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7/30/2019 Apunte Perfilaje Es.pdf rEGISTRO

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NOCIONES BSICAS PARA LA INTERPRETACIN DE PERFILES DE POZOIntroduccin

Como herramientas los perfiles geofsicos de pozo y sus respectivos mtodos

interpretativos estn evolucionando en exactitud y sofisticacin, y estn jugando un

papel importante en lo que hace al proceso de toma de decisiones geolgicas.

Actualmente, los perfiles petrofsicos son una de las herramientas ms tiles e

importantes disponible para un gelogo del petrleo.

Adems de su uso tradicional en exploracin para correlacionar distintas zonas,

y ayudar a trazar estructuras y mapas isopquicos, los perfiles ayudan a definir las

caractersticas fsicas de las rocas, como ser la litologa, porosidad, geometra del

poro, y permeabilidad. Los datos de perfilaje se usan para identificar zonas productivas,

determinar la profundidad y espesor de zonas, distinguir entre hidrocarburo, gas, o

agua en un depsito; y para estimar las reservas de hidrocarburo.

De los distintos tipos de perfiles, los ms frecuentemente usados en la

exploracin de hidrocarburos son los llamados perfiles de pozo abierto. El nombre de

pozo abierto se aplica porque estos perfiles se registran en la porcin no entubada del

pozo. Los diferentes tipos de perfiles, y sus curvas, discutidos en el texto son este tipo.

La primera exposicin de un gelogo a la interpretacin de perfiles de pozo

puede ser una experiencia frustrante. Esto no slo es debido a su terminologa larga y

poco familiar, sino tambin porque el conocimiento de muchos parmetros, conceptos,

necesitan antes de una clara comprensin del proceso perfilaje.

Quiz la manera mejor de empezar un estudio de perfilaje es presentando al


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lector algunos de los conceptos bsicos del anlisis del perfil de un pozo. Recuerde que

un pozo representa un sistema dinmico; el fluido usado en la perforacin de un pozo

afecta la roca que rodea el pozo, y, por consiguiente, tambin las propiedades del perfil.

Adems, la roca que rodea el pozo tiene ciertas propiedades que afectan el movimiento

de los fluidos.

Los dos parmetros primarios determinados en las mediciones del perfilaje de un

pozo son la porosidad, y el volumen de espacio poral lleno de fluidos. Los parmetros

de interpretacin del perfilaje son determinados directamente en ambos casos, o s

infieren indirectamente, por alguno de los tres tipos generales de perfiles: (l) elctrico,

(2) nuclear, y (3) acstico o snico. Los nombres se refieren a las fuentes de obtencin

de los datos. Las fuentes crean diferentes archivos (perfiles) que contienen una o ms

curvas relacionadas a alguna propiedad de la roca que rodea el pozo. Al lector poco

familiarizado con el perfilaje petrofsico, se le puede generar un poco de confusin

respecto al uso de la palabra perfil. En su uso comn, la palabra perfil puede referirse a

una curva particular, una coleccin o grupo de curvas, una herramienta perfilaje

(sonda), o al proceso de perfilaje.

Las propiedades de las rocas, o caractersticas que afectan el perfilaje, en

distinta medida son: la porosidad, permeabilidad, saturacin de agua, y resistividad. Es

esencial que el lector entienda estas propiedades y los conceptos que ellas representan

antes de proceder a realizar un estudio de interpretacin de perfiles.

La porosidad puede definirse como el porcentaje de espacio vaco en el volumen

total de la roca. Se mide como un valor porcentual, y se simboliza con la letra griega .


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Porosidad () = el volumen de poros / el volumen total de roca

La cantidad de espacio interior, o vaco, en un volumen dado de roca es una

medida de la cantidad de fluidos que una roca podr retener. La cantidad de espacio

vaco que se interconecta, y capaz de permitir la migracin de fluidos, se llama

porosidad eficaz. Se excluyen los poros aislados. El volumen de poros ocupado por

agua da una medida de la porosidad eficaz.

La permeabilidad es la propiedad que tiene una roca de permitir el trnsito de

fluidos. Se relaciona a la porosidad pero no siempre es dependiente de ella. La

permeabilidad es controlada por el tamao de los pasajes (gargantas del poro o capilar)

que unen los poros es medida en darcies o millidarcies, y se representa por el smboloKa. La capacidad de una roca de transmitir un solo fluido, cuando esta 100% saturadacon ese fluido, se llama permeabilidad absoluta. La permeabilidad eficaz se refiere a la

presencia de dos fluidos en una roca, y es la capacidad de la roca de transmitir un

fluido en presencia de otro fluido cuando los dos fluidos son inmiscibles.

La presencia de agua de formacin (agua connata en la formacin) sostenida por

presin del capilar en los poros de una roca inhibe la transmisin de hidrocarburos.

Planteado de otro modo, el agua de la formacin ocupa espacio tanto en los poros

como en los pasajes que unen los poros. En consecuencia, puede bloquear o, puede

reducir la capacidad de otros fluidos de moverse a travs de la roca.

La permeabilidad relativa es la proporcin entre la permeabilidad eficaz de un

fluido en saturacin parcial, y la permeabilidad a 100% de saturacin (permeabilidad

absoluta). Cuando la permeabilidad relativa del agua de una formacin es cero,


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entonces la formacin producir agua libre de hidrocarburos (i.e. la permeabilidad

relativa a los hidrocarburos es 100%). Cuando se incrementa la permeabilidad relativa

en agua, la formacin producir cantidades crecientes de agua respecto a los

hidrocarburos. La saturacin de agua es el porcentaje del volumen poral en una roca

que est ocupado por agua de la formacin.

La saturacin de agua es medida en valores porcentuales, y se simboliza como

Sw.La relacin es:

rocalaentotalporalespacioel

poroslosocupaqueformacinladeagua(Sw)saturacindeagua =

La saturacin de agua representa un importante concepto de interpretacin de

perfiles pues se puede determinar la saturacin en hidrocarburo de un depsito

sustrayendo la saturacin de agua del valor uno (donde 1.0 = 100% saturacin de

agua).

Saturacin de agua irreducible (o Sw irr.): es el trmino que describe la saturacinde agua, en la que toda el agua est entrampada entre granos en una roca, o se

sostiene en los capilares a travs de la presin capilar. La saturacin de agua

irreducible, corresponde al agua que no se mover, y la permeabilidad relativa para el

agua es igual a cero.

Resistividad es la propiedad de la roca que primero se estudi en la ciencia del

perfilaje. La resistencia es la propiedad inherente de todos los materiales de resistir el

flujo de una corriente elctrica (sin tener en cuenta su forma y tamao). Materiales


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diferentes tienen diferente capacidad de resistir el flujo de electricidad.

Resistividad es la medida de la resistencia; la recproca de la resistividad es la

conductividad. En la interpretacin de los perfiles, los hidrocarburos, la roca, y el agua

dulce actan como aislantes y son, por consiguiente, no conductivos (resistivos al flujo

elctrico). El agua salada, sin embargo, es un conductor y tiene una resistividad baja.

La unidad de medida usada para un conductor es un cubo de la formacin de un metro

longitud en cada lado. Las unidades medidas son ohm-metro2/metro, y se llama ohm-metro.

La resistividad se puede expresar como:

LAr

R)(

=

Donde: R = la resistividad (en ohms-metro)r = la resistencia (ohms)A = superficie del material, de rea perpendicular al flujo elctrico que esmedido (metros2)

L = longitud de material medida (metros)

La resistividad es una medida bsica de la saturacin de fluido de un reservorio,

y es una funcin de la porosidad, el tipo de fluido (i.e. hidrocarburos, agua dulce o

salada), y del tipo de roca. Dado que la roca y los hidrocarburos actan como aislantes,

pero el agua salada es conductiva, es que se pueden usar las mediciones de la

resistividad hechas por las herramientas de perfilaje para descubrir hidrocarburos y

para estimar la porosidad de un reservorio. Durante la perforacin de un pozo existen

movimientos fluidos en las formaciones porosas y permeables que rodean al pozo, por


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tal motivo a menudo las medidas de resistividad registradas a diferentes profundidades

en una formacin tienen valores diferentes. La resistividad es medida por perfiles

elctricos.

Conrad Schlumberger en l912 realiz los primeros experimentos que llevaron, en

el futuro, al desarrollo de los actuales perfiles petrofsicos. El primer perfil elctrico se

ejecut el 5 de septiembre de 1927 por H. G. Mueca en Alsace-Lorraine, Francia. En

l941, G. E. Archie de Shell Oil Company present un trabajo al AIME en Dallas, Texas,

con los conceptos base para usar en la interpretacin cuantitativa moderna de los

perfiles de pozo (Archie, 1942).

Los experimentos de Archie mostraron que la resistividad de una formacin llena

de agua (Ro), y la resistividad del agua (Rw) pueden relacionarse por medio de un factor(F) de resistividad de la formacin:

RwFRo =

Donde el factor (F) de resistividad de la formacin es igual a la resistividad de laformacin l00% saturada en agua (Ro) dividido por la resistividad del agua de laformacin (Rw).

Los experimentos de Archie tambin revelaron que ese factor de formacin

podra relacionarse a la porosidad por la frmula siguiente:

F = 1.0 / mDonde m es un exponente de la cementacin, cuyo valor vara con el tamao de

grano, la distribucin del tamao de grano, y la complejidad de los caminos entre los


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poros (tortuosidad). A mayor valor de tortuosidad el valor de m es mayor.La saturacin de agua (Sw) es determinada de la resistividad de la formacin

llena de agua (Ro) y de la resistividad de la formacin (Rt) por la relacin siguiente:Sw = (Ro / Rt)1/n

Donde n es el exponente de saturacin cuyo el valor vara de l.8 a 2.5, peronormalmente es 2. Combinando las frmulas: Ro = F x Rw y Sw = (Ro / Rt)1/n la frmulade saturacin de agua puede reescribirse de la siguiente forma:

Sw = ((F x Rw) / Rt)1/nsta frmula es normalmente llamada la ecuacin de Archie para la saturacin

de agua (Sw). Y, de ella se derivan todos los mtodos actuales de interpretacin queinvolucran curvas de resistividad.

Ambiente de PozoCuando se perfora un pozo en una formacin, las caractersticas de la roca ms

los fluidos presentes en ella (el sistema roca - fluido) se alteran en la vecindad del pozo.

