ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/583/1/CD-0877.pdf · 2019. 4....

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

ALCANCE DE LOS REGISTROS ACÚSTICOS DE ÚLTIMA

TECNOLOGÍA EN APLICACIONES: PETROFÍSICAS,

GEOLÓGICAS Y GEOMECÁNICAS DE LOS POZOS

PERFORADOS EN EL PERÍODO 2002-2004 EN LA CUENCA

ORIENTE ECUATORIANA.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO EN

PETRÓLEOS

CÉSAR RAMIRO DÍAZ ZAPATA

DIRECTOR: MSC. ING. RAÚL VALENCIA

Quito, Agosto 2007

II

DECLARACIÓN

Yo, César Ramiro Díaz Zapata, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

_______________________

César Ramiro Díaz Zapata

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por César Ramiro Díaz Zapata,

bajo mi supervisión.

________________________

Msc. Ing. Raúl Valencia

DIRECTOR DEL PROYECTO

IV

DEDICATORIA

A Elena Zapata, mi madre.

CésarCésarCésarCésar

V

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar a Dios por permitirme culminar una etapa más en mi vida.

A la Escuela Politécnica Nacional, por formar indiscutiblemente a los mejores

profesionales del País.

Al personal docente que en el transcurso de mi formación profesional supo

impartirme de manera acertada sus conocimientos y experiencias, al Ingeniero

Gerardo Barros, un gran profesor, y de manera especial al Ingeniero Raúl

Valencia quién dirigió ex cáthedra el presente proyecto.

.

Al personal de Baker Hughes, que conforman la división Baker Atlas, por la

colaboración prestada en su momento, principalmente a la Ingeniera Blanca

Alarcón.

Por sobremanera, a mi madre y mi hermana Marce, por sus esfuerzos

económicos y esencialmente personales de toda una vida.

A Gaby, que a pesar de las vicisitudes, me ha brindado su respaldo y apoyo con

desasimiento y sin perder la fe.

A Dennys, Patricia y Ariana.

A todos los familiares que considero amigos y a todos los amigos que considero

familiares.

VI

CONTENIDO GENERAL

CAPÍTULO I. EVOLUCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS ACÚSTIC AS

1.1. Introducción……………….………………………….......………….....…...…..1

1.2. Fundamentos Básicos de Ondas Acústicas.…....……….....................……2

1.2.1. Tipos y Trayectorias de Ondas Acústicas....................…..................2

1.2.2. Principios Básicos de Medición.........................................................4

1.2.3. Tipos de Formaciones........................................................................6

1.2.4. Tipos de Transmisores.......................................................................8

1.2.4.1. Monopolar.................................................................................8

1.2.4.2. Dipolar......................................................................................9

1.2.5. Factores Perturbadores de las Mediciones Acústicas y sus

Correcciones...................................................................................10

1.2.5.1. Tamaño del Pozo y/o Inclinación de la Herramienta...............11

1.2.5.2. Ruido.......................................................................................14

1.2.5.3. Saltos de Ciclo........................................................................15

1.2.5.4. Ensanchamiento del Intervalo de Tiempo de Tránsito............17

1.2.5.5. Inversión de Velocidad............................................................18

1.2.5.6. Zonas de Gas Poco Profundas -- Un Caso Especial de

Inversión de Velocidad...........................................................18

1.2.5.7. Angulo de Inclinación con Respecto al Pozo..........................19

1.3. Herramientas.............................................................................................20

1.3.1. Registro de Receptor y Transmisor Simple......................................20

1.3.2. Registro de Receptor Doble.............................................................22

1.3.3. Registro Acústico Compensado de Pozo.........................................24

1.3.4. Registro Acústico Digital.................................................................26

1.3.4.1. Características........................................................................26

1.3.4.2. Configuración..........................................................................27

VII

1.3.4.3. Especificaciones Técnicas......................................................29

1.3.4.4. Ventajas y Desventajas...........................................................30

1.3.5. Registro Acústico de Arreglo Multipolar...........................................30

1.3.5.1. Características.........................................................................30

1.3.5.2. Configuración...........................................................................31

1.3.5.3. Especificaciones Técnicas.......................................................34


1.3.6. Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado, Primera

Generación.....................................................................................36

1.3.6.1. Características.........................................................................36

1.3.6.2. Configuración...........................................................................37

1.3.6.3. Especificaciones Técnicas.......................................................39


1.3.7. Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado, Segunda

Generación.....................................................................................41

1.3.7.1. Características........................................................................41

1.3.7.2. Configuración..........................................................................42

1.3.7.3. Especificaciones Técnicas........................ .............................44


CAPÍTULO II. FUNDAMENTOS PARA EL CÁLCULO Y PROCE SAMIENTO

DE LOS DATOS OBTENIDOS DE LAS HERRAMIENTAS

ACÚSTICAS

2.1. Fundamentos Teóricos Básicos................................................................47

2.1.1. Velocidad del Sonido en Algunas Formaciones...............................47

2.1.2. Fórmulas y Cálculos Acústicos........................................................48

2.1.2.1. Cálculo de Porosidad a partir de la Ecuación de Wyllie..........48

2.1.2.2. Porosidad en Arenas Consolidadas Limpias...........................51

2.1.2.3. Porosidad en Arenas no Consolidadas Limpias......................52

2.1.2.4. Variación de Velocidad en Arenas..........................................54

2.1.2.5. Porosidad en Carbonatos y Reservorios Complejos...............55

VIII

2.1.3. Correcciones por Arcillosidad...........................................................57

2.1.3.1. Arcillas Laminadas..................................................................58

2.1.3.2. Arcillas Dispersas....................................................................58

2.1.3.3. Técnicas Gráficas para la Determinación del Volumen de

Arcilla y Correcciones por Arcillosidad Dispersa, Laminar y

Estructural...............................................................................60

