Clase 10-Registros Geofísicos

Registro de Imágenes de Pared de Pozo

Imágenes de Pared del Pozo (Formation Micro Imager, FMI)

• Herramienta de medición eléctrica que utiliza 192 sensores ubicados en 4 brazos con 8 arreglos (almohadillas – flaps) para dar una cobertura circunferencial del hoyo en la pared del pozo. En hoyo de 8 pulgadas permite una cobertura de 80% de la circunferencia del hoyo.

• Puede operar en 3 modos diferentes:

•Imágenes completas (8 arreglos, 192 sensores)

•Modo de 4 arreglos (96 sensores)

•Modo de buzamientos (8 sensores, 1 sensor por arreglo)


• Aplicaciones:

•Análisis estructural

•Caracterización de cuerpos sedimentarios

•Relación arena neta a arena bruta en secuencias arena-lutita.

•Análisis textural

•Evaluación de presencia de porosidad secundaria

•Evaluación de redes de fracturas

•Ajuste en profundidad, Orientación y reemplazo de núcleos

•Caracterización de yacimientos


•Aplicaciones:

• Análisis estructural

•En esta gráfica se observa la presencia de un pliegue muy abrupto con una extensión vertical de unos 6 metros.

•El buzamiento del pliegue es muy diferente del buzamiento de las capas que lo rodean, como puede verse hacia el tope de la imagen


•Aplicaciones:

• Evaluación de redes de fracturas

•Se observa la presencia de una superfractura o zona de fracturas, con una apertura total de 1 metro, a la profundidad marcada como x05.0 metros

•Note que el buzamiento de la fractura es diferente del buzamiento de las capas que atraviesa.


•Aplicaciones:

• Presencia de porosidad secundaria

•Se observa la presencia de una gran cantidad de vacuolas en una zona de calizas.


•Aplicaciones:

• Reemplazo de núcleos

•Se tiene un procesamiento que permite observar la imagen de los ocho arreglos como si se tratase de un núcleo.

•En este caso se observa la presencia de una estructura sedimentaria en “ojo de buey”

Registro de Tiempo de Decaimiento de Neutrones

Térmicos

Registro de Tiempo de Decaimiento de Neutrones Térmicos, Thermal Decay Time, TDT)

Introducción.

•Esta herramienta de neutrones pulsados fue introducida en 1966, con la idea de medir saturaciones de agua en agujeros revestidos. Con el tiempo la herramienta ha evolucionado hacia mejor tecnología y menores tamaños, que permiten su uso a través de la tubería de producción.

•El TDT registra la sección transversal de captura de las formaciones mediante una medición de la tasa de decaimiento de los neutrones termales, τ. Dado que el cloro es entre los elementos comunes el que absorbe la mayor cantidad de neutrones, la respuesta del TDT está determinada en forma primaria por el cloro presente (como cloruro de sodio) en el agua de formación.

•En las rocas de yacimientos más comunes, el tiempo de decaimiento varía entre 75 y 450 microsegundos. La unidad de medida usual es la sección macroscópica de captura, sigma (Σ), que se expresa en unidades de captura, y que equivale a Σ =4545 / τ.

•La figura a la derecha ilustra el perfil típico original, con ambas curvas representadas con una curva de rayos gamma y un CCL.


Introducción.

•Como los efectos de salinidad del agua, porosidad y arcillosidad en el decaimiento de los neutrones termales son similares a los de los registros de resistividad, el TDT se asemeja a un registro de resistividad en agujero desnudo, y es fácil de correlacionar. El TDT difiere de ellos en que puede ser corrido en agujeros revestidos.

•Según esto, cuando la salinidad lo permite, el registro TDT proporciona una forma de reconocer la presencia de hidrocarburos en formaciones que han sido revestidas y para detectar cambios en la saturación de agua durante la vida productiva del pozo.

•Por esta razón, el TDT es útil en la evaluación de pozos viejos, para el diagnóstico de problemas de producción y para el monitoreo del comportamiento de los yacimientos.