El pozo y la roca que lo rodean son contaminados por el barro perforacin, y por lo

tanto afecta las mediciones de la herramienta de perfilaje. Figura l es una ilustracin

esquemtica de una formacin porosa y permeable que es penetrada por un pozo lleno

de barro de perforacin.

Las definiciones de cada uno de los smbolos usados en Figura 1 se listan aqu;

dh - dimetro del pozodi- dimetro de la zona invadida (lmite interno; zona invadida)


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dj- dimetro de la zona invadida (lmite exterior; zona invadida)rj radio de la zona invadida (lmite exterior)hmc - espesor del revoqueRm - resistividad del barro perforacinRmc - resistividad del revoqueRmf- resistividad del filtrado de barroRs - resistividad de la lutitaRt - resistividad de la zona no invadida (resistividad verdadera)Rw - resistividad del agua de formacinRwo- resistividad de la zona lavadaSw- saturacin de agua de la zona no invadidaSxo - saturacin de agua de la zona lavada

Algunos de los smbolos ms importantes son mostrados en la figura 1:

Dimetro del pozo (dh): el tamao del pozo es descrito por el dimetro externo deltrpano de perforacin. Pero, el dimetro del pozo puede ser mayor o menor que el

dimetro del trpano debido a: (1) cavidades y/o derrumbes en sectores con pelitas y/o

rocas porosas pobremente consolidadas, o (2) la presencia de un revoque frente a

formaciones porosas y permeables (Fig. 1). Los pozos normalmente se clasifican segn

el tamao el cual varia de 7 7/8 de pulgadas a 12 pulgadas; y se disean herramientas

perfilaje modernas para operar dentro de stos segn los rangos de tamao. Una

medida del dimetro del pozo la da el perfil calibrador (caliper).

Barro perforacin (Rm) Hoy da, la mayora de los pozos se perfora contrpanos rotatorios, y se usa un barro especial como fluido circulante. El barro permitir

al trpano quitar los recortes de roca del pozo, adems lubrifica y refresca la

herramienta de perforacin, y mantiene un exceso de presin en el pozo, por encima de


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la presin de la formacin. El exceso de presin del pozo, por encima de la presin de

la formacin, previene explosiones por escapes de gas fuera de control. La densidad

del barro se mantiene bastante alta para lograr que la presin hidrosttica, en la

columna de barro, sea siempre mayor que la presin de la formacin. Esta diferencia

de presin causa que parte del fluido de inyeccin invada las formaciones porosas y

permeables atravesadas por la perforacin. Cuando la invasin ocurre, muchas de las

partculas slidas (i.e. minerales de la arcilla del barro perforacin) se entrampan sobre

la pared del pozo y forman un revoque (Rmc en la Fig. 1). Al fluido que se filtra en laformacin durante la invasin se lo llama el filtrado de barro (Rmf, Fig., 1). Los valoresde resistividad para el barro de perforacin, el revoque, y el filtrado de barro se

registran en el encabezado del perfil (Fig. 2).

Zona invadida - La zona que es invadida por filtrado de barro se llama la zonainvadida. Consiste de una zona lavada (Rxo) y una zona de transicin o annulus (Ri). Lazona lavada (Rxo) ocurre cerca del pozo (Fig. 1) donde los filtrados de barrodesplazaron los hidrocarburos y/o agua (Rw) de una formacin casi completamente. Lazona transicin o annulus (Ri), es donde los fluidos de una formacin y el filtrado debarro estn mezclados, ocurre entre la zona lavada (Rxo) y la zona no invadida (Rt). Lazona no invadida se define como el rea ms all de la zona invadida donde los fluidos

de una formacin no estn contaminados por el filtrado de barro.

La profundidad de invasin del filtrado de barro, en la zona invadida, es llamada

el dimetro de invasin (di y dj, Fig., 1). El dimetro de invasin es medido en pulgadaso expresado como una proporcin: dj/dh(donde dhrepresenta el dimetro del pozo). La


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cantidad de invasin que tiene lugar es dependiente de la permeabilidad del revoque y

no de la porosidad de la roca. En general, un filtrado de barro puede invadir igual

volumen de roca, tanto de porosidad baja como de porosidad alta, si los barros

perforacin tienen cantidades iguales de partculas slidas. Las partculas slidas en los

barros perforacin se unen y forman un revoque impermeable. El revoque entonces

acta como una barrera para impedir llevar ms all la invasin. El dimetro de invasin

ser mayor en rocas de porosidad bajas, pues un volumen igual de fluido puede invadir

ms una formacin antes que se forme un revoque impermeable que acte como

barrera. Esto ocurre porque las rocas de porosidad bajas tienen menos capacidad del

almacenamiento, o volumen poral, para llenar con fluido invasor. Como resultado de

esto, se afectarn poros a lo largo de un volumen mayor de roca. Los dimetros de la

invasin son en general:

dj/dh = 2 (para las rocas de porosidad altas);dj/dh = 5 (para las rocas de porosidad de intermedio);y dj/dh = 10 (para las rocas de porosidad bajas).

Zona lavada (Rxo) - La zona lavada se extiende slo a unas pulgadas del pozoperforado, y es parte de la zona invadida. Si la invasin es profunda, o moderada, la

zona lavada a menudo esta completamente libre de agua de la formacin (Rw) yreemplazada por el filtrado de barro (Rmf). Cuando estn presentes hidrocarburos en lazona lavada, se puede determinar el grado de reemplazo por filtrado de barro a partir

de la diferencia entre la saturacin de agua en la zona lavada (Sxo) y en la zona no


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invadida (Sw) (Fig. 1). Normalmente, el 70 al 95%, aproximadamente, de loshidrocarburos son desplazados; el hidrocarburo restante se llama hidrocarburo (o

petrleo) residual (Sro = [1.0 - Sxo]; donde Sro es igual a la saturacin de petrleoresidual [ROS]).

Zona no invadida (Rt): La zona del no invadida se localiza ms all de la zonainvadida (Fig. 1). Los poros en la zona no invadida no estn contaminados por el filtrado

de barro; por lo tanto, ellos estn saturados con agua de la formacin (Rw),hidrocarburo, o gas. Incluso en los depsitos productores de hidrocarburo, siempre hay

una capa de agua de formacin en superficie de los granos. La saturacin de agua (Sw;Fig. 1) de la zona no invadida es un factor importante en la evaluacin del depsito

pues, usando datos de saturacin de agua, un gelogo puede determinar la saturacin

de hidrocarburo del depsito. La frmula utilizada para calcular la saturacin en

hidrocarburo es:

Sh = 1.0 - SwDonde:

Sh = la saturacin del hidrocarburo (i.e. la fraccin del volumen poral llenade hidrocarburos).

Sw = saturacin de agua de la zona no invadida (i.e. la fraccin delvolumen poral llena de agua)

La proporcin entre la saturacin de agua de la zona del no invadida (Sw) y lasaturacin de agua de la zona lavada (Sxo) es un ndice de la movilidad delhidrocarburo.


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Invasin y Perfiles de Resistividad

Tanto la invasin, como los perfiles de resistividad, son perfiles transversales,

diagramticos, y tericos, que se parten del pozo y atraviesan una formacin. Ellos

ilustran las distribuciones horizontales de las zonas que los fluidos invadieron, la zona

no invadida, y sus correspondientes resistividades relativas. Hay tres perfiles de

invasin reconocidos normalmente: (1) el paso, (2) la transicin, y (3) el annulus. Estos

tres perfiles de invasin se ilustran en Figura 3.

El perfil del paso tiene una geometra cilndrica con un dimetro de invasin igual

a dj. Las herramientas de perfilaje de lectura poco profunda leen la resistividad de lazona invadida (Ri), mientras que aquellas herramientas de perfilaje de lectura msprofunda, leen la resistividad de la zona no invadida (Rt), es decir la resistividadverdadera.

El perfil de transicin tambin tiene una geometra cilndrica con dos dimetros

de la invasin: di (zona lavada) y dj (zona de transicin). Probablemente es un modeloms realista, que el perfil de paso, para las verdaderas condiciones de pozo. Se

necesitan tres dispositivos de resistividad para medir un perfil de transicin; estos tres

dispositivos miden las resistividades de la zona lavada, de la zona transicin, y de la no

invadida Rxo, Ri, y Rt (ver Fig. 3). Usando estas tres medidas de resistividad, laresistividad verdadera (Rt) leda de la herramienta de lectura profunda puede corregirsea un valor ms exacto, y puede determinarse la profundidad de invasin. Los dos

dispositivos modernos que usan estas tres curvas de resistividad son: el Perfil de


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Induccin Dual con un Laterolog 8* o Perfil Enfocado Esfricamente (SFL)* y el

Laterolog Dual* con un Perfil Enfocado Micro-esfricamente (MSFL)*.

Un perfil del annulus se registra slo espordicamente pues se disipa

rpidamente en el pozo. El perfil del annulus slo es descubierto por un registro de

induccin poco despus que un pozo es perforado. Sin embargo, es muy importante

para un gelogo porque este perfil slo puede ocurrir en zonas que contienen

hidrocarburos. Cuando el filtrado de barro invade la zona productiva con hidrocarburo,

el hidrocarburo es el primero en irse. Luego, el agua de formacin es reemplazada por

el filtrado de barro, que forma una zona anular (circular) que bordea la zona invadida

(Fig. 3). El efecto del annulus es detectado por la existencia de un valor de resistividad

leda, por un perfil de la induccin profundo, mayor que aquella leda por un perfil de

induccin medianamente profundo.

Los perfiles de resistividad ilustran los valores de la resistividad de las zonas

invadidas y no invadida en que se divide la formacin investigada. Estos perfiles son de

inters particular porque un gelogo puede examinarlos rpidamente, y puede buscar

potenciales zonas de inters como zonas con hidrocarburo. Debido a su importancia, se

discuten aqu los perfiles de resistividad tanto para zonas portadoras de agua como

para aquellas que zonas productoras de hidrocarburos. Estos perfiles varan y

dependen de los valores relativos de la resistividad de Rw y Rmf. Se ilustran, en Figuras4 y 5, todas las variaciones y perfiles asociados.

