .ZONAS DE INVASIÓN Fuente: Camargo. PROFUNDIDAD DE INVASION Fuente: Camargo. 2008 . Peso del lodo 3-. Permeabilidad 5-. Lodo 2-. Porosidad 4-. Variables que inciden en el proceso de invasión. 1-.Tiempo de permanencia del lodo en contacto con las formaciones desnudas Paramétros del proceso de invasión Rm = resistividad del lodo Rmc = resistividad del revoque Rmf = resistividad del filtrado de lodo Rxo = resistividad zona lavada Rt = resistividad verdadera de la formación Rs = resistividad de la capa adyacente Rw = resistividad del agua de formación dh = diámetro del hoyo di = diámetro de invasión Sxo = saturación de agua de la zona lavada Sw = saturación de agua de la zona virgen . Arcilla 6-.Fluidos presentes 7-. •Permeabilidad: A menor permeabilidad la invasión es menor. •Porosidad: A menor porosidad la invasión es profunda. a mayor permeabilidad la invasión es mayor. a mayor porosidad la invasión es menor . .INVASIÓN • Lodo: Debe ser de baja perdida de agua de tal manera que si el diámetro de invasión sea pequeño. Se ha demostrado experimentalmente lo siguiente: Perdida de filtrado (cc) Invasión Moderada ≤ 10 >10 Profunda •Peso del Lodo: A mayor peso del lodo. y no afecte la lectura de los registros. mayor será la presión hidrostática y por ende también lo será del diámetro de invasión. sin embargo frente a una formación el diámetro de la invasión es menor •Tiempo de permanencia del lodo en contacto con las formaciones desnudas: A mayor tiempo de permanencia. mayor invasión. menor será la invasión.INVASIÓN • Arcilla: A menor contenido de arcilla la invasión es profunda. A menor tiempo de permanencia . . a mayor contenido de arcilla la invasión es menor •Fluidos presentes: frente a un acuífero (100% agua) el diámetro de invasión es mayor. FENOMENO DE INVASIÓN Ilustración de la Saturación de cada zona por efecto de Invasión . 2008 .INVASIÓN Y PERFILES DE RESISTIVIDAD Fuente: Camargo. COMBINACION DE HERRAMIENTAS Fuente: Camargo. 2008 . Fuente: Camargo.Perfil neto de invasión. 2008 . Perfil de invasión de transición Fuente: Camargo. 2008 . 2008 .Perfil de invasión con ánulo. Fuente: Camargo. 2008 . las resistividades leídas por las herramientas de investigación somera. cuya resistividad Rm es mayor que la resistividad del agua de formación Rw. las resistividades de las zonas lavada Rxo.PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS ACUÍFEROS Con lodo dulce. Ri. Rt. Rw. mediana. son bajas y además son aproximadamente iguales Rxo = Ri = Rt Fuente: Camargo. Rxo. de transición Ri y virgen Rt satisfacen la siguiente desigualdad: Rxo Ri Rt Con lodo salado cuya resistividad es aproximadamente igual que la resistividad del agua de formación. y profunda. si existe perfil con anulo.PERFILES DE RESISTIVIDAD EN RESERVORIOS PETROLÍFEROS Con lodo dulce. la resistividad de la zona de transición resulta algo menor que la resistividad de la zona virgen: Rxo > Ri < Rt Con lodo salado. de acuerdo a la siguiente desigualdad: Rxo < Ri < Rt. Fuente: Camargo. mediana Ri y profunda Rt aumentan gradualmente con la profundidad de invasión. 2008 . las resistividades leídas por las herramientas de investigación somera Rxo. 2008 . Zona acuífera Zona acuífera Rxo Rxo Rt Rt PERFILES DE dj dj Distancia Distancia RESISTIVIDAD EN Zona petrolífera Zona petrolífera POZOS CON LODO Rxo BASE ACEITE Rxo Rt Rt dj dj Distancia Distancia (a) Agua connata dulce (b) Agua connata salada Fuente: Camargo. Cuando la invasión del filtrado del lodo base aceite es muy profunda y el agua de formación es dulce. 2008 . El decremento es proporcional al contraste de resistividades Rmf y Rw: es muy suave frente a zonas acuíferas con agua de formación dulce y es acentuado frente a zonas petrolíferas con agua de formación salada. PERFILES DE RESISTIVIDAD EN POZOS CON LODO BASE ACEITE Cuando se perfora con lodos base aceite OBM. independientemente que la zona sea acuífera o petrolífera siempre se forma un perfil radial de resistividad que decrece en la dirección de la pared del pozo a la zona virgen. la diferencia de resistividades entre la zona lavada y la zona virgen tiende a desaparecer Fuente: Camargo. 2008 Ejercicio 1 Determinar la concentración de NaCl a la resistividad a 60°C.4 m a 30° C. Ejercicio 2 El análisis químico de una muestra de agua de formación determinó que contiene 20000 ppm de NaCl. Desarrollar los siguientes ejercicios tomados de Camargo. . Estimar su resistividad a 115°F. de un agua de formación que se conoce contiene sólo NaCl y cuya resistividad es de 0. 2008 Ejercicio 3 La resistividad Rmf. conociendo que el lodo sólo contiene NaCl.08 m a 75°F. . si la temperatura media Ts de superficie es de 80°F. tomada del encabezado de un pozo. Determinar su resistividad a temperatura de formación de 200°F y su concentración en ppm. es igual a 0. Ejercicio 4 En un pozo la temperatura BHT = 280°F a 16000 pies. Desarrollar los siguientes ejercicios tomados de Camargo. Determinar la temperatura de formación a 12400 pies.