2.1.4. La Relación de Raymer - Hunt y Gardner.....................................64

2.2. Procesamiento de los Datos Obtenidos de Los Registros........................68

2.2.1. Selección de Pozos........................................................................68

2.2.2. Secuencia del Análisis de Los Registros de Los Pozos

Seleccionados................................................................................70

2.2.2.1. Identificación de Marcadores Regionales..............................70

2.2.2.2. Identificación de Formaciones Potencialmente Productoras y

Determinación de los Espesores Respectivos.......................73

2.2.2.3. Estimación del Valor Promedio de Tiempo de Tránsito para

cada Espesor Neto de las Zonas de Interés a partir de los

Valores Leídos de la Señal Acústica......................................84

2.2.2.4. Resultados Obtenidos luego de realizado el Análisis de

Registros para cada uno de los Pozos Seleccionados..........85

CAPÍTULO III. ANÁLISIS DE LOS PROCESAMIENTOS ACÚ STICOS PARA

DETERMINAR LAS PROPIEDADES PETR OFÍSICAS,

GEOLÓGICAS Y GEOMECÁNIC AS

3.1. Secuencia de Procesamientos

3.1.1. Control de Calidad de los datos de entrada al Sistema de

Procesamiento..............................................................................89

3.1.2. Ingreso de los Datos al Sistema de Procesamiento.........................90

3.1.3. Programas que Componen el Sistema de Procesamiento..............91

3.1.3.1. Programa de Procesamiento Wavefil......................................91

3.1.3.2. Programa de Procesamiento Wavecor...................................93

3.1.3.3. Programa de Procesamiento Waveavan.................................96

IX

3.1.4. Análisis de Resultados del Procesamiento......................................99

3.1.5. Resumen del Análisis de Resultados del Procesamiento de los

Pozos.............................................................................................101

3.2. Aplicaciones Petrofísicas........................................................................106

3.2.1. Evaluación de La Porosidad...........................................................106

3.2.2. Evaluación de La Litología.............................................................111

3.2.2.1. Arenas...................................................................................111

3.2.2.2. Lutitas....................................................................................112

3.2.2.3. Calizas...................................................................................112

3.2.2.4. Aplicación de la Teoría de Ondas para Identificación de la

Litología................................................................................113

3.2.2.5. Tiempo de Tránsito de Corte como Indicador Litológico......113

3.2.2.6. Determinación de Porosidad y Litología Compleja..............114

3.2.3. Identificación de Hidrocarburos Ligeros.........................................116

3.2.3.1. Identificación de Gas por medio del uso de los Tiempos

de Tránsito y Velocidades Acústicas Compresionales y de

Corte...................................................................................116

3.2.3.2. Identificación de Hidrocarburos Ligeros usando el Método del

Diagrama de Razón de Velocidades Compresional con

respecto a la de Corte versus el Tiempo de Tránsito de

Corte....................................................................................117

3.3. Aplicaciones Geológicas.........................................................................118

3.3.1. Concepto de Anisotropía................................................................118

3.3.2. Detección y Orientación de Buzamiento y Fracturas.....................119

3.3.3. Índice de Permeabilidad.................................................................120

3.4. Aplicaciones Geomecánicas...................................................................124

3.4.1. Teoría de Las Propiedades Mecánicas..........................................124

3.4.1.1. Los Parámetros Stress (σ) ó Esfuerzo y Strain (ε) ó

Deformación Específica......................................................125

3.4.1.1.1 Stress (σ) ó Esfuerzo.....................................................125

3.4.1.1.2 Strain (ε) ó Deformación Específica..............................126

3.4.1.2. Propiedades Mecánicas de las Rocas..................................127

X

3.4.1.2.1. Relación de Poisson (υ)..............................................127

3.4.1.2.2. Módulo de Bulk ó de Volumen (KB)..............................128

3.4.1.2.3 Módulo Elástico ó de Young (E)....................................129

3.4.1.2.4. Módulo Shear ó de Corte (µ).......................................130

3.4.1.3. Strength ó Resistencia De Formación...................................131

3.4.2. Análisis Geomecánico...................................................................132

3.4.2.1. Registro de Propiedades Mecánicas ó L.M.P......................133

3.4.3. Cañoneo para Control de Arena y para Estimulación de

Fracturamiento Hidráulico..........................................................136

CAPÍTULO IV. INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LOS POZOS

ANÁLIZADOS

4.1. Interpretación de los Resultados de los Pozos con Aplicaciones

Petrofísicas............................................................................................139

4.1.1. Aplicaciones Petrofísicas a los Pozos: POZO-1; POZO-2; POZO-3 y

POZO-4..........................................................................................139

4.1.1.1. Evaluación de la Porosidad, Saturación y Litología Compleja

del Pozo-1.............................................................................139

4.1.1.2. Evaluación de la Porosidad y Litología Compleja del POZO-3...

...............................................................................................148

4.1.1.3. Identificación de Hidrocarburos Ligeros en el POZO-3.........152


...............................................................................................157


...............................................................................................162


Geológicas............................................................................................164

4.2.1. Detección y Orientación de Buzamiento y Fracturas.....................165


Geomecánicas......................................................................................167

XI

CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones...........................................................................................174

5.2. Recomendaciones...................................................................................176

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................178

ANEXOS..............................................................................................................179

XII

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO I.