Zonas Productivas de Agua La Figura 4 ilustra el pozo y su perfil deresistividad para productoras de agua, donde la resistividad del filtrado de barro (Rmf) es


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mucho mayor que la resistividad del agua de formacin (Rw) en barros de agua dulce, ydonde la resistividad del filtrado de barro (Rxo) es aproximadamente igual a laresistividad del agua de formacin (Rw) en barros de agua salada. En barros de aguadulce (i.e. Rmf > 3 Rw) las herramientas de registro de resistividad poco profundo (Rxo),medio (Ri), y profunda (Rt) separan y registran valores de resistividades alto (Rxo),intermedio (Ri), y bajo (Rt) (Fig. 4). Con lodos salados (i.e. Rw Rmf) los resultados delas herramientas de resistividad, poco profundo (Rxo), medio (Ri), y profunda (Rt),muestran todos valores de resistividad bajo (Fig. 4). Las Figuras 6a y 6b ilustran curvas

de resistividad para zonas invadidas tanto por lodos de agua dulce como por barros de

agua salada.

Zonas productoras de hidrocarburo La Figura 5 ilustra el pozo y el perfil deresistividad para zonas productivas de hidrocarburo donde la resistividad del filtrado de

barro (Rmf) es mucho mayor que la resistividad del agua de la formacin (Rw) parabarros de agua dulce, y donde Rmf es aproximadamente igual a Rw para barros de aguasalada. Una zona del hidrocarburo invadida con barro de agua dulce produce un perfil

de resistividad donde las herramientas de la resistividad poco profundo (Rxo), medio(Ri), y profunda (Rt) registran todas resistividades altas (Fig. 5). En algunos casos, laresistividad profunda ser ms alta que la resistividad del medio. Cuando esto pasa, se

llama efecto de annulus. Una zona de hidrocarburo invadida con barro de agua salada

produce un perfil de resistividad donde las herramientas de la resistividad poco

profundo (Rxo), medio (Ri) y profunda (Rt) separan y registran valores de resistividadesbajo (Rxo), intermedio (Ri) y alto (Rt) (Fig. 5). Las Figuras 7a y 7b ilustran las curvas de


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la resistividad para zonas de hidrocarburo invadidas por lodos con agua dulce y barros

salinos.

La informacin bsica necesaria en la interpretacin de los perfilajes de pozo.

Litologa: En el anlisis cuantitativo de los perfiles de pozo, hay muchas razonespor las cuales es importante conocer la litologa de una zona (i.e. roca arenisca, caliza,

o dolomita). Los perfiles de porosidad requieren de una litologa, o una matriz,

constante en la zona donde puede calcularse la porosidad (). Como consecuencia, lassaturaciones de agua cambian cuando cambia el valor de F. La tabla 1 es una lista delos diferentes mtodos para establecer el factor de formacin, e ilustra cmo la litologa

afecta el factor de formacin.

Temperatura de Formacin: La temperatura de formacin (Tf) tambin esimportante en el anlisis de perfiles de pozo, pues las resistividades del barro

perforacin (Rm), el filtrado de barro (Rmf), y el agua de formacin (Rw) vara con latemperatura. La temperatura de una formacin se determina conociendo: (1) la

profundidad de la formacin; (2) la temperatura de fondo del pozo (BHT); (3) laprofundidad total del pozo (TD); y (4) la temperatura de la superficie. Uno puededeterminar un valor razonable para la temperatura de la formacin utilizando estos

datos y asumiendo un gradiente geotrmico lineal (Fig. 8).

Tabla 1. Diferentes coeficientes y exponentes para calcular el Factor de la Formacin


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(F). (Modificado de Asquith, l980).

F = a / m Donde:a = el factor de tortuosidad *,m = el exponente de la cementacins = la porosidad

** F = 1 / 2 para los carbonatos** F = 0.81 / 2 para las rocas areniscas consolidadas** F = 0.62 / 2.15 Frmula Humble para arenas sin consolidarF = 1.45 / 1.54 para arenas promedio (Carothers, 1958)F = 1.65 /1.33 para arenas lutticas (Carothers, 1958)F = 1.45 /1.70 para arenas calcreas (Carothers, 1958)F = 0.85 / 2.14 para los carbonatos (Carothers, 1958)F = 2.45 / 1.08 para arenas de Plioceno, California Del sur (Carothers y

Porter, 1970)

F = 1.97 / 1.29 para arenas de Mioceno, Texas - Louisiana Costa del Golfo(Carothers y Porter, 1970)

F = 1.0 / (2.05 - ) para formaciones granulares limpias (Sethi, 1979).

* La tortuosidad es funcin de la complejidad del camino que el fluido debe recorrer a

travs de la roca.

** Las ms comnmente utilizadas.

La temperatura de la formacin tambin se calcula (Asquith, 1980) usando la

ecuacin de una regresin lineal:

Y = mx + cDonde: x = profundidad


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y = temperaturam = pendiente (en este ejemplo es el gradiente geotrmico)c = una constante (en este ejemplo es la temperatura de la superficie)

Se ilustra aqu un ejemplo de cmo calcular temperatura de la formacin:

Clculo del gradiente de temperaturaAsumiendo: y = la temperatura del fondo del pozo (BHT) = 250F

x = la profundidad total (TD) = 15,000 ftc = la temperatura de la superficie = 70F

Solucin para m (i.e. gradiente o pendiente de temperatura)m = (y - c) / x

Por consiguiente:

m = (250 70) / l 5,000 ftm = 0.012/ft o 1.2/100 ft

Clculo de Temperatura de formacinAsumiendo:

m = la gradiente de temperatura = 0.012/ftx = la profundidad de la formacin = 8,000 ftc = la temperatura de la superficie = 70F

Recordando que:

y = mx + cPor consiguiente:

y = (0.012) x (8,000) + 70F


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y = l66F la temperatura de la formacin a 8,000 ft

Despus que la temperatura de una formacin fue determinada, tanto a partir de

una carta (Fig. 8) o por clculo, las resistividades de los diferentes fluidos (Rm, Rmf, oRw) deben corregirse a la temperatura de la formacin. La figura 9 es una carta que seusa para corregir las resistividades de los fluidos a la temperatura de la formacin. Esta

carta se ajusta estrechamente con la frmula de Arp:

RTf = Rtemp x [(Temp. + 6.77) / (Tf + 6.77)]Donde:

RTf = resistividad a la temperatura de la formacinRtemp = resistividad a una temperatura distinta que la temperatura de la formacinTemp = temperatura a la cual fue medida la resistividadTf= la temperatura de la formacin

Usando una temperatura de formacin de 166F y asumiendo un Rw de 0.04medido a 70F, la Rw a los 166F ser:

Rw166 = 0. 04 x (70 + 6. 77)/(166 + 6. 77)Rw166 = 0.018Los valores de resistividad del barro perforacin (Rm), del filtrado de barro (Rmf),

del revoque (Rmc), y las temperaturas en las que ellos fueron medidos, son registradosen el encabezamiento del perfil (Fig. 2). La resistividad del agua formacin (Rw) seobtiene a partir del anlisis de muestras de agua lograda en una prueba testigo de

trpano, por un pozo productor de agua, o de un catlogo de valores de resistividad de

agua. La resistividad del agua de formacin (Rw) tambin es determinada del perfilpotencial espontneo o puede calcularse en zonas de agua (i.e., Sw = 100%) por el


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mtodo de resistividad aparente de agua (Rwa).

Ecuaciones fundamentales

La Tabla 2 es una lista de ecuaciones fundamentales que se usan para la

evaluacin de perfiles de potenciales yacimientos de hidrocarburo. Estas frmulas se

discuten en detalle posteriormente.

Tabla 2. Ecuaciones fundamentales de Interpretacin de Perfil de Pozo.Porosidad:

Perfil snico sonic = (t - tma) / tf - tma)Perfil de densidad den = (ma - b) / (ma - f)Perfil de Densidad-Neutrnico N-D = ((N2 + D2) / 2)

Factor de la formacin:F = a / m GeneralF = 1.0 / 2 CarbonatosF = 0.81 / 2 Areniscas consolidadasF = 0.62 / 2.15 Arenas sin consolidar

Resistividad del agua de formacin:SSP = K x log (Rmf / Rw)Rwe RwRw = Ro / F

Saturacin de Agua:Swn (#) = F x (Rw /Rt) saturacin de agua de la zona no invadidaSxon = F x (Rmf / Rxo) la saturacin de agua de la zona lavada

#el exponente de saturacin puede variar de 1.8 a 2.5, aunque usualmente es igual a 2.0


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Sw = ((Rxo / Rt) / (Rmf / Rw))0.625 saturacin de agua por el mtodo deproporcin

Volumen de agua poral:BVW = x SwPermeabilidad

Ke = [250 x (3 / Sw irr ) ]2 hidrocarburoKe = la permeabilidad en millidarcies

Ke = [79 x (3 / Sw irr)]2 gasSw irr = la saturacin de agua irreducible

Repaso1. Las cuatro propiedades fundamentales de la roca usadas en la mayora de los

perfiles petrofsicos son: (1) la porosidad; (2) la permeabilidad; (3) la saturacin

de agua; y (4) la resistividad.2. La ecuacin de Archie para saturacin de agua es:

1. Sw = ((F x Rw / Rt)]1/nDonde:

Sw = saturacin de agua de zona del no invadidaF = factor de la formacinRw= resistividad del agua de formacinRt = resistividad de la formacin (zona no invadida)

3. Donde una formacin porosa y permeable es penetrada por el trpano, el barroperforacin invade la formacin como un filtrado de barro (Rmf).

4. La invasin de la formacin porosa y permeable por filtrado de barro crea zonasinvadidas (Rxo, y Ri) y una zona no invadida (Rt). Las lecturas de resistividad querealizan las herramientas de perfilaje poco profundo, medio, y profundo,

proporcionan informacin sobre las zonas invadidas y no invadida y sobre la


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profundidad de invasin.

5. Deben conocerse la litologa de una formacin porque: (1) los perfiles deporosidad requieren un valor de matriz (arenisca, caliza, o dolomita) para

determinar la porosidad; (2) el factor de la formacin vara con la litologa; (3) lavariacin del factor de formacin produce cambios en los valores estimados de

saturacin de agua.

6. Los cuatro fluidos que afectan las mediciones del perfilaje son: (l) el barro deperforacin, Rm; (2) el filtrado de barro, Rmf, (3) el agua de formacin, Rw; y (4)los hidrocarburos.

7. Las resistividades del barro perforacin (Rm), del revoque (Rmc), del filtrado debarro (Rmf) y del agua de formacin (Rw) varan con los cambios en latemperatura. Por consiguiente, debe determinarse la temperatura de la

formacin (Tf), y todas las resistividades deben corregirse a con la Tf.