•La figura a la derecha es un ejemplo de un pozo con un registro original en agujero abierto y una curva de tiempo de decaimiento tomada varios años después.

Registro de Tiempo de Decaimiento de Neutrones Térmicos, τ, (Thermal Decay Time, TDT)

Principio de Operación.

•Un pequeño generador de neutrones, llamado minitrón, ubicado cerca del fondo de la herramienta, emite pulsos de neutrones de alta energía (unos 200 pulsos por segundo), que a causa de las colisiones con el ambiente del agujero y con la formación, pierden energía y alcanzan nivel termal, tras lo cual son capturados por otros átomos, con una emisión de rayos gamma,

•Los cambios relativos en la población de neutrones de energía termal , son muestreados por detectores ubicados a corta distancia de la fuente. Durante el período de medición la población de neutrones decrece exponencialmente, debido a la captura o a la migración de los neutrones.

•La figura a la derecha muestra como es el proceso. En el extremo izquierdo hay un rápido decaimiento debido a las altas tasas de absorción en los fluidos del agujero y el revestidor. Luego viene una línea recta que corresponde al decaimiento de la densidad de neutrones en la formación y finalmente la curva se aplana, con lecturas que corresponden al la radioactividad inducida en la formación y la sonda.


Principio de operación, cont…

• Consideremos que N0 es la densidad de neutrones termales después de un tiempo t0 después de la emisión del minitrón. Sea este tiempo lo suficientemente largo para permitir que los neutrones alcancen equilibrio térmico. Si el único proceso que ocurre es la captura de neutrones, la densidad de neutrones, N decaerá según la expresión:

N = N0 e – t / τint,

donde t es el tiempo medido desde t0 y τint es el tiempo intrínseco medido de decaimiento, que en cualquier formación está relacionado con sus propiedades de captura por la expresión:

τint = 4545 / Σabs

• Sin embargo, la captura de neutrones no es el único proceso que ocurre, pues también hay neutrones que sufren difusión. La difusión es un proceso mediante el cual en un grupo de partículas emitidas cerca del minitron, las que están mas agrupadas tienden a ocupar los espacios vacíos y se alejan de las otras partículas y esto afecta la detección. Matemáticamente se ha comprobado que la difusión nunca desaparece.


Herramienta TDT-K

•Debido a los efectos en la herramienta original, esta evolucionó llevando finalmente el estado del arte a las dos herramientas que hoy se utilizan principalmente: el TDT-K (Dual spacing) y el TDT-P (o Dual Burst TDT, TDT de doble emisión), pasando por los modelos TDT-L (que trabaja de manera estacionaria para resolver el problema de la difusión), y la TDT-M (de dos detectores), precursora de la TDT-P.

•El TDT-K proporciona valores del tiempo de decaimiento termal y una relación derivada de las cuentas de los dos detectores. Después de una emisión de duración τ , hay una demora de 2τ para que la señal del agujero decaiga, y se determina un valor actualizado de τ, usando las cuentas libres de efectos del agujero después de la demora.

•En la figura de la derecha hay un decaimiento para una formación con 38% porosidad y 95K ppm de salinidad. Se muestran los tiempos de operación de las ventanas. Cuando las cuentas de fondo se restan de la curva A, resulta la curva B


Presentación típica TDT-K

El registro proporciona:

•La curva Sigma, que es la sección transversal de captura (Σ) y se deriva de la rata de conteo del detector cercano:

Σ= 4545/ τLog

•La curva de relación (Ratio), que se computa de las cuentas Near y Far de los dos detectores

Ratio= (N1 – 1/3 N3) / (F1 + F2 – F3).

Con Ratio y Σ se obtiene una porosidad aparente øK y una salinidad aparente del agua, usando un gráfico como el de la lámina siguiente

•Un despliegue de tasas de conteo N1 y F1 de la ventana 1 de los dos detectores, que en algunos casos permite la detección de gas. Estas curvas no están corregidas por “background”


Uso del gráfico.