Tabla 1.1 Especificaciones de la Herramienta Acústico Digital..........................29

Tabla 1.2 Especificaciones de la Herramienta de Arreglo Multipolar.................34

Tabla 1.3 Especificaciones de la Herramienta de Arreglo Multipolar Cruzado,

Primera Generación...........................................................................39


Segunda Generación..........................................................................44

CAPÍTULO II.

Tabla 2.1 Valores de Velocidad e Intervalos de Tiempo de Tránsito Acústico en

Diversos Materiales...........................................................................48

Tabla 2.2 Ajuste Acústico de Matriz Arena en Base de las Arcillas Adyacentes...

...........................................................................................................55

Tabla 2.3 Descripción Generalizada de cada uno de los Pozos a ser

Analizados.........................................................................................69

Tabla 2.4 Formaciones Identificadas y sus Respectivos Espesores en el

POZO-1.............................................................................................83

Tabla 2.5 Valores leídos cada dos pies y Tiempo de Transito Promedio del

Intervalo Basal Tena del POZO-1......................................................85

Tabla 2.6 Resultados del Análisis de los Registros para el POZO-1................85







XIII


CAPÍTULO III.

Tabla 3.1 Rango de frecuencia característico de las Ondas Acústicas.................92

Tabla 3.2 Análisis de los Resultados del Procesamiento de los Datos del POZO-1..

..............................................................................................................102


..............................................................................................................103


..............................................................................................................103


..............................................................................................................103


..............................................................................................................104


..............................................................................................................104


..............................................................................................................105


..............................................................................................................106

Tabla 3.10 Datos de los Resultados del Análisis de los Registros del POZO-1.........

...........................................................................................................107

Tabla 3.11 Resultados de la Evaluación de la Porosidad del POZO-1................109








XIV

CAPÍTULO IV.

Tabla 4.1. Resultados de la interpretación del POZO-1 por medio del Programa

C.R.A..................................................................................................148


C.R.A..................................................................................................152

Tabla 4.3. Datos registrados y calculados para desarrollar el Diagrama Vc/Vs vs.

∆ts de la Arena U Inferior del POZO-3...............................................153


∆ts de la Arena T Superior del POZO-3..............................................155


∆ts de la Arena T Inferior del POZO-3................................................156


C.R.A..................................................................................................162


C.R.A..................................................................................................164

XV

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO I.

Figura 1.1 Movimiento de la Onda Compresional u Onda P.................................2

Figura 1.2 Movimiento de la Onda de Corte u Onda S.........................................3

Figura 1.3 Tipos de Ondas y sus Formas de Desplazamientos en el Medio.......3

Figura 1.4 Dispositivo de Registro Acústico de un sólo Transmisor y un sólo

Receptor...............................................................................................4

Figura 1.5 Arribo de Ondas Acústicas...................................................................5

Figura 1.6 Separación de los Tres tipos de Ondas Acústicas...............................6

Figura 1.7 Reflexión y Refracción de las Ondas al Cambio de Medio de

Propagación.........................................................................................7

Figura 1.8 Transmisión Monopolar.......................................................................9

Figura 1.9 Transmisión Dipolar...........................................................................10

Figura 1.10 Efectos por Tamaño del Pozo e Inclinación de la Herramienta.........11

Figura 1.11 Compensación de Pozo Derivada de Profundidad............................12

Figura 1.12 Arribo e Interferencia del Ruido en los Receptores...........................14

Figura 1.13 Identificación de los Picos de Ruido..................................................15

Figura 1.14 Salto de Ciclo al Arribo de la Señal Acústica.....................................16

Figura 1.15 Saltos de Ciclo observando el Intervalo de Tiempo de Tránsito........16

Figura 1.16 Ensanchamiento de Tiempo de Tránsito...........................................17

Figura 1.17 Angulo de Inclinación con Respecto al Pozo.....................................19

Figura 1.18 Registro de Receptor y Transmisor Simple.......................................20

Figura 1.19 Registro de Receptor Doble...............................................................22

Figura 1.20 Efectos de Descentralización e Inclinación y Ensanchamiento del

pozo en el Registro de Recepción Doble...........................................24

Figura 1.21 Herramienta Acústico Digital..............................................................28

Figura 1.22 Disposición de los Elementos de la Herramienta de Arreglo Multipolar.

..........................................................................................................32

Figura 1.23 Herramienta de Arreglo Multipolar.....................................................33

XVI

Figura 1.24 Herramienta de Arreglo Multipolar Cruzado, Primera Generación....38

Figura 1.25 Herramienta de Arreglo Multipolar Cruzado, Segunda Generación..43

CAPÍTULO II.