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El Perfil de Potencial Espontneo

IntroduccinEl perfil de potencial espontneo (SP) fue uno de los primeros perfiles elctricos

usados en la industria de petrleo, y ha continuado jugando un papel importante en la

interpretacin geofsica de pozos. Actualmente, la mayora de los pozos tiene este tipo

un registro de este perfil. El perfil de potencial espontneo se usa, principalmente, para

identificar zonas impermeables de lutitas, y las zonas permeables con arena. Sin

embargo, como se discutir posteriormente, el perfil de SP tiene otros usos quizs

igualmente importantes.

El perfil de potencial espontneo es un registro de corriente directa (DC), que

mide la diferencia de voltaje presente entre el potencial de un electrodo mvil ubicado

en el pozo y el potencial de un electrodo fijo localizado en la superficie (Doll, l948). Es

medido en milivolts.

La respuesta del perfilaje SP esta relacionada con corrientes elctricas naturales

generadas por procesos electroqumicos que se desarrollan dentro del pozo. Estos

factores electroqumicos son provocados por diferencias en salinidad entre el filtrado de

barro (Rmf) y la resistividad del agua de formacin (Rw) dentro de los estratospermeables. Para poder registrar el perfil de SP se requiere un fluido de inyeccin, no

puede usarse en barro de no conductivo perforacin.

El perfil de SP se graba en la pista de la izquierda del registro (pista # 1) y se usa

a: (1) determinar estratos permeables, (2) determinar lmites de estratos permeables,


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(3) determinar la resistividad del agua de formacin (Rw), y (4) determinar el volumen dearcillas presentes en estratos permeables. Un uso auxiliar de la curva de SP est en

determinar la presencia de hidrocarburos por la supresin de la respuesta de SP.

El concepto de potencial espontneo esttico (SSP) es importante porque el

SSP representa el mximo SP esperado, en formacin libre de arcillas, porosa y

permeables puede tener un valor que es una proporcin dada entre Rmf / Rw. El SSPpuede ser determinado a partir del clculo o de tablas y es un elemento necesario para

determinar valores exactos de Rw y del volumen de arcillas. El valor de SP que esmedido en el pozo esta influenciado por espesor de la capa, la resistividad de la capa,

la invasin, el dimetro del pozo, volumen de arcillas, y lo ms importante por la

proporcin Rmf / Rw (Fig.10a).Espesor de la capa.- Ante una formacin delgada (i.e. < 10 pies de espesor) el

SP medido en el pozo registrar un valor de SP menor que el de SSP (Fig. 10b). Sin

embargo, para evitar los efectos de espesor de la capa la curva de SP puede ser

corregida por tabla. Como una regla general siempre que la curva de SP sea estrecha y

con forma de puntiaguda, el valor de SP debe corregirse por el espesor de la capa.

Resistividad de la capa.- Las altas resistividades reducen la deflexin de lascurvas de SP.

Pozo e invasin.- Hilchie (1978) indica que los efectos de dimetro de pozo einvasin, en el perfil de SP, son muy pequeos y, en general, pueden ignorarse.

Volumen de arcillas.- La presencia de arcillas en una formacin permeablereduce la deflexin de la curva de SP (Fig. 10b). En las zonas productivas de agua la


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cantidad de reduccin del SP es proporcional a la cantidad de arcillas en la formacin.

En las zonas productivas de hidrocarburo la cantidad de reduccin del SP es mayor que

el volumen de arcillas y se llama "supresin por hidrocarburo" (Hilchie, 1978).

La respuesta de SP de arcillas es relativamente constante y sigue que una lnea

recta llamada lnea base de lutitas. Las deflexiones del SP son medidas a partir de estalnea base de lutitas. Se indican zonas permeables donde hay desviacin de SP de la

lnea base de lutitas. Por ejemplo, estn presentes capas permeables si los valores de

SP se mueven a la izquierda (desviacin negativa; Rmf > Rw) o la derecha (desviacinpositiva; Rmf < Rw) de la lnea base de lutitas. Los lmites de la capa permeable sondeterminados a partir del punto de inflexin desde la lnea base de las lutitas.

Pero, hay que recalcar que, al registrar no zonas permeables o zonas

permeables donde el valor de Rmf es igual a Rw, la curva de SP no se desviar de lalnea base de lutitas. La magnitud de la desviacin de la curva de SP es debida a ladiferencia entre la resistividad del filtrado de barro (Rmf) y del agua de formacin (Rw) yno de la permeabilidad.

Resistividad del Agua de Formacin (Rw) calculada a partir de la curva de SP

La Figura 11 es un perfil elctrico de induccin con una curva de SP de lasareniscas Morrow del Pennsylvaniano superior en Beaver County, Oklahoma. En este

ejemplo, la curva de SP se usa para hallar un valor por Rw a partir del siguienteprocedimiento: Luego que se determina la temperatura de la formacin, se corrigen las


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resistividades del filtrado de barro (Rmf) y del barro de perforacin (Rw) (obtenidas delencabezamiento del perfil) a la temperatura de la formacin.

Con posterioridad, el SP se corrige respecto al SP esttico (SSP), paraminimizar el efecto de espesor de la capa. El SSP representa el mximo SP que unaformacin no afectada por el espesor de la capa puede tener. La Figura 12 es una carta

que es usada para corregir el SP a SSP. Los datos necesarios para usar esta cartason: (1) el espesor de la capa, (2) el valor de resistividad obtenido de la herramienta de

lectura de resistividad poco profunda (Ri), y (3) la resistividad del barro de perforacin(Rm) a la temperatura de la formacin.

Una vez que el valor de SSP es determinado, se utiliza la carta ilustrada en laFigura 13 para obtener un valor de la proporcin Rmf / Rwe. La resistividad equivalente(Rwe) es obtenida dividiendo Rmf por el valorRmf / Rwe de la carta (Fig. 13).

El valor de Rwe, se corrige entonces a Rw y usando la carta ilustrada en la Figura14, por la desviacin promedio de la solucin de cloruro de sodio, y por la influencia de

la temperatura de formacin. Un examen cuidadoso de las Figuras 11-14 debe ayudar a

comprender el procedimiento de la Rw a partir del SP. Pero, en lugar de usar las cartasen el procedimiento, se pueden usar las frmulas matemticas listadas en Tabla 3.

Es importante recordar que normalmente la curva de SP tiene menor desviacinfrente a zonas productoras de hidrocarburo; esto se llama supresin por hidrocarburo, y

esto trae como resultado un valor demasiado alto para la el valor de la Rw calculado apartir del SSP. Por consiguiente, para determinar la Rw del SP es mejor, siempre quesea posible, usar una curva conocida de SP agua opuesta a las zonas productivas.


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Clculo del Volumen de Arcillas

El perfil de SP puede usarse para calcular el volumen de arcillas en una zonapermeable por medio de la siguiente frmula:

)SSP

PSP(1.0(en%)Vsh =

Donde:Vsh = el volumen de arcillasPSP = el potencial espontneo pseudo esttico (SP de la formacin arcillosa)SSP = el potencial espontneo esttico de una arena limpia o carbonato

SSP = -K x log(Rmf / Rw)

K = 60 + (0.133 x Tf)

El volumen de arcillas en una arena puede usarse en la evaluacin de depsitos

de arena-luttica y como un parmetro de mapeo para el anlisis tanto de facies de

arenisca como de facies de carbonato.

Tabla 3. Clculo matemtico de Rw a partir del SSP (modificado de de Bateman &Konen, 1977).

En lugar de utilizar cartas, a veces se puede preferir usar estas frmulas, sobre

todo si se quiere informatizar el procedimiento.


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Rmf a 75F = Rmf temp* x (temp + 6.77)/81.77Correccin de Rmf, a 75F

K = 60 + (0.133 x Tf)Rmfe / Rwe = 10 -SSP/K **Rmfe= (146 x Rmf - 5)/(337 x Rmf + 77)Frmula de Rmfe si Rmf a 75F < 0.1Rmfe = 0. 85 x RmfFrmula de Rmfe si Rmf a 75F > 0.1Rwe = Rmfe/(Rmfe/Rwe)Rw a 75F = (77 x Rwe+ 5) / (146 - 377 x Rwe)Frmula para Rw a 75F si Rwe < 0.12Rw a 75F = - [0.58 - 10 (0.69 x Rwe - 0.24)]Frmula para Rw a 75F si Rwe> 0.12Rw a la temperatura de la formacin = Rw a 75F x 81.77/(Tf + 6.77)

*Rmf temp= Rmf a una temperatura distinta de 75F

** El subndice e (i.e. Rmfe) es utilizado para resistividad equivalente.


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Repaso

1. El perfil de potencial espontneo (SP) puede usarse para: (1) descubrir estratospermeables; (2) descubrir lmites de estratos permeables; (3) determinar

resistividad del agua de formacin (Rw); y (4) determinar el volumen de arcillas(Vsh) en una capa permeable.

2. Las variaciones en el SP son el resultado de un potencial elctrico que estpresente entre el pozo abierto y la formacin, como resultado de diferencias en

la salinidad entre la Rmf y Rw.3. La respuesta de SP en arcillas es relativamente constante y su continuidad de

amplitud es llamada lnea base de lutitas. En estratos permeables el SP estarrelacionada a la lnea base de lutitas de la siguiente forma: (1) la desviacin es

negativa, a la izquierda de la lnea base, cuando Rmf > Rw; (2) la desviacin espositiva, a la derecha de la lnea base de lutitas, cuando Rmf < Rw; (3) no ocurredesviacin cuando Rmf = Rw.

4. La desviacin de la curva de SP puede ser disminuida ante estratos delgados,lutticos, y por la presencia de gas.


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PERFILES DE RESISTIVIDADIntroduccin

Los perfiles de Resistividad son los perfiles elctricos utilizados para: (1)

determinar las zonas productivas de hidrocarburo vs. las productoras de agua, (2)

indicar las zonas permeables, y (3) determinar la porosidad a partir de la resistividad.

Por mucho, el uso ms importante de los perfiles de resistividad es la determinacin de

las zonas productivas de hidrocarburo vs. las de agua. Puesto que la matriz de las

rocas, o los granos, no son conductores, la habilidad de la roca de transmitir una

corriente es una funcin casi completamente condicionada por la presencia de agua en

los poros. Los hidrocarburos, como la roca y la matriz, no son conductores; por

consiguiente, cuando la saturacin de hidrocarburo de los poros aumenta, la

resistividad de la roca tambin aumenta.