•Entrando en la abscisa con la sección termal transversal de captura, Σ, y en la ordenada con la relación (Ratio) se obtiene la porosidad aparente de la formación y la salinidad aparente del agua, lo cual permite una evaluación rápida de la zona.

•Las curvas rojas se aplican para salinidades en el agujero en exceso de 50K ppm. Las azules se utilizan cuando se tiene agua fresca dentro del revestidor.

•En la siguiente lámina se muestran gráficos para varias condiciones del agujero revestido


Gráficos para varias condiciones de pozo. Litología es arenisca.


Interpretación del TDT-K

•Las curvas Sigma y Ratio permiten obtener una porosidad aparente øK y una salinidad aparente del agua, con lo cual se puede efectuar una evaluación rápida de la zona. El índice de porosidad øK es una porosidad neutrónica y como tal está afectada por arcillas, por gas y por litología. En este aspecto, se la considera una porosidad de arenisca, pues toda la experiencia de campo inicial se ejecutó en areniscas.

•La curva Ratio a veces sirve como una curva cualitativa de porosidad en formaciones limpias con Sigma constante. Debidamente escalada, entonces puede usarse en superposición con una curva de densidad o sónica para detectar gas.

•En formaciones suaves, las sensitividades relativas de las ventanas de los detectores N y F, se fijan en 6:1, lo cual hace que en formaciones acuíferas se solapen casi sin separación.

•En formaciones de alta porosidad, la separación entre las dos curvas, con F1 separándose bastante hacia la izquierda, es una señal de gas (ver nivel D, en lámina siguiente). En caso de petróleo, F1 también se separa a la izquierda, pero mucho menos y las dos curvas son subparalelas.


Interpretación cualitativa del TDT-K

•En porosidades medianas (15 a 20%), particularmente en carbonatos, tanto F1 como N1 decrecen (hacia la derecha), pudiendo no haber separación o F1 estar ligeramente a la izquierda de N1 (ver intervalo C). En porosidades menores, la zona podría lucir como gasífera, por lo cual en estos casos se requiere conocer la litología.

•Zonas calientes en radioactividad (hot spots) pueden lucir como gas debido al background añadido a la señal. En este caso la curva de background, F3, permite reconocerlas.


Estimación de Sw a partir de øK y la salinidad del agua, WSa.

•Los valores de øK y WSa pueden usarse en arenas limpias y arcillosas de alta porosidad (caso de la Costa del Golfo de México, por ejemplo) para tener una idea de la Sw, de la manera siguiente:

•Para zonas donde no existe gas libre:

Swa ~ Wsa en zona de petróleo / WSa en zona de agua cercana

•Para zonas de gas:

Swa ~ øK en zona de gas / øK en zona de agua cercana limpia

•Esto se basa en la suposición de que las porosidades son iguales o muy cercanas en ambas zonas consideradas en cada caso. Si las zonas son arcillosas, los resultados serán muy altos para Swa.

Procedimiento de estimación de Swa.

•Seleccione zonas con bajo valor de Σ. Verifique también zonas con valores algo mayores para no pasar por alto zonas arcillosas con hidrocarburos.

•Evalúe el despliegue N1-F1 para tener una idea de si la zona es aceite, gas o apretada. En zonas arcillosas con gas la separación entre N1 y F1 tiende a cerrarse.

•Determine øK y WSa(max) en zonas acuíferas limpias y en cada zona de interés.

•Si la zona aparenta no tener gas, use la primera ecuación mencionada; si aparenta tener gas, use la segunda ecuación.

•Si las zonas son arcillosas, el valor que se obtenga para Swa será optimista.

La tabla que se muestra resume los valores leidos y calculados en la figura a la derecha.


Factores que afectan la medición del TDT-K.