Figura 2.1 Comparación de los Resultados de Porosidad Obtenidos con la

Fórmula de Wyllie y con Observaciones de Campo..........................50

Figura 2.2 Gráfico Empírico para Determinación de la Porosidad en Carbonatos..

..........................................................................................................57

Figura 2.3 Carta para la Obtención del Volumen de Arcilla a partir del Indice de

Radioactividad....................................................................................61

Figura 2.4 Gráfico de Corrección de la Porosidad por Arcillosidad para Tiempo

de Tránsito de Fluido Constante y Variable......................................64

Figura 2.5 Relación de Raymer-Hunt y Gardner, Comparada con la Ecuación de

Wyllie.................................................................................................66

Figura 2.6 Relación Empírica de Raymer-Hunt y Gardner.................................68

Figura 2.7 Identificación del Marcador Regional L en el Registro del

POZO-1..............................................................................................71

Figura 2.8 Identificación del Marcador Regional Caliza C en el Registro del

POZO-1..............................................................................................72

Figura 2.9 Identificación de la Formación Basal Tena del Registro del POZO-1...

...........................................................................................................73

Figura 2.10 Identificación de la Formación U Superior en el Registro del POZO-1..

............................................................................................................75

Figura 2.11 Identificación de la Formación U Inferior en el Registro del POZO-1....

...........................................................................................................77

Figura 2.12 Identificación de la Formación T Superior en el Registro del POZO-1.

................................................................................................................ .78

Figura 2.13 Identificación de la Formación T Inferior en el Registro del POZO-1....

...........................................................................................................80

Figura 2.14 Identificación de la Formación Hollín Superior en el Registro del

POZO-1.............................................................................................81

XVII

Figura 2.15 Identificación de la Formación Hollín Inferior en el Registro del

POZO-1............................................................................................82

Figura 2.16 Sección del Registro Acústico y de Resistividad del POZO-1

Correspondiente a la Arena Basal Tena...........................................84

CAPÍTULO III.

Figura 3.1 Ejemplo del despliegue del tren de ondas y el espectro de los datos

de campo para verificación de la calidad de los datos.......................90

Figura 3.2 Diagrama de Correlación de distintos Tipos de Ondas a partir del Tren

de Ondas............................................................................................94

Figura 3.3 Posicionamiento de Ventanas de Correlación...................................95

Figura 3.4 Diagrama de Flujo del Programa Waveavan.....................................96

Figura 3.5. Ventana Principal de Procesamiento Waveavan...............................97

Figura 3.6 Curvas Resultantes del Procesamiento Waveavan...........................99

Figura 3.7 Traza de Ondas Acústicas Resultantes del Procesamiento de los

Datos de la Zona Basal Tena del POZO-5......................................100

Figura 3.8 Comparación Generalizada de las Respuestas de los Registros

Acústicos, Neutrón y de Densidad...................................................113

Figura 3.9 Ejemplo de Identificación de Cambios en a litología utilizando el

intervalo de tiempo de tránsito de onda de corte en combinación con

los datos del Neutrón.......................................................................114

Figura 3.10 Ejemplo de Registro del Análisis Petrofísico de la Aplicación C.R.A....

.........................................................................................................115

Figura 3.11 Uso de los tiempos de tránsito compresionales y de corte para

proveer un indicador de gas tanto como una razón o como una larga

sobre-posición..................................................................................117

Figura 3.12 Intervalo de Tiempo de Tránsito de Corte ∆tS vs. Razón de

Velocidades Acústicas Compresional y de Corte Vc/Vs para la

identificación de hidrocarburos........................................................118

Figura 3.13 Stress o Esfuerzo............................................................................125

Figura 3.14 Strain o Deformación Específica.....................................................126

XVIII

Figura 3.15 Relación de Poisson........................................................................127

Figura 3.16 Módulo Bulk....................................................................................128.

Figura 3.17 Módulo de Young............................................................................129

Figura 3.18 Módulo Shear..................................................................................130

Figura 3.19 Prueba de Compresión de Testigo en Laboratorio.........................131.

Figura 3.20 Ensayo de Breackout u Ovalización en Laboratorio.......................133

Figura 3.21 Diagrama de flujo del procesamiento L.M.P. para predecir

Propiedades Mecánicas..................................................................134

Figura 3.22 Curvas de Stress vs. Strain............................................................135.

Figura 3.23 Dirección de Esfuerzo Máximo a partir de un Análisis Geomecánico...

........................................................................................................136

Figura 3.24 Orientación de Cañonéo para Control de Arena y Estimulación de

Fracturas Hidráulicas......................................................................137

CAPÍTULO IV.