Si se conoce el valor de la resistividad del agua de una formacin (Rw), suporosidad (), y un valor para el exponente de cementacin (m) (Tabla 1), se puededeterminar la saturacin de agua (Sw) para una formacin a partir de la ecuacin deArchie:

Sw = [(F x Rw) / Rt)]1/nDonde:

Sw = saturacin de aguaF = factor de la formacin (a / m)a = factor de tortuosidad


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m = exponente de la cementacinRw = resistividad del agua de la formacinRt = resistividad verdadera de la formacin medida por un perfil de resistividad delectura profundan = exponente de saturacin (normalmente 2.0)

Los dos tipos bsicos de perfiles actualmente en uso, para determinar la

resistividad de una formacin, son el perfil de induccin y el perfil de electrodo (o de

conduccin) (Tabla 4). El tipo de dispositivo de perfilaje ms comn es la herramienta

de la induccin (Dresser Atlas, 1975).

Una herramienta de la induccin consiste en uno o ms bobinas transmisoras

por las que circula una corriente alterna de intensidad constante y de frecuencia alta. El

campo magntico alterno que se crea induce corrientes secundarias en la formacin.

Estas corrientes secundarias fluyen como corrientes perpendiculares al eje del pozo

(Fig. 15), y crean campos magnticos que inducen seales en las bobinas receptoras.

Las seales del receptor son esencialmente proporcionales a la conductividad+ que es

la recproca de la resistividad (Schlumberger, 1972). Las bobinas mltiples se usan

para enfocar la medicin de la resistividad, y de esta forma minimizar el efecto de los

materiales del pozo, la zona invadida, y otras formaciones cercanas. Los dos tipos de

dispositivos de induccin son el Perfil Elctrico de Induccin y el Perfil Induccin Dual

Enfocado.

+conductividad =1000/resistividad. Conductividad en milimhos/metros. Resistividad en ohm-metros


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Un segundo tipo dispositivo que mide resistividad es el perfil de electrodo (o

perfil de conduccin). Se conectan electrodos ubicados en el pozo a una fuente de

poder (generador), y la corriente fluye desde los electrodos, a travs del fluido del pozo

y de la formacin, hacia un electrodo de referencia remoto. Los ejemplos de

herramientas de resistividad de electrodo incluyen: (1) normal, (2) Lateral, (3)

Laterolog*, (4) Microlaterolog*, (5) Microlog*, (6) el Perfil de Proximidad*, y (7) perfil

esfricamente enfocado.

Los perfiles de induccin pueden ser usados en presencia de barros de

perforacin no salinos (i.e. Rmf > 3 Rw) para obtener un valor ms preciso de laresistividad verdadera (Rt). Los pozos llenos de barro de perforacin salinos (Rmf Rw)requieren perfilaje de conduccin, como el Laterolog* o Laterolog Dual * con o sin un

Perfil Microesfericamente enfocado*, para determinar valores precisos de Rt. La Figura16 es un carta que ayuda en las determinaciones cuando se prefiere el uso de un perfil

de la induccin en lugar de un perfil de conduccin como el Laterolog*.

El Perfil Elctrico de Induccin

El Perfil Elctrico de Induccin (Fig. 17) est compuesto de tres curvas: (1) la

normal corta, (2) la de induccin, y (3) el potencial espontneo o SP. Estas curvas seobtienen simultneamente durante el perfilaje del pozo.

Normal corta.- La herramienta normal corta mide la resistividad a una


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profundidad de investigacin poco profunda, es decir la resistividad de la zona invadida

(Ri). Cuando la resistividad de la curva normal corta se compara con la resistividad dela herramienta de la induccin de medicin ms profunda (Rt), se descubre la presenciade invasin por la separacin entre la normal corta y la curva de induccin (Fig. 17). La

presencia de invasin es importante que porque indica que una formacin puede ser

permeable.

La herramienta normal corta tiene un espaciamiento de electrodos de 16 pulgadas y

puede registrar un valor confiable para la resistividad de una capa de cuatro pies de

espesor. La curva normal corta normalmente se graba en pista #2 (Fig. 17). Como la

herramienta normal corta trabaja mejor en barros conductivos de resistividad alta

(donde Rmf > 3 Rw), los barros salinos (con Rmf Rw) no son un buen ambiente para suuso. Adems de proveer un valor de Ri, la curva normal corta puede usarse paracalcular un valor de la porosidad a partir de la resistividad si se realiza una correccin

por el hidrocarburo desplazado en la zona invadida. Para obtener un valor ms exacto

de Ride la curva normal corta, a veces se despliega en la pista #2 una curva normalcorta amplificada junto con la curva normal corta.


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Tabla 4. Clasificacin de Perfiles de Resistividad.

PERFILAJE DE INDUCCIN (medicin de la conductibilidad)PERFILAJE DE CONDUCCIN (medicin de la resistividad)A. Perfiles normales

B. Perfil lateral +

C. Laterologs *

D. Perfil esfricamente Enfocado (SFL) *

E. Microlaterolog (MLL) *

F. Microlog (ML) *

G. Perfil de proximidad (PL) *

H. Perfil Microesfricamente enfocado

(MSFL) *

PROFUNDIDAD DE RESISTIVIDAD PERFIL INVESTIGACINZona lavada (Rxo)

Microlog *

Microlaterolog *

Perfil de Proximidad *

Perfil Microesfricamente

enfocado *

Zona invadida (Ri)

Normal corto ++

Laterolog 8 * ++

Perfil esfricamente

Enfocado * ++

Perfil de Induccin medio

Laterolog poco profundo *

No invadida Zona (Rt)

Normal largo

Perfil lateral

Perfil de Induccin

profunda

Laterolog profundo *

Laterolog 3 *

Laterolog 7 *

Perfil de induccin 6FF40

Referencia:

+ Para una revisin de cmo usar perfiles laterales ver Hilchie (1979).

++ Cuando Rmfes muy superior a Rw, el Laterolog 8* y Perfil Esfricamente Enfocado* tendrn

una profundidad de investigacin ms somera (ms cerca a Rxo) que la herramienta de

induccin media, el Laterolog poco profundo *, y el normal corto.

Induccin- El dispositivo de induccin (Fig. 17) mide la conductividad usandocorriente elctrica generada por bobinas. Las bobinas transmisoras producen un campo

electromagntico que induce corrientes en la formacin. Estas corrientes inducidas se

registran como conductividad en bobinas receptoras. Los dispositivos de la induccin


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modernos tienen bobinas adicionales que enfocan la corriente para que se minimicen

los efectos de las formaciones adyacentes, el pozo, y la zona invadida. Al enfocar la

corriente y eliminando las seales no deseadas, es tomada una lectura ms profunda

de la conductibilidad, y son determinados valores ms exactos de la verdadera

resistividad de la formacin (Rt) a partir del perfil de induccin. El perfil de induccintiene un transmisor/receptor con espaciamiento de 40 pulgadas que puede medir un

valor confiable para la resistividad de una capa de cinco pies de espesor. La curva de

induccin en el Perfil Elctrico de Induccin aparece en pista #2 (Fig. 17). Como el

dispositivo de induccin es una herramienta que mide la conductibilidad, se presenta en

la pista #3 una curva de conductibilidad derivada de la de induccin (Fig. 17). La curva

de conductibilidad de la pista #3 es necesaria para determinar con ms precisin

valores de Rt de las formaciones de baja resistividad, y para eliminar posibles errores alcalcular la resistividad verdadera a partir de la conductividad. Dado que el perfil de

induccin no requiere la transmisin de electricidad a travs del fluido de perforacin,

puede registrase en aire, petrleo, o pozos llenos de espuma.

Perfil de Induccin Dual EnfocadoEl moderno perfil de induccin se llama Perfil de Induccin Dual Enfocado (Tixier

et al, 1963). Este perfil (Fig. 18) consiste en un dispositivo de induccin de lectura

profunda (RILd que mide Rt), y es similar al Perfil Elctrico de Induccin. El Perfil deInduccin Dual Enfocado (Fig. 18) tambin tiene un dispositivo de lectura de induccin

media (RILdque mide Ri) y uno de lectura poco profunda enfocada (Rxo) Laterolog * que


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Donde:

Rtmn= la resistividad verdadera (tambin llamada Rt mnimo)Rmt = la resistividad del filtrado de barro a temperatura de la formacinRw = la resistividad del agua de formacin a temperatura de la formacinLL-8* = la resistividad poco profunda del perfil Laterolog-8*SFL* = la resistividad poco profunda del Perfil Enfocado Esfricamente*

La funcin de aplicarRtmnes determinarRt, a partir de la carta tornado del Perfilde Induccin Dual Enfocado (Fig. 19) y de la frmula de Rtmn, y uso el mayor valor deRt. Adems del mtodo de Rtmnpor determinarRt en capas delgadas resistivas estndisponibles curvas de correccin (Schlumberger, 1979, pg., 54-55) para corregir el

perfil de resistividad de induccin profunda (RILd) a Rt.

Laterolog*

El Laterolog * se disea para medir la resistividad verdadera de la formacin (Rt)en pozos llenos de barros salados (donde Rmf Rw). Una corriente es enviada a laformacin a travs de electrodos de enfoque. Los electrodos de enfoque emiten una

corriente de la misma polaridad que la del electrodo de inspeccin, y estn ubicados

por encima y por debajo de l. Los electrodos de enfoque, o electrodos de guarda,

impiden que la corriente del electrodo de inspeccin fluya por el pozo llen de barro de

agua salada (Fig. 20). La profundidad de investigacin efectiva del Laterolog* es

controlada en la medida que la corriente de inspeccin es enfocada. Las lecturas ms


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profundas de Laterolog* estn ms fuertemente enfocadas, que las lecturas menos

profundas. La invasin puede influir en el Laterolog*. Sin embargo, cuando la

resistividad del filtrado de barro es aproximadamente igual a la resistividad del agua de

formacin (Rmf Rw), como en el caso de un pozo que se perfora con barros basadosen agua salada, la invasin no afecta fuertemente valores de Rt derivados de unLaterolog*. Pero, cuando un pozo se perfora con barros basados en agua dulce (donde

Rmf > 3 Rw), el Laterolog* puede ser afectado fuertemente por la invasin. En estascondiciones, no debe usarse un Laterolog* (vea Fig. 16). El tamao del pozo y espesor

de la formacin afectan el Laterolog*, pero normalmente el efecto es bastante pequeo

tal que puede tomarse la resistividad del Laterolog* como Rt.La curva de Laterolog * (Fig. 21) aparece en pista #2 del perfil y tiene una escala

lineal. Como el barro basado en agua salada, donde Rmf Rw, da una respuesta muypobre de SP, se corre en la pista #1 un perfil de rayo de gamma natural como perfil

litolgico y curva de correlacin (Fig. 21). A veces se graba en la pista #3 un

Microlaterolog * (Fig. 21).