•Los valores registrados por el TDT-K pueden diferir del tiempo de decaimiento intrínseco por causa del ambiente prevaleciente en el agujero, por el efecto de difusión y por la geometría de la formación. Las limitaciones son las siguientes:

• El efecto de difusión contribuye a que se tenga una reducción del tiempo de decaimiento registrado, que lo hace menor que el tiempo de decaimiento intrínseco. Para efectos prácticos, la difusión puede ser compensada usando una sección transversal de captura aparente que es igual a 1.6 veces el verdadero valor para la matriz de la roca. Esta es una relación empírica derivada de un alto número de mediciones.

• Una formación aparenta ser homogénea para el TDT-K cuando el tamaño de las heterogeneidades es menor de 1 pulgada. Esto se cumple para las rocas con porosidad intergranular.

• Sin embargo, los componentes del ambiente del agujero (diámetro del revestidor, cemento, fluidos en el revestidor) son heterogeneidades para el TDT-K y afectan la medición.

• Es difícil establecer un límite práctico en el tamaño de agujero que haga confiables las mediciones del tiempo de decaimiento, porque el tamaño del agujero revestido depende del tamaño del revestidor y de la naturaleza de los fluidos en el agujero.

• Si dentro del revestidor hay agua salada (> 50K ppm) el tiempo de decaimiento de la formación es siempre mucho mayor que el tiempo de decaimiento de los fluidos en el revestidor, por lo tanto se espera poco efecto del agujero en el tiempo de decaimiento medido.


Herramienta Dual Burst TDT.

•Esta herramienta usa un nuevo método de análisis del decaimiento de una emisión de neutrones rápidos en el ambiente de fondo. El método, llamado modelo de difusión, es una aproximación a la ecuación de difusión de neutrones mejor que el modelo de decaimiento.

•Este enfoque tiene un algoritmo que resuelve el valor real de Sigma de la formación (Σ) y la medición es independiente de los fluidos del agujero, sin requerir uso de Cartas de Interpretación.

•Debido a esta capacidad, la herramienta es adecuada para la medición de registros de lapso (Time lapse), en la cual la composición de los fluidos del agujero pueden cambiar con el tiempo, y para la técnica registro-inyección-registro (log-inject-log), en la cual los fluidos del agujero son cambiados deliberadamente.

•En adición a la medición de Σ, el D.B-TDT proporciona una medida del coeficiente de difusión de neutrones termales y una medida de porosidad neutrónica.


Herramienta Dual Burst TDT, cont…

•La herramienta tiene un generador de neutrones mejorado con doble emisión. El D.B – TDT hace una emisión corta y una larga, para optimizar el conteo de los rayos gamma de captura.

•Después de la primera emisión la tasa de conteo es lo suficientemente baja para permitir que las ventanas se ubiquen cerca de la emisión y así obtener un alto contraste de señales agujero - formación.

•La tasa de conteo de la emisión larga permanece alta por un largo tiempo, lo cual le da una buena precisión estadística para el componente de decaimiento de la formación.

•La gráfica ilustra el arreglo de emisiones y ventanas de tiempo. En total, la herramienta produce 16 ventanas por detector y cada ciclo de medición representa 128 repeticiones de la doble emisión más una verificación del efecto del “background”.


Presentación Típica del Dual Burst TDT.

•La herramienta presenta las siguientes curvas:

• Pista 1: GR, CCL y SIBH (corrected borehole Sigma)

• Pista 2: TPHI (Porosidad neutrónica TDT)

• Pista 3: TSCF y TSCN (Total selected counts Far y Near detectors) y INFD (Inelastic Counts Far Detector)

• Pistas 2 y 3: SIGM (Borehole corrected formation Sigma).

•El gráfico de la derecha presenta un registro típico, con las curvas descritas. En el intervalo resaltado, lo que aparenta ser una zona de gas es solamente una caliza porosa (15%) entre areniscas con mayor porosidad. La indicación de gas no es confirmada por la curva INFD.


Presentación (cont…).

•La curva SIBH deriva de los valores intermedios del detector cercano con efectos del agujero, después de la emisión corta de la fuente de neutrones

•La porosidad TPHI se deriva de una relación de las cuentas de la ventana y el valor de Sigma de la formación ; está corregida por efectos de la salinidad en el agujero.