Figura 4.1 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente a la Formación

Basal Tena del POZO-1....................................................................141

Figura 4.2 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente a la Formación U

Superior del POZO-1.........................................................................142


Inferior del POZO-1...........................................................................143

Figura 4.4 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente a la Formación T

Superior del POZO-1........................................................................144

Figura 4.5 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente la Formación T

Inferior del POZO-1..........................................................................145

Figura 4.6 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente la Formación Hollín

Superior del POZO-1..........................................................................146


Inferior del POZO-1............................................................................147



XIX


Superior del POZO-3........................................................................150



Figura 4.11 Diagrama Vc/Vs vs. ∆tS correspondiente a la arena U Inferior del

POZO-3............................................................................................154

Figura 4.12 Diagrama VC/VS vs. ∆tS correspondiente a la arena T Superior del

POZO-3...........................................................................................155

Figura 4.13 Diagrama VC/VS vs. ∆tS correspondiente a la arena T Inferior del

POZO-3...........................................................................................157


Basal Tena del POZO-4..................................................................158


Superior del POZO-4.......................................................................159

Figura 4.16 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente la Formación U

Inferior del POZO-4.........................................................................160


Inferior del POZO-4.........................................................................161

Figura 4.18 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente la Formación

Hollín Inferior del POZO-2...............................................................163

Figura 4.19 Traza Acústica e Imagen correspondiente a la Formación Basal

Tena del POZO-5............................................................................165

Figura 4.20 Dirección del Esfuerzo Horizontal Máximo σHmax utilizando el

programa L.M.P. para la arena Hollín Superior correspondiente al

POZO-6...........................................................................................168

Figura 4.21 Patrón de Cañoneo X para control de Producción de Arena para la

Arena Hollín Superior correspondiente al POZO-6..........................169


programa L.M.P. para la arena T Superior correspondiente al

POZO-7............................................................................................170


Arena T Superior correspondiente al POZO-7.................................171

XX


programa L.M.P. para la arena U Inferior correspondiente al POZO-8..

..........................................................................................................172


Arena U Inferior correspondiente al POZO-8...................................173

XXI

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 2.1 Registro de Sección de Interés Correspondiente al POZO-2............180

Anexo 2.2 Registro de Secciones de Interés Correspondientes al POZO-3......182

Anexo 2.3 Registro de Secciones de Interés Correspondientes al POZO-4......185

Anexo 2.4 Registro de Sección de Interés Correspondiente al POZO-5............188

Anexo 2.5 Registro de Secciones de Interés Correspondientes Al POZO-6......190

Anexo 2.6 Registro de Secciones de Interés Correspondientes Al Pozo-7........194

Anexo 2.7 Registro de Secciones de Interés Correspondientes Al Pozo-8........198

Anexo 3.1 Trazas Resultantes del Procesamiento de Datos de Las Secciones

de Interés Correspondientes Al Pozo-1.............................................202

Anexo 3.2 Traza Resultante del Procesamiento de Datos de La Sección de Interés

Correspondiente al Pozo-2.................................................................207

Anexo 3.3 Trazas Resultantes del Procesamiento de Datos de Las Secciones de

Interés Correspondientes al Pozo-3....................................................209


Interés Correspondientes al Pozo- 4...................................................212


Interés Correspondientes al Pozo- 6.................................................215


Interés Correspondientes al Pozo-7....................................................219


Interés Correspondientes al Pozo- 8...................................................223

XXII

RESUMEN

Debido a la importancia que representa para la economía ecuatoriana nuestro

recurso natural principal el petróleo, efectuar una explotación apropiada de los

hidrocarburos del país en la actualidad es una necesidad.

Para alcanzar este cometido, tanto la empresa estatal, así como de las empresas

privadas que operan en nuestro país, requieren evaluar de una manera óptima,

con mayor precisión y a menor tiempo las condiciones de los reservorios en los

pozos de sus campos de operación.

Los registros eléctricos vienen siendo un instrumento fundamental para la

industria hidrocarburífera mundial desde el inicio de su utilización hasta la

actualidad, sirviendo de apoyo a la ingeniería de yacimientos y posterior

producción de los hidrocarburos, ya que a partir de estos se pueden definir la

ubicación y volumen de un yacimiento así como determinar de una manera

confiable diversos parámetros del mismo para estimar las reservas, dentro de estos

registros se encuentran los registros acústicos, los cuales se han ido desarrollando y

mejorando con el paso del tiempo convirtiéndose en herramientas fundamentales que

utilizadas solas o en conjunto con otros tipos de registros, han ampliado su

aplicabilidad hasta alcanzar aplicaciones en geología y geomecánica, así como

mejorando sus aplicaciones petrofísicas, por lo que el presente proyecto de

titulación se enfoca en este tipo de registros de última tecnología y su alcance en la

Cuenca Oriente Ecuatoriana.

Esta tecnología, propiedad de la empresa proponente del proyecto “Baker Atlas”,

pone a disposición del sector petrolero nacional una herramienta más para

mejorar la capacidad de evaluación de los Reservorios.

XXIII

PRESENTACIÓN

El proyecto de titulación “ALCANCE DE LOS REGISTROS ACÚSTICOS DE

ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN APLICACIONES: PETROFÍSICAS, GEOLÓGICAS Y

GEOMECÁNICAS DE LOS POZOS PERFORADOS EN EL PERIODO 2002-2004

EN LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA” comprende cinco capítulos.

En el primer capítulo se presenta una breve reseña histórica de las herramientas

acústicas, prosiguiendo con los fundamentos teóricos y leyes físicas que

gobiernan el comportamiento de las ondas acústicas en diferentes medios. Los

componentes básicos estructura y principio de funcionamiento de las

herramientas acústicas, los factores perturbadores de las mediciones de este tipo

así como también la evolución de las herramientas para superar los mismos,

hasta llegar a las herramientas de última generación con sus especificaciones

técnicas, características así como las cualidades y restricciones de cada una.