Perfil Laterolog Dual -Microesfricamente Enfocado*

El Laterolog Dual * (Fig. 22) consiste en un dispositivo de lectura profunda (RLLd)de la resistividad (Rt) y un dispositivo de lectura poco profunda (RLLS) de la resistividad(Ri). Los dos perfiles se despliegan en las pistas #2 y #3 en una escala logartmica de

cuatro ciclos. A menudo se despliega en la pista #1un perfil de rayos gamma naturales


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(Fig. 22).

El Perfil Microesfricamente enfocado* es un tipo perfil con electrodos de

enfoque colocados en una almohadilla (tiene los electrodos montados en una

almohadilla que se fuerza contra la pared del pozo) por eso este tipo de perfil tiene muy

poca profundidad de investigacin, y slo mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).Cuando el Perfil Microesfricamente enfocado (MSFL *) se corre con el Laterolog Dual*

(Fig. 22), el resultado son tres curvas (i.e. de investigacin profunda, poco profundo, y

MSFL*) que se usan para corregir (por efecto de la invasin) la resistividad profundo

(RLLd) para obtener la resistividad verdadera de la formacin (Suau et al, 1972). Paracorregir la RLLd a Rt es necesario utilizar una carta tipo tornado (Fig. 23), determinar eldimetro de invasin (di) y la proporcin de Rt/Rxo. El procedimiento se ilustra en laFigura 23.

Microlog (ML*)

El Microlog* (Fig. 24) es un dispositivo de resistividad tipo almohadilla que

registra principalmente el revoque (Hilchie, 1978). La almohadilla est en contacto con

el pozo y consiste en tres electrodos con una pulgada de espaciamiento. De este

dispositivo se obtienen dos medidas de resistividad; uno se llama el micro-normal y el

otro es el micro-inverso (Fig. 24). El dispositivo micro-normal investiga tres o cuatro

pulgadas dentro de la formacin (mide Rxo) y el micro-inverso investiga a una o dospulgadas y mide aproximadamente la resistividad del revoque (Rmc). La determinacin


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resistividad en la zona lavada (Rxo). El Microlaterolog* est fuertemente influenciado porespesores de revoque mayor que 1/4 pulgada (Hilchie, l978), y slo puede correrse con

barros de perforacin basados en agua salada. El Perfil de Proximidad* que se enfoca

ms fuertemente que el Microlaterolog *, esta diseado para investigar ms

profundamente, donde el revoque es ms espeso, y puede usarse con barros de

perforacin basados en agua dulce.

La porosidad derivada del perfil de resistividad

Los granos minerales que constituyen la matriz de la roca y los hidrocarburos

presentes en los poros no son conductivos. Por consiguiente, la capacidad de la roca

de transmitir una corriente elctrica es casi completamente el resultado de la presencia

de agua en el espacio poral. As que pueden usarse medidas de resistividad para

determinar porosidad. Normalmente, las medidas de la resistividad de una formacin

cerca del pozo (zona lavada, Rxo o zona invadida, Ri) se usan para determinar laporosidad. Los dispositivos de resistividad poco profunda, miden Rxoy Ri, incluyen lossiguientes: (1) Microlaterolog*; (2) el Perfil de Proximidad*; (3) Laterolog-8*, (4) el Perfil

Microesfricamente focalizado*; (5) el perfil normal corto; y (6) el Perfil Esfricamente

Enfocado*

Cuando una formacin porosa y permeable que contiene agua es invadida por el

filtrado de lodo de perforacin, el agua de la formacin es desplazada por filtrado de

barro. La porosidad de la formacin productiva puede relacionarse a la resistividad de la


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m = 2.0 para las arenas consolidadas y carbonatosm = 2.15 para arenas sin consolidar

F = el factor de la formacin

En la zona productiva en hidrocarburo, la resistividad poco profunda (Rxo) esafectada por los hidrocarburos residuales no movilizados por el filtrado de barro invasor.

Estos hidrocarburos residuales producirn un valor de resistividad poco profunda (Rxo)es demasiado alto, pues los hidrocarburos tienen una resistividad mayor que el agua de

la formacin. Por consiguiente, la porosidad calculada de la resistividad en las zonas

productivas en hidrocarburo ser demasiado baja. Para realizar las correcciones por la

presencia de hidrocarburos residuales en la zona lavada, debe conocerse o debe

estimarse la saturacin de agua de la zona lavada (Sxo). Entonces, la resistividad pocoprofunda de una formacin (Rxo) puede relacionarse a la porosidad por lo siguiente:

)]R/(Rx[F xomf=xoS

ahora si elevamos al cuadrado ambos lados de la ecuacin:

y recordamos que:

F = a / m

Sxo2 = F x (Rmf / Rxo)

resolviendo para F:

F = (Sxo2 x Rxo) / Rmf

Por consiguiente:

(a / m) = [(Sxo2 x Rxo) / Rmf]


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resolviendo para la porosidad ():

= [a(Rmf/ Rxo) / (Sxo2)] 1/m

Donde:

= porosidadRmf= resistividad del filtrado de barro a la temperatura de la formacin

Tabla 5. Los porcentajes de Saturacin del Hidrocarburo Residual como una funcin de

densidad del hidrocarburo y porosidad (modific despus de Hilchie, 1978).

API RHS% Sxo%Gas 40 a 5 60 a 95

Aceite pesado 40 a 50 10 a 5 90 a 95

Aceite mediano 20 a 40 20 a 10 80 a 90

Aceite liviano 10 a 20 30 a 20 70 a 80

Porosidad % RHS% Sxo %25 a 35 30 70

15 a 20 15 85

Rxo = resistividad de la zona lavadaa = constante

a = 1.0 para los carbonatosa = 0.62 para arenas sin consolidara = 0.81 para arenas consolidadas

m = constantem = 2.0 para los carbonatos y arenas consolidadasm = 2.15 para arenas sin consolidarSxo = la saturacin de agua de la zona lavadaSxo= 1.0 menos la saturacin del hidrocarburo residual (RHS). Ver la Tabla 5

para los ejemplos.

F = factor de formacin


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Repaso1. Los perfiles de Resistividad se usan para: (1) determinar las zonas productivas de

hidrocarburo vs. las de agua; (2) indicar zonas permeables; y (3) determinar

porosidad a partir de la resistividad.

2. La resistividad de una formacin puede ser medida por los perfiles de induccin ode electrodo (Laterolog*, los perfiles normales, Laterales, esfricamente enfocados,

Microlog*, Microlaterolog", y Proximidad *).

3. El perfil de induccin (perfil elctrico de induccin o Perfil de Induccin DualEnfocado) debe correrse en barros de perforacin no saturados de sal (donde Rmf>

3 Rw).

4. Laterolog * o Laterolog Dual * con Rxo debe correrse en barros de perforacinsaturados en sal (donde Rmf R).

5. Con el uso de las cartas, los perfiles de resistividad profunda tanto como el perfil deInduccin Dual Enfocado o del perfil Laterolog Dual* con Rxo debe corregirse porlos efectos de la invasin para determinar un valor ms exacto de la verdadera

resistividad de la formacin (Rt).6. La mayora de los minerales que constituyen la matriz de la roca, y los

hidrocarburos en los poros, no son conductivos. Por consiguiente, la capacidad de

una roca de transmitir una corriente elctrica es casi completamente una funcin

del agua presente en los poros de la roca.


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Los Perfiles de Rayos Gamma

El perfil de rayos gamma registra la radioactividad natural de las formaciones y

debido a esto, pueden usarse para identificar litologas y para correlacionar entre

distintas zonas. Las areniscas libres de lutitas y los carbonatos tienen concentraciones

bajas de material radiactivo, y dan bajas lecturas de rayo de gamma. Cuando el

contenido de lutita aumenta, la respuesta del perfil de rayos gamma aumenta debido a

la concentracin de material radiactivo en la lutita. Sin embargo, las areniscas limpias

(es decir con un volumen de lutitas bajo), y con contenido alto de feldespatos de

potasio, micas, glauconita, o aguas ricas en uranio, tambin pueden producir una

respuesta alta del perfil de rayos gamma. En zonas donde el gelogo es consciente de

la presencia de feldespatos de potasio, micas, o glauconita, puede correrse un

Spectralog ** adems del perfil de rayo gamma. El Spectralog ** discrimina, de la

radioactividad natural de una formacin, los diferentes tipos de material radiactivo

presentes: (1) el torio, (2) el potasio, y (3) uranio. Si una zona tiene un volumen de

potasio alto asociado con una respuesta alta del perfil de rayos gamma, la zona podra

no tener arcillas, pero podra tener una arenisca feldesptica, glaucontica, o miccea.

Adems de su uso para identificar litologas y correlacionar zonas, los perfiles de

rayos gamma permiten calcular el volumen de lutitas en una arenisca o carbonato. El

perfil de rayo de gamma se graba en pista #1 (ejemplo, Fig. 37), normalmente con un

calibrador. Las pistas #2 y #3 contienen a menudo un perfil de porosidad o un perfil de

resistividad.


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GRmax = 128 a 13,720 ft

Entonces,

IGR = 0.115

Finalmente, el valor calculado del ndice de rayo de gamma (IGR ) se localiza en

la carta de la Figura 38, y entonces se determina el correspondiente valor para el

volumen lutitas (VSH) en arenas consolidadas o sin consolidar. De la Figura 38, y

usando un valor de IGR de 0.115, se determin:

VSH = 0.057 rocas ms viejas (consolidadas)

VSH = 0.028 rocas Terciarias (sin consolidar)

El volumen de lutitas tambin se calcula matemticamente a partir del ndice de

rayo de gamma (IGR) por la siguiente frmula de Dresser Atlas (1979):

En rocas ms viejas, consolidadas:

]0.12[33.0 )2( = xIGRSHV

En rocas Terciarias, o sin consolidar:

]0.12[083.0 )7.3( = xIGRSHV

Donde:

VSH = volumen de lutitas

IGR = ndice de rayos gamma

Repaso


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1. los perfiles de rayo de gamma son perfiles de litologa que miden laradioactividad natural de una formacin.

2. como el material radiactivo se concentra en las lutitas, estas tienen altaslecturas de rayo de gamma. Las areniscas libres de lutitas y carbonatos, porconsiguiente, tienen lecturas de rayo de gamma bajas.