•TSCF y TSCN son cuentas de ventanas que responden de manera similar a las F1-N1 usadas en el TDT-K, para indicar gas en la formación.

•INFD es la ventana de cuentas inelásticas durante la emisión larga del detector lejano. Es ve afectada por el entorno del agujero, por presencia de gas en el agujero y por presencia de gas en la formación. Es razonablemente independiente del Sigma de la formación y de la porosidad. INFD ayuda a distinguir las formaciones llenas de gas de aquellas con baja porosidad que tienden a parecer gasíferas (porosidades de 15% o menos)

•El Sigma de formación corregido (SIGM) se deriva del Sigma de la formación en los detectores cercano (SFND), y lejano (SFFD) y del Sigma del agujero. SFND y SFFD son ajustes del modelo de difusión en las últimas ventanas después de la emisión larga.


Ejemplos de aplicación:

•En esta aplicación, denominada “registros de lapso” o “time lapse logs”, que es la medición periódica de un pozo en producción, se muestra un pozo produciendo de un yacimiento de carbonatos Jurásicos (en el Medio Oriente) en un período de siete años.

•El registro a la derecha es la curva de interpretación original a agujero desnudo. Los cinco registros interpretados muestra el avance progresivo de la intrusión de agua en el yacimiento (en azul).

•Los 4 primeros registros son TDT-K y el quinto es un Dual Burst TDT.


Ejemplos de aplicación:

•Esta aplicación se denomina “Log-Inject-Log” y está diseñada para estimar la cantidad de petróleo que puede ser recuperada de una formación dada. Hay dos maneras de hacerlo:

1.El pozo es registrado y luego de la inyección con agua de salinidad conocida, se registra de nuevo. La diferencia de lecturas da la cantidad de petróleo que puede ser recuperado:

•ΔSw = (Σ1 – Σ2) / Ф (Σw –Σh)

2.La formación se inyecta secuencialmente con aguas de dos distintas salinidades para forzar todos los hidrocarburos movibles fuera de los poros. El petróleo que no puede ser movido, Sor, se calcula mediante:

•Sor = 1 - [(Σ1 - Σ2) / Ф (Σw1 –Σw2)]

•En la gráfica un ejemplo en el cual se ejecutó la técnica en tres conjuntos de perforaciones. El petróleo desplazado se muestra en azul.


Interpretación del TDT en Arenas Arcillosas.

•En una arena arcillosa, porosa, que contenga hidrocarburos se puede escribir

Σlog = (1 – Vsh – ø) Σma + Vsh Σsh + ø Sw Σw + ø (1 – Sw) Σh.

donde:

ø = porosidad de la formación Vsh = volumen de arcilla por unidad de volumen de la formación Sw = fracción del volumen poroso ocupado por agua Σma, Σsh, Σw, Σh = sección de captura de matriz de roca, lutitas, agua e hidrocarburos, respectivamente. •Si operamos matemáticamente y despejamos el valor de Sw, nos queda:

Sw = (Σlog – Σma) – ø (Σh – Σma) – Vsh (Σsh –Σma) / ø (Σw – Σh) •En el caso de arenas limpias, Vsh = 0, y la ecuación para Sw se convierte en:

Sw = (Σlog – Σma) – ø (Σh – Σma) / ø (Σw – Σh)

•Esta ecuaciones se resuelven de manera gráfica con la Carta Sw-12 lo cual requiere el conocimiento de los siguientes parámetros: ø, Vsh, Σma, Σsh, Σw y Σh.


Calculo de Σh para Metano y para Hidrocarburos Líquidos.

•Requiere RGP y Gravedad API, para líquidos, y Presión y Temperatura para el gas.

Tcor-1


Calculo de Σma:.

•La litología usualmente se expresa en término de las fracciones relativas de arenisca, caliza y dolomita, o cualquier otro tipo de mineral, presentes en la roca en consideración, lo cual establece el valor de Ema.