En el segundo capítulo se describe los fundamentos teóricos básicos y la parte

teórica del procesamiento y cálculo de porosidad a partir de datos acústicos en

diferentes condiciones litológicas, además de las correcciones pertinentes que se

deben realizar, luego se presentan los pozos escogidos para ser analizados cuyos

datos acústicos disponibles fueron registrados con herramientas de última

tecnología y se los describe brevemente, a continuación se muestra paso a paso

el procesamiento de los datos de campo, realizando el análisis de los registros y

la definición de las zonas de interés de cada uno de los pozos, así como la

estimación del tiempo de transito promedio en cada zona.

En el tercer capítulo se presenta el análisis del procesamiento de los datos de

campo, y se describe los pasos y el software utilizado hasta obtener las trazas

acústicas procesadas de cada una de las zonas de interés de todos los pozos

presentando en forma tabular un resumen del resultado del procesamiento cuyas

trazas se muestran en los anexos correspondientes del capítulo. A continuación

se presentan las diversas aplicaciones petrofísicas, geológicas y geomecánicas

XXIV

que se pueden realizar con los datos procesados con las descripciones

correspondientes a cada aplicación que incluyen los fundamentos teóricos.

En el cuarto capítulo se presentan los resultados de las aplicaciones efectuadas a

cada uno de los pozos y la respectiva interpretación, donde se llega a mostrar la

facilidad de dicha interpretación gracias a la forma descriptiva en que se muestran

los resultados, las aplicaciones realizadas están condicionadas al tipo de datos

disponibles y requerimientos de la empresa operadora de cada pozo.

En el quinto capítulo constan las conclusiones y recomendaciones deducidas del

proyecto.

CAPÍTULO I

1. EVOLUCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS ACÚSTICAS

1.1. INTRODUCCIÓN

La idea del uso de ondas elásticas para investigar perforaciones fue propuesta en

1948 por la Humble Oil y Refining Company; se construyó un registro acústico

experimental que pudo grabar la propagación de ondas elásticas en huecos

perforados.

Más tarde, cuando se realizó investigaciones para mejorar los medios de

determinación de velocidades sísmicas, La Corp. Seismograph Service en 1954,

bajo licencia de La Corp. Magnolia Petroleum introdujo el registro de velocidad

continua de pozos. Con él, enseguida se encontró que el tiempo de viaje del

sonido en las rocas está relacionado a su porosidad y que el registro acústico es

una valiosa herramienta en la evaluación de formaciones.

Inicialmente las herramientas de registros acústicos incluían sólo un transmisor y

un receptor, donde el transmisor emite una señal acústica la cual viaja hasta ser

captada por el receptor, el propósito es medir el tiempo de propagación de la onda

de sonido a través de la formación sobre una distancia fija.

En la actualidad, el alcance de los registros acústicos ha ido más allá, llegando a

tener un mayor rango de aplicaciones, este alcance de los registros acústicos de

última tecnología encuentra aplicaciones Petrofísicas, Geológicas y

Geomecánicas, lo cual se ha logrado gracias a sus continuas mejoras, por lo que

es importante conocer su evolución, la cual es objeto del presente capítulo, en el

cual se identifica las herramientas de última tecnología, su configuración,

especificaciones, etc., para comprender como han mejorando las herramientas,

hasta llegar a alcanzar la importancia que estas representan en el ámbito

petrolero actual.

2

1.2. FUNDAMENTOS BÁSICOS DE ONDAS ACÚSTICAS

Antes de analizar la evolución de las herramientas, es necesario tener un

conocimiento básico de los fundamentos de las ondas acústicas, ya que bajo

estos fundamentos se ha desarrollado y diseñado la tecnología de los registros

acústicos; por lo que es de importancia comprender dichos fundamentos para

poder tener un mayor entendimiento del tema objeto del presente estudio.

1.2.1. TIPOS Y TRAYECTORIAS DE ONDAS ACÚSTICAS

Existen dos principales tipos de ondas acústicas, P u ondas primarias y S u ondas

secundarias, las ondas P son también llamadas ondas compresionales o de

presión, y el movimiento de la partícula es a lo largo de la dirección de

propagación como se observa en la figura 1.1.

Figura 1.1 Movimiento de la Onda Compresional u Onda P.

Fuente: Baker Atlas; “Acoustic Theory Principles”.

Las ondas S son también llamadas ondas de corte debido a que el movimiento de

la partícula es formando ángulos rectos o de manera transversal a la dirección de

propagación de la onda, como se muestra en la figura 1.2; un resorte es una muy

buena manera de demostrar la diferencia entre las ondas P y S. Las ondas P

tienen el movimiento de partícula en la dirección del tránsito mientras las ondas S

lo tienen perpendicular a éste, esto significa que las ondas S no se propagan en

líquidos debido a que en los líquidos no existe conexión rígida entre las partículas,

lo cual es necesario para que se propaguen.

3

Figura 1.2 Movimiento de la Onda de Corte u Onda S.