3. los perfiles de rayo de gamma se usan para: (1) identificar litologas; (2)correlacionar formaciones; y (3) calcular el volumen de lutitas presentes.


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PERFILES DE POROSIDADPerfil snico

El perfil snico es un perfil de porosidad que mide tiempo de trnsito de intervalo

( ) de una onda de sonido de compresional que viaja a travs de un pie de formacin.

El dispositivo del perfil snico consiste en uno o ms transmisores snicos, y dos o ms

receptores. Los perfiles snicos modernos son los dispositivos compensados de pozo

(BHC*). Estos dispositivos reducen grandemente los efectos espurios de variaciones en

el dimetro del pozo (Kobesh y Blizard, 1959), as como los errores debido a la

inclinacin de la herramienta snica (Schlumberger, 1972). El tiempo de trnsito del

intervalo ( ), medido en microsegundos por pie, es el recproco de la velocidad

(medida en pies por segundo) de una onda compresional de sonido. El tiempo de

trnsito del intervalo ( t) se graba en las pistas #2 y #3 (ejemplo Figura 26). Una curva

de porosidad derivada del snico a veces se graba en pistas #2 y #3, junto con la curva

de t (Figura 26). La pista #1 normalmente contiene un perfil calibrador y un perfil de

rayo de gamma, o un perfil de SP (Figura 26). El tiempo de trnsito del intervalo ( t) es

dependiente de la litologa y la porosidad. Por consiguiente, debe conocerse la

velocidad de trnsito en la matriz de una formacin (tabla 6) para derivar la porosidad

del snico, ya sea a partir de una carta (Figura 27) o por aplicacin de la siguiente

frmula (Wyllie et al, 1958):

maf

masonic

tttt

=log


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porosidad secundaria, por vuggy o fractura, puede ser calculado substrayendo la

porosidad snica de la porosidad total. Se obtienen los valores de porosidad total de

alguno de los perfiles nucleares (es decir densidad o neutrn). El porcentaje de

porosidad secundaria, llamado SPI, o ndice de porosidad secundaria, puede ser un

parmetro de mapeo til en la exploracin de carbonatos.

Cuando se usa un perfil snico para determinar la porosidad en arenas sin

consolidar, debe agregarse un factor emprico de compactacin, Cp, a la ecuacin de

Wyllie et al (1958):

Cptt

ttmaf

masonic /1

log

=

Donde:

sonic = porosidad derivada del snico

tma= tiempo de trnsito de intervalo de la matriz (Tabla 6)

tlog = tiempo de trnsito de intervalo de formacin

tf = tiempo de trnsito de intervalo del fluido en el pozo (barro dulce = 189;

barro salino = 185)

Cp = factor de consolidacin

El factor de compactacin se obtiene de la siguiente frmula:

100CtCp sh=

Donde: Cp = factor de consolidacin

t = tiempo de trnsito de intervalo para el esquisto adyacente

C = una constante que normalmente es 1.0 (Hilchie, 1978).

El tiempo de trnsito de intervalo ( t) de una formacin aumenta debido a la


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presencia de hidrocarburos (es decir el efecto del hidrocarburo). Si el efecto de

hidrocarburo no se corrige, la porosidad derivada del snico ser demasiado alta.

Hilchie (1978) sugiere las siguientes correcciones empricas para efecto del

hidrocarburo:

= sonic x 0.7 (gas)

= sonic x 0.9 (petrleo)


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Perfil neutrnico

Los perfiles neutrnicos son perfiles de porosidad que miden la concentracin de

iones de hidrgeno en una formacin. En formaciones limpias (es decir libres de lutitas)

donde la porosidad est llena con agua o hidrocarburo, el neutrn registra medidas de

la porosidad llena de fluidos. En una herramienta de registro neutrnico se crean

neutrones a partir de una fuente qumica. La fuente qumica puede ser una mezcla de

americio y berilio que emitirn neutrones continuamente. Estos neutrones chocan con

los ncleos del material de la formacin, y produce un neutrn que pierde algo de su

energa. Como el tomo de hidrgeno es casi de igual en masa que el neutrn, la

prdida de energa es mxima cuando ocurre un choque entre el neutrn y un tomo de

hidrgeno. Por consiguiente, la cantidad mxima de prdida de energa es una funcin

de la concentracin de hidrgeno en una formacin. Dado que el hidrgeno se

concentra en una formacin porosa en los fluidos que llenan el espacio poral, la prdida

de energa puede relacionarse a la porosidad de la formacin. Cuando los poros estn

llenos con gas en lugar de aceite o agua, la porosidad del neutrn ser menor que la

real. Esto ocurre que porque hay menos concentracin de hidrgeno en el gas

comparado con el hidrocarburo o el agua. Se llama efecto de gas a la disminucin de

la porosidad del neutrnico al atravesar una capa con gas. Las respuestas del perfil de

neutrnico varan y dependen de: (l) los diferentes tipos de detector, (2) el espaciando

entre la fuente y detector, y (3) la litologa - es decir arenisca, caliza, o dolomita. Estas

variaciones en la respuesta pueden compensarse usando las cartas apropiadas


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(Figuras 30 y 31). Un gelogo debe recordar que el registro neutrnico (al contrario de

todos los otros perfiles) debe interpretarse con la carta especfica diseada para un

perfil especfico (es decir las cartas de Schlumberger para los perfiles de Schlumberger

y las cartas de Dresser Atlas para los registros de Dresser Atlas). La razn para esto es

que mientras se calibran otros perfiles en unidades fsicas bsicas, los perfiles del

neutrn no (Dresser Atlas, 1975). El primer perfil neutrnico moderno fue el Perfil

Neutrnico Sidewall. El Perfil Neutrnico Sidewall tiene la fuente y el detector en una

almohadilla que se empuja contra la pared del pozo. El ms moderno de los perfiles

neutrnicos es el Perfil Neutrnico Compensado que tiene una fuente de neutrones y

dos detectores. La ventaja de Perfil Neutrnico Compensado respecto al Sidewall es

que son menos afectado por las irregularidades del pozo. El Sidewall y el Compensado

pueden registrar perfiles Neutrnicos en unidades de porosidad aparente de caliza,

arenisca, o de dolomita. Si una formacin es caliza, y el perfil del neutrnico se registra

en unidades de porosidad de caliza, la porosidad aparente es igual a la porosidad real.

Sin embargo, cuando la litologa de una formacin es arenisca o dolomita, la porosidad

aparente de caliza debe corregirse usando una carta apropiada para obtener la

porosidad real (Figura 30 para el Perfil Neutrnico Sidewall; o Figura 31 para el Perfil

Neutrnico Compensado). El procedimiento es idntico para cada una de las cartas y

se muestran en las Figuras 30 y 31.

Perfil de Neutrn-densidad de combinacin


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El Perfil Neutrn-Densidad Combinado es un perfil de porosidad combinada.

Adems de su uso como un dispositivo de porosidad, tambin se usa para determinar

litologa y para descubrir zonas potencialmente productivas de gas. El Perfil de

Neutrn-Densidad consiste de una curva del neutrnico y una curva de densidad

grabadas en las pistas #2 y #3 (ejemplo, Figura 32), junto con un calibrador y perfil de

rayos gamma en pista #1. Ambos perfiles, neutrnico y densidad, normalmente se

registran en unidades de porosidad de caliza, donde cada divisin es igual a o dos o

tres por ciento de la porosidad; sin embargo, tambin pueden grabarse en unidades de

porosidad de arenisca o de dolomita. La porosidad verdadera puede obtenerse,

primero, leyendo las porosidades aparentes de la caliza del neutrnico y de la curva de

densidad (ejemplo: Figura 32 a 9,324 ft, N = 8% y D = 3.5%). Entonces, paraencontrar verdadera porosidad, estos valores son representados en una carta de

porosidad del neutrn-densidad (Figuras 33 o 34). En el ejemplo de las Figuras 32 y 34,

la posicin de las porosidades de neutrn-densidad de crossplotteda 9,324 ft (Fig. 34)

indica que la litologa es una dolomita marina y la porosidad es del 6%. El examen de la

carta de porosidad del neutrn-densidad (Fig. 34) revela que los valores de porosidad

slo son afectados ligeramente por cambios en la litologa. Por consiguiente, la

porosidad de un Perfil de Neutrn-densidad puede calcularse matemticamente. El

mtodo alternativo para determinar la porosidad a partir del neutrn-densidad es usar la

raz cuadrada de media de la siguiente frmula:

2

22D

DNN +

= (*)


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La Figura 35 es una ilustracin esquemtica de cmo la litologa afecta la combinacin

de perfiles de rayos Gamma y Neutrn-Densidad. La relacin entre las respuestas del

perfil de rayos gamma y del Neutrn-densidad, y el tipo de rocas, provee al gelogo de

subsuelo de una herramienta poderosa. Al identificando los tipos litolgicos en los

perfiles, un gelogo puede construir mapas de facies. La figura 35 tambin ilustra el

cambio en respuesta del perfil neutrn-densidad entre arenas productoras de

hidrocarburo o de agua y una arena productora de gas. Las arenas productoras de

hidrocarburo o agua tienen un perfil de densidad que lee cuatro unidades de porosidad

ms que el perfil neutrnico. En contraste, las arenas productoras de gas tienen una

densidad que lee 10 unidades de porosidad ms que el perfil neutrnico. En una zona

productora de gas ocurre un aumento en la porosidad del perfil de densidad con una

disminucin en la porosidad del perfil neutrnico, este efecto se llama efecto de gas. El

efecto de gas es creado por la presencia de gas en los poros. El gas en los poros

causa que el perfil de densidad registre un valor demasiado alto de porosidad (es decir

el gas es ms ligero que el petrleo o el agua), y causa que el perfil neutrnico registre

un valor demasiado bajo de porosidad (es decir el gas tiene una concentracin ms

baja de tomos de hidrgeno que petrleo o el agua). El efecto de gas en el Perfil

Neutrn-densidad es una respuesta muy importante porque ayuda a un gelogo a

descubrir zonas portadoras de gas. La Figure 36 es una ilustracin esquemtica de una

perfil de rayos gamma, Neutrn-densidad a travs de algunas arenas portadoras de

gas. Ilustra cmo cambios en la porosidad, la invasin, densidad del hidrocarburo, y

volumen del lutitas alteran el efecto de gas observado en el Perfil de Neutrn-densidad.