•Sin embargo, los valores reales encontrados pueden diferir debido a otros minerales asociados y a las impurezas. En la práctica, en los cálculos pueden usarse los valores citados en la Tabla, aunque es preferible determinar Ema mediante técnicas de X-plot.


Cálculo de Σw .

•Requiere conocer salinidad equivalente del agua, presión y temperatura.

Ejemplo de aplicación:

•Un yacimiento tiene 90°C y 25 MPa de presión, y contiene agua de 175 K ppm de NaCl, aceite de 30°API y produce con RGP de 2000 pcn/bn, y gas metano. Calcule Σw, Σo y Σg.

•De Tcor-1, Σ g = 6.9 y Σ o = 19. De Tcor-2a, Σ w = 87.

Tcor-2a


Cálculo de Sw de forma gráfica usando X-plots

Para Formaciones limpias:

•Requiere la existencia de litología y salinidad de agua constantes sobre el intervalo a ser analizado. Funciona de manera similar a un gráfico de Ф vs Rt.

•Si la línea de 100% de Sw está claramente definida, el intercepto para Ф= 0 definirá el valor de Σma y el intercepto para Ф = 100% define Σw. Si se conoce por alguna fuente distinta el valor de Σma o de Σw, se confirma la posición de la línea.

•La línea de Sw=0 para petróleo, se define uniendo el punto de Σma para Ф =0 con el punto de petróleo Σo = 21, Ф = 0. Las líneas de Sw intermedias se obtienen espaciando proporcionalmente.

•En presencia de formaciones con arcilla, la porosidad debe ser corregida previamente.


Cálculo de Sw de forma gráfica Carta Sw-12:

•Para Formaciones limpias:

•Σma, basada en litología,

•Ø , Porosidad.

•Σw, de salinidad, usando Tcor-2a ó 2b

•Σh, sacado de Tcor-1.

•Ejemplo: Datos

•Σlog = 20 c.u.,

•Σma = 8 c.u. (arenisca),

•Σh = 21 c.u.

•Ø = 30 u.p.

•Solución:

•Sw = 43%

Procedimiento.

• Entre con Σma en la barra B y trace una línea “a” hasta el punto pivote B, determinando un punto en la intersección la línea de Ф.

•Entre con Σlog en la barra B y con el punto determinado anteriormente, trace una línea ”b” hasta Σf en la barra C. Desde ahí trace la línea “5” con la intersección de Σw y Σh hasta el valor de Sw en la barra D.


Cálculo de Sw en Formaciones Limpias.


Cálculo de Sw de forma gráfica Carta Sw-12:.

•Para Formaciones arcillosas:

•Σma, basada en litología, •Σsh, de TDT, en arcilla adyacente •Ø , Porosidad, corregida por arcilla. •Øsh , Porosidad en arcilla adyacente •Σw, de salinidad, usando Tcor-2a ó 2b •Σh, sacado de Tcor-1. •Vsh, de X-plot de porosidad o RG

•Ejemplo: Datos

•Σlog = 25 c.u., •Σma = 8 c.u. (arenisca), •Σh = 21 c.u. •Ew = 80 c.u. •Esh = 45 c.u. •Øsh = 45 u.p. •Vsh = 20 % •Ø = ФLog - Vsh Øsh = 24 u.p.

•Solución:

•Sw = 43%

Procedimiento.

• Entre con Σma en la barra B y trace una línea “1” hasta el punto pivote A, determinando un punto en la intersección con la línea de Vsh.

•Entre con Σsh en la barra A y con el punto antes determinado, trace una línea ”2” hasta Σcor en la barra B. Desde ahí trace la línea “3” hasta Σma (barra C, inferior) y determine un punto en la intersección con línea de Phi Entre Σlog en la barra B y trace la línea “4” por el punto antes marcado, hasta Ef y desde allí, con Eh y Ew, trace la línea “5” hasta el valor de Sw en barra D.


Cálculo de Sw en Formaciones Arcillosas.