Las ondas acústicas iniciadas en el pozo pueden viajar a través de formaciones

circundantes con ambos componentes S y P, en adición, existe un tercer tipo de

propagación a lo largo del pozo, llamada onda de tubo o Stoneley, que viaja sobre

la pared del pozo, en figura 1.3 se muestran los tres tipos de onda mencionados.

Figura 1.3 Tipos de Ondas y sus Formas de Desplazamientos en el Medio.


4

1.2.2. PRINCIPIOS BÁSICOS DE MEDICIÓN

La manera más simple de usar la señal acústica, es medir el tiempo que se tarda

la señal para que arribe la energía desde la ubicación donde está su emisor hasta

un receptor dado, si se conoce el tiempo que tarda la onda, y la distancia, se

puede determinar el tiempo de viaje por cada pie, esto es llamado intervalo de

tiempo de transito o ∆t, y se mide en microsegundos por pie (µs/pie).

Un dispositivo de registro muy simple podría consistir de sólo un transmisor y un

receptor, como lo fue el primer registro acústico, el transmisor repentinamente

cambia de dimensión cuando es aplicada una corriente eléctrica, este cambio

genera una onda compresional en el fluido del pozo.

Para esta herramienta simple se asume que el transmisor se expande en todas

direcciones simultáneamente, esta es una geometría monopolar y crea una onda

compresional omnidireccional como se observa en la figura 1.4.

Figura 1.4 Dispositivo de Registro Acústico de un sólo Transmisor y un sólo Receptor.


5

La onda compresional en las inmediaciones pozo-formación genera varios tipos

de ondas acústicas que viajan a través de la formación y subsecuentemente

causan una señal que puede ser detectada en el receptor, el receptor convierte la

energía acústica nuevamente a una señal eléctrica.

Como se observa en la figura 1.5, se mide el tiempo que toma para el arribo de la

primera parte de la onda. Como se puede ver hay un grupo de ondas tras el

primer arribo, y este grupo contiene una combinación de varios tipos de ondas.

Figura 1.5 Arribo de Ondas Acústicas.


El grupo total de ondas puede ser analizado separando los tres tipos de ondas ya

mencionadas, esto se muestra en la figura 1.6.

Al tener ondas diferentes, vamos a tener velocidades de tránsito diferentes, las

ondas compresionales viajan más rápido por lo que son las primeras en arribar,

las ondas de corte arriban a continuación y por último las ondas Stoneley.

0 2000 Umbral

Primera ruptura

1000

6

(1) En vez de rápida y lenta se utilizan también los términos dura y suave.

Figura 1.6 Separación de los Tres tipos de Ondas Acústicas.


1.2.3. TIPOS DE FORMACIONES

De una manera empírica, se clasifica el tipo de formación basándose en la

comparación de la velocidad de la onda de corte al atravesar la formación

respecto a la velocidad de las ondas al viajar en el fluido del pozo.

Esto tendrá un impacto en cómo la energía de corte es refractada y/o reflejada

cuando intenta ingresar dentro de una formación suave(1), esta relación determina

la generación, o no, de la energía de onda de corte usando una fuente monopolar.

Este comportamiento se explica según la Ley de Snell, y la física de ésta es

esencialmente la misma que de la óptica clásica.

Una onda generada a partir de un transmisor viaja a una velocidad V1, a través de

un medio, en nuestro caso el fluido del pozo y se aproxima a una interfase con

otro medio el cual tiene una velocidad acústica diferente V2 y que sería la

formación investigada, la onda es refractada en la interfase de acuerdo a la ley de

Snell, según la cual se dice que, si V2 es mayor que V1 entonces el ángulo de

refracción θ2 será mayor que el ángulo de incidencia θ1, donde el ángulo de

Compresional De Corte Stoneley

Primera Ruptura

∆t

7

incidencia θ1, es el ángulo que forma en la interfase la onda con la horizontal

cuando viaja en el fluido del pozo, mientras que θ2 es el ángulo de refracción que

forma la onda refractada con la horizontal cuando viaja por la formación, ver la

figura 1.7.

Figura 1.7 Reflexión y Refracción de las Ondas al Cambio de Medio de Propagación.


La ley de Snell relaciona la velocidad a la que viaja una onda en dos medios

diferentes y los ángulos que se forma respecto a la horizontal en la interfase y se

expresa como:

( )( ) 2

1

2

1

V

V

Sen

Sen =θθ

Ec. (1.1)

* A la relación V1/V2 se le denomina índice de refracción.

8

Existirá también un ángulo θc de incidencia donde el rayo de refracción viajará en

ángulo recto a lo largo de la pared del pozo, este es denominado ángulo crítico, y

la onda refractada es llamada onda de cabeza, véase la ecuación 1.2.

( )

=⇔=

2

1

2

1

V

Varcsen

V

VSen CC θθ Ec. (1.2)

La onda de cabeza puede ser también compresional o de corte, sin embargo los

ángulos críticos serán diferentes para los dos tipos de ondas.

Recapitulando, si el índice de refracción, V1/V2 es menor que 1 se tiene una

formación rápida, y existiría un ángulo crítico y una onda de cabeza y si V1/V2 es

igual a 1 no existe refracción, ya que no existe contraste entre los dos medios por

lo tanto tampoco habría ángulo crítico y por supuesto no hay onda de cabeza,

finalmente si V1/V2 es mayor que 1, se tiene una formación lenta, y nuevamente

no habrá onda de cabeza.