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Repaso

1. Los tres tipos de perfiles de porosidad son: (1) snico, (2) de densidad, y (3) elneutrnico.

2. el perfil snico es un perfil de porosidad que mide el intervalo de tiempo detrnsito ( ) de una onda compresional de sonido a travs de un pie de

formacin. La unidad de medida es microsegundos por pie ( sec / ft). El tiempo

de trnsito en un intervalo de formacin se relaciona con la porosidad de la

formacin.

3. el perfil de densidad es un perfil de porosidad que mide la densidad deelectrones de una formacin. La densidad de electrones de una formacin estarelacionada a la densidad en volumen de la formacin ( b) en gm/cc. La

densidad en volumen, a su vez, se puede relacionar con la porosidad de la

formacin.

4. el perfil del neutrnico es un perfil de porosidad que mide la concentracin deiones de hidrgeno en una formacin. En formaciones libres de arcillosidad,

donde la porosidad est llena con agua, el perfil neutrnico puede relacionarse a

la porosidad llena de agua.

5. en depsitos de gas, el perfil neutrnico registra una porosidad ms baja que laporosidad verdadera de la formacin porque el gas tiene una concentracin de

iones de hidrgeno ms baja que petrleo o el agua (efecto de gas).

6. el Perfil Neutrn-densidad es un perfil combinado de porosidad. La porosidadpuede determinarse desde un Perfil de Neutrn-densidad tanto por una carta de

crossploto por frmula.

7. los usos adicionales del Perfil combinado Neutrn-densidad son: (1) eldescubrimiento de zonas productivas de gas; y (2) la determinacin de litologa.


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Resonancia Magntica Nuclear

A pesar de que los perfiles de pozos han avanzado a lo largo de unos 70 aos,

varias propiedades de reservorio no se miden en forma directa, en un perfil continuo.

Dentro de estas se encuentran la productividad, la saturacin de agua irreductible y la

saturacin de petrleo residual. Los perfiles de resonancia magntica nuclear prometen

medir todo esto, pero es solo reciente que los desarrollos tecnolgicos apoyados por

estudios de sonidos dentro de la fsica muestran seales de llevar a cabo esta

promesa.

Por ms de 70 aos, la industria petrolera ha dependido de las herramientas de

perfilaje para revelar las propiedades de los campos subterrneos. El arsenal de las

mediciones de perfiles de pozo ha crecido para permitir una comprensin sin

precedentes de reservorios de hidrocarburos, pero los problemas persisten; un perfil

continuo de permeabilidad sigue siendo difcil de conseguir, las zonas productivas no

son descubiertas y el petrleo es abandonado en el campo. Una medicin de

resonancia magntica nuclear podra cambiar todo esto. Este artculo revela las fsicas

y la interpretacin de las tcnicas de resonancia magntica, y pone a prueba los

ejemplos de campo donde el perfilaje

de resonancia ha sido exitoso.


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en molculas de fluido. Los protones tienen un momento magntico y se comportan

como imanes en barra, para que sus orientaciones puedan ser controladas por campos

magnticos. Tambin giran, lo cual hace que se comporten como giroscopios.

Una secuencia de medicin comienza con un alineamiento de protones seguido

por una inclinacin de giro, precesin, y repetidos desfasajes. La relajacin transversal

y la relajacin longitudinal limitan cuanto puede durar una medicin. Una vez

completados estos pasos, lo cual toma unos segundos, puede repetirse la medicin.

Aplicaciones de resonancia nuclear y ejemplosLa distribucin T2 medida por la herramienta de resonancia magntica combinada

CMR, descrita luego, sintetiza todas las mediciones de resonancia magntica y tiene

varias aplicaciones petrofsicas:

la distribucin T2 imita la distribucin de tamao de poro en roca saturada poragua

el rea bajo la curva de distribucin equivale a la porosidad de resonanciamagntica

la permeabilidad es estimada mediante la media logartmica T2 y la porosidad deresonancia magntica

los cutoffs derivados empricamente separan la distribucin T2 en reasequivalentes a la porosidad de fluido libre y a la porosidad de agua irreductible.


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La aplicacin e interpretacin de mediciones de resonancia magntica dependen

de una comprensin de la roca y de las propiedades que causan la relajacin. Con esta

fundacin de los mecanismos de relajacin, la interpretacin de la distribucin T 2 es

fcil de entender.

La distribucin T2En medios porosos, el tiempo de relajacin T2 es proporcional al tamao del

poro. A cualquier profundidad del pozo la herramienta de resonancia magntica da una

muestra de la roca que contiene una gama de tamaos de poros. El decaimiento

observado del T2 es la suma de la seales T2 de los protones de hidrogeno, en muchos

poros individuales, en relajacin independiente. La distribucin T2 muestra el volumen

del fluido poroso asociado con cada valor de T2, y por lo tanto el volumen asociado con

cada poro.

El procesamiento de seales es usado para transformar las seales de

resonancia magntica en las distribuciones T2. El procesamiento de detalles se

encuentra mas all del fin de este articulo.

Alineamiento de protones - Los protones de hidrogeno

son alineados por la aplicacin de un campo magntico

constante, B0. El alineamiento toma unos segundos y

los protones se quedan alineados siempre que no sean

interrumpidos. Las herramientas NMR usan imanes

permanentes de 550 gauss en la regin de medicin (unas 1000 veces mayor que el


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embargo, el campo magntico B0, no es perfectamente homogneo, causando a los

protones a oscilar en frecuencias distintas. Gradualmente, pierden sincronizacin, se

desfasan, causando as el decaimiento de la seal de antena. La seal en decaimiento

es llamada decaimiento de induccin libre (FID) y el tiempo de decaimiento es llamado

T2* (el * indica que el decaimiento no es una propiedad de la formacin). Para las

herramientas de perfilaje T2* es comparable a la apertura del pulso de inclinacin; unas

pocas dcimas de microsegundos.

Enfoque (ecos de giros). El desfase causado por la falta de homogeneidad de B0 es

irreversible. Imagine una carrera iniciada por un disparo, anlogo al pulso de inclinacin

de 90. Los corredores comienzan al unsono, pero luego de varias vueltas se

dispersan en la pista - a causa de sus velocidades distintas. Ahora el iniciador da otra

seal al disparar un pulso de 180. Los corredores dan media vuelta y comienzan a

correr en direccin opuesta. Los corredores ms rpidos tienen una distancia mayor a

recorrer. Sin embargo, si las condiciones permanecen iguales - nunca es el caso -

todos los corredores llegan al mismo tiempo.

Similarmente, los protones de hidrogeno, oscilando en distintas frecuencias

Larmor, pueden ser enfocadas cuando un pulso de 180 es transmitido. El pulso de

180 tiene la misma fuerza que le pulso de 90, pero encendida por el doble de tiempo.

A medida que los protones se ponen en fase, generan una seal en la antena; un eco

de giro.

Por supuesto que el eco de giro se decae rpidamente. Sin embargo, los pulsos

de 180 pueden ser aplicados reiteradamente; varios cientos de veces en una medicin


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de resonancia magntica nuclear. El procedimiento usual es de aplicar pulsos de 180

en un tren propiamente espaciado, lo mas cercano posible. La secuencia entera del

pulso, un pulso de 90 seguido por una serie larga de pulsos de 180 , es llamada una

secuencia CPMG como sus creadores, Carr, Purcell, Meiboom y Gill. El espaciamiento

de ecos es de 320 m seg para la herramienta CMR y 1200 m seg para las herramientas

MRIL de NUMAR.

Relajacin transversal, T2 - La secuencia de pulso

CPMG compensa el desfase causado por las

imperfecciones del campo B0. Sin embargo, los

procesos moleculares tambin causan desfase,

pero esto es irreversible. Estos procesos son

relacionados con las propiedades petrofsicas

tales como la porosidad de fluidos mviles, distribucin de tamaos de poros y

permeabilidad.

El desfase irreversible es monitoreado al medir la amplitud de decaimiento de los

ecos de giro en el tren de ecos de CPMG. El tiempo de decaimiento en amplitud del eco

caracterstico es conocido como el tiempo de relajacin transversal, T2, porque el

desfase ocurre en el plano transversal al campo esttico B0.

Relajacin longitudinal - Luego de un perodo de tiempo T2, los protones pierden

completamente la coherencia, y no es posible el enfoque. Una vez deliberada la

secuencia de pulso CPMG, los protones regresan a su direccin equilibrada paralela a

B0. Este proceso ocurre con una constante de tiempo diferente de relajacin


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longitudinal, T1. La prxima medicin de inclinacin de giro no es iniciada hasta que los

protones hayan regresado a su posicin de equilibrio en el campo constante B0.

Ambas, T1 y T2 nacen de los procesos moleculares. En muchas mediciones de

laboratorios sobre rocas saturadas de agua, se descubri que T1 es frecuentemente

igual a 1.5 T2. Sin embargo, esta relacin vara cuando el petrleo y el gas son

presentes en las muestras de rocas.

En un ejemplo tomado de reservorio de formacin calcrea, las distribuciones T2

de X340ft a X405ft son parciales a la punta alta del espectro de distribucin indicando

grandes poros. Por debajo de X405ft, la parcialidad se inclina a la punta mas baja del

espectro, indicando poros pequeos.

Esto no solo da indicacin cualitativa

de las zonas que son propensas de

producir, sino tambin ayuda a los

gelogos al anlisis de fases.

Porosidad y Litologa independientesClculos tradicionales de porosidad dependen de las mediciones de pozo de

densidad y porosidad neutrnica. Ambas mediciones requieren de correcciones

ambientales y son influenciadas por la litologa y el fluido de formacin. La porosidad

derivada es la porosidad total, la cual consiste de fluidos productivos, el agua capilar y

el agua "bound" adherida a las arcillas.


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fueron desarrolladas a partir de mediciones de permeabilidad y mediciones de

resonancia magntica nuclear realizadas en el laboratorio en cientos de testigos de

corona. La siguiente formula es comnmente usada:

Donde kNMR es la permeabilidad estimada, fNMR es la

porosidad CMR, logT2 es el logaritmo de la distribucin de T2 y C es una constante,

tpicamente 4 para areniscas y 0.1 para carbonatos.

Un intervalo de corona de un pozo fue perfilado usando la herramienta CMR. El

valor de C en el modelo de permeabilidad CMR fue calculado a partir de la

permeabilidad de corona en distintas profundidades. Luego de la calibracin, se

observ que la permeabilidad CMR fue similar en todos los puntos, a la permeabilidad

de corona sobre el intervalo. Sobre la zon

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