Niveles de confianza en el TDT para el Cálculo de Sw:

Análisis de Saturación:

Las condiciones favorables para el uso del TDT en el cálculo de Sw son:

•Salinidad de agua >50K ppm

•Porosidad >15%

•Formaciones relativamente limpias

•Litología conocida

•Tipo de hidrocarburo identificado (petróleo o gas)

•Libre de zona invadida al tiempo de la corrida

•Porosidad disponible de un registro en agujero desnudo, o si es entubado, se prefiere el CNL.

•Si la formación es arcillosa, se debe tener Vsh de registro en agujero desnudo o RG.

•Los valores de Σma y Σw deben ser conocidos o determinados en una zona acuífera.

Registro de Saturación de Fluidos

Registro de Saturación de Fluidos (Reservoir Saturation Tool, RST)

Herramienta radioactiva, que permite evaluar las saturaciones detrás del

revestidor; consta de un generador de neutrones de alta energía y dos

detectores de rayos gamma, uno cercano y otro lejano.

La herramienta se fabrica en dos diámetros distintos: 1 - 11⁄16 y 2 - 1⁄2”.

En la herramienta de 2-1⁄2” el detector cercano está aislado de la

formación y el detector lejano se halla aislado del pozo.

Para la evaluación de la formación a través del revestidor se utilizan dos

modos, modo de captura inelástica y modo sigma.


Modo de Captura Inelástica.

Los neutrones emitidos por el generador de neutrones chocan con los núcleos de la formación en forma inelástica, perdiendo parte de su energía y emitiendo rayos gamma, cuyo nivel de energía está bien definido.

El espectro,o número y nivel de energía, de estos rayos gamma es medido por los detectores, durante el bombardeo con neutrones, ventana A.

Debido principalmente a la interacción con el hidrógeno, los neutrones pierden energía y cuando estos alcanzan el nivel termal, son capturados por los núcleos de la formación, emitiendo nuevamente rayos gamma, cuyo nivel de energía también es característico.

Los espectros de estos rayos gamma se registran en las ventanas de medición B y C. Parte de la ventana B y la A, se utilizan para calcular la relación Carbono-Oxígeno


Modo Sigma.

A medida que se alejan de la fuente, los neutrones se van deteniendo y cuando alcanzan un nivel dado de energía, son capturados. La velocidad de caída en las cuentas registradas por los detectores permite computar la sección de captura efectiva (Σ).

Se utiliza una técnica de bombardeo doble, donde la velocidad de decaimiento de las cuentas se mide luego de bombardeos de larga y corta duración.

Los datos registrados se analizan para obtener el sigma de la formación (Σf) y del pozo (Σb). La información de la formación se obtiene principalmente a partir del bombardeo de larga duración y del detector lejano, mientras que la del pozo se obtiene del bombardeo de corta duración y del detector cercano.

Las cuentas de fondo se miden periódicamente entre bombardeos.


Aspectos Resaltantes.

No se requiere matar el pozo para tener los valores de saturación de petróleo.

Requiere de una evaluación petrofísica con los perfiles originales del pozo, para extraer los valores de Vsh y la porosidad efectiva de las formaciones.

La porosidad debe ser mayor de 15 % para que el procesamiento tenga suficiente precisión y confiabilidad.

Tiene baja profundidad de investigación, alrededor de unas 8 pulgadas.

En modo sigma permite determinar la porosidad de la formación mediante una medición de la captura de neutrones.

En la figura anexa se presenta un ejemplo de una interpretación realizada en un pozo. Nótese la concordancia entre la porosidad del neutrónico a hoyo desnudo (NPHI) y la del RST (TPHI)

Registro de Relación Carbono / Oxígeno

Registro de Relación Carbono / Oxígeno

En una herramienta neutrónica pulsada, los neutrones rápidos emitidos por la fuente chocan en forma inelástica (a la derecha) con núcleos de la formación, perdiendo parte de su energía y emitiendo rayos gamma que tienen un nivel de energía característico. El espectro (nivel de energía de estos rayos gamma) es medido por los detectores, durante el bombardeo.