<⇔>=⇔=>⇔<

12

12

12

2

1

1

1

1

θθθθθθ

V

V

1.2.4. TIPOS DE TRANSMISORES

1.2.4.1. Monopolar

Los transmisores monopolares son elementos piezoeléctricos cilíndricos que

emiten energía acústica omnidireccional a una frecuencia central de 8kHz y son

los elementos que se han utilizado tradicionalmente en las herramientas acústicas.

La figura 1.8 ilustra como una onda compresional a partir de un transmisor

monopolar estimula en la formación a ambos tipos de ondas, compresional y de

corte, estas viajan a través de la formación y estimulan ondas compresionales en

el pozo que luego son detectadas por el receptor.

9

El principal problema de la herramienta monopolar, es el no poder medir

directamente el tiempo de tránsito de las ondas de corte en formaciones rápidas y

su imposibilidad de medir ondas de corte en formaciones lentas.

Figura 1.8 Transmisión Monopolar.


1.2.4.2. Dipolar

Las herramientas dipolares se desarrollaron con el objeto de superar el problema

de imposibilidad de medición de ondas de corte en formaciones lentas.

La fuente dipolar genera movimiento de curvatura o de flexión en la formación,

que genera una onda flexural la cual a bajas frecuencias tiene el mismo

comportamiento que una onda de corte pero esta si puede ser transmitida a

través de un fluido, el movimiento de onda del tipo curvatura es perpendicular a la

dirección de propagación a lo largo del pozo, como se ve en la figura 1.9, la única

10

diferencia es que la presencia del fluido del pozo causará algunos efectos de

dispersión a las frecuencias más altas.

Figura 1.9 Transmisión Dipolar.


Como se observa en la figura 1.9, el transmisor tiene dos polos, positivo y

negativo, lo cual induce un movimiento flexural que viaja a lo largo de la pared del

pozo, el pozo se flexiona en el plano horizontal y esto es lo que se conoce como

movimiento flexural propiamente dicho, se produce una onda compresional

asimétrica en el fluido del pozo, la cual es detectada por los receptores los que

son sensitivos sólo al movimiento asimétrico.

1.2.5. FACTORES PERTURBADORES DE LAS MEDICIONES ACÚSTICAS Y

SUS CORRECCIONES

Las herramientas y mediciones acústicas tienen algunos limitantes.

ONDA ONDA

11

1.2.5.1. Tamaño del Pozo y/o Inclinación de la Herramienta

Una medición confiable del intervalo de tiempo de tránsito a través de la

formación por la trayectoria de la onda es difícil de obtener, debido al tamaño del

pozo y/o la inclinación de la herramienta que altera las longitudes de las

trayectorias a través del lodo y la formación, figura 1.10, también el período de

tiempo a través de la formación no es constante ya que la longitud física de la

trayectoria varía, debido a que los cambios en la velocidad de formación alterarán

el ángulo de refracción (Ley de Snell).

Figura 1.10 Efectos por Tamaño del Pozo e Inclinación de la Herramienta.

Fuente: Baker Atlas; “Introduction to Wireline Log Analisis”.

Para cancelar, o por lo menos reducir, los problemas inherentes con el sistema,

los dispositivos de compensación de pozos BHC (por sus siglas en Inglés), fueron

introducidos para corregir el error de medición por tamaño e inclinación de la

herramienta, como se muestra en la figura 1.10, estos dispositivos tienen dos

12

transmisores, dispuestos simétricamente tanto arriba T1 como abajo T2, emiten los

pulsos de sonido de manera alterna, de tal manera se obtienen dos medidas

separadas de dos receptores, los intervalos de tiempo medidos son promediados

de tal manera que el intervalo de tiempo de tránsito resultante, será eficazmente

compensado si se presentó cualquier problema de inclinación de la herramienta o

tamaño del pozo, las trayectorias de viaje muestran que los promedios de las

trayectorias AA´, BB´, y CC´ son esencialmente iguales.

Otro método de compensación llamado compensación de pozo derivada de

profundidad, DDBHC (por sus siglas en inglés), usa circuitos de retardo de tiempo

con un sólo transmisor y dos o más receptores.

Figura 1.11 Compensación de Pozo Derivada de Profundidad.

Fuente: Baker Atlas; “Acoustic Logging Sales Training School”.

3

2

1

13

La figura 1.11 muestra la herramienta con un transmisor y dos receptores en tres

posiciones, el intervalo de tiempo de tránsito compensado es determinado como

se indica a continuación.

• En la tercera posición el trasmisor T está ubicado en el intervalo donde el

receptor lejano R2 estará cuando la herramienta sea movida a la posición uno.

El intervalo de tiempo de tránsito de la señal por la trayectoria A entre el

transmisor T y el receptor cercano R1 es registrado y memorizado, incluyendo

las señal a través del lodo y la formación.

• En la segunda posición el trasmisor T está ubicado en el mismo intervalo en

que el receptor cercano R1 estará cuando la herramienta se mueva a la

posición uno, el intervalo del tiempo