Los valores medidos se comparan con los espectros estándares de los elementos mas comunes en rocas sedimentarias (izquierda), para determinar la contribución relativa de cada uno de ellos al espectro total. Esta contribución se presenta como un porcentaje del espectro.

Registro de Relación Carbono / Oxígeno, cont…

Actualmente se utilizan dos herramientas que permiten determinar la relación carbono-oxígeno: RST (Reservoir Saturation Tool) y GST (Gamma ray Spectrometry Tool). Ambas utilizan el mecanismo de captura inelástica de rayos gamma (alta energía) y el de captura de neutrones termales (menor nivel de energía).

Las contribuciones relativas de los núcleos de carbono (C) y oxígeno (O) se relacionan con los volúmenes de petróleo y agua en la formación, y las cuentas de C y O observadas se utilizan para determinar Sw. El registro inelástico no es apropiado para obtener Sw en los yacimientos de gas debido a que la concentración de carbono en el gas es bastante baja.

En la práctica, se utiliza la relación de las cuentas de carbono y oxígeno (COR) en vez de las cuentas independientes de C y O, ya que dicha relación reduce las variaciones debidas a cambios en el tamaño del hoyo y del revestidor, a variaciones de la porosidad, y a otros efectos ambientales.


Scott (1991) derivó una ecuación para convertir la relación C/O (COR) a saturación de agua, Sw. La relación es la siguiente:

wOxwOxOx

wCwCC

Ox

C

yKSKK

yKSKK

Y

YCOR

321

321 )1(1

donde K corresponde a las sensibilidades del carbono (C) y del oxígeno (Ox), respectivamente, y los subíndices C1, C2 y C3 representan los efectos del cemento y matriz, fluido de la formación y fluido dentro del pozo, respectivamente.

La variable yw, o retención de agua, representa la fracción de agua de los fluidos dentro del pozo. Los valores para los coeficientes K provienen de una amplia base de datos construida a partir de mediciones de laboratorio, la que contiene un extenso rango de datos del medio ambiente del pozo, de la litología de la formación y de la porosidad. Para calcular estos valores se deben conocer la litología, la porosidad, el tamaño del pozo y los diámetros interno y externo del revestidor.

La ecuación mostrada requiere procesamiento mediante computadora, y del conocimiento del valor de yw, que debe hallarse por medios independientes. Existen gráficos que permiten estimar la saturación de petróleo en la formación y la retención de petróleo dentro del pozo, tal como se muestra en la siguiente lámina.


Las cartas para el análisis de So y Yo (RST-1, -2 y -3) se preparan para diversas condiciones de hoyo y revestidor, así como de porosidad y litología, pero todas tienen la apariencia mostrada abajo a la derecha. Cuando se conoce la litología de la formación y datos del agujero, se define un área dentro del cual deben caer los valores de So y Yo. Esta área está delimitada por valores de Sw y de Yw, que van de 0 a 100% (0 a 1, en fracción). Las lecturas del perfil deben caer dentro del trapezoide para valores de porosidad mayores de 10%.

Cada set de relación C/O para un set de detectores Near – Far representa una saturación de petróleo en la formación y una retención dentro del agujero.

La saturación de petróleo, So, y la retención de petróleo, Yo, pueden estimarse para cada nivel analizado, interpolando dentro del trapezoide, tal como se aprecia en la figura a la derecha.


En la gráfica, Carta RST-3, se muestra la respuesta para una formación con 30% de porosidad, en hoyo desnudo de 6 pulgadas, para caliza y arenisca, tanto con la herramienta de 1-11/16” (Modelo A) como con la de 2-1/2” (Modelo B). El proceso es similar al mencionado.


Para la herramienta GST, se requiere conocer la porosidad, la cual se entra en la abscisa en la Carta GST-1, -2 o -3, según sea el caso, con la relación C/O en la ordenada.

La Sw se obtiene por interpolación en las familias de curva que corresponden a calizas o areniscas, según la litología.

Las cartas corresponden a diferentes condiciones de hoyo, tamaño y peso del revestidor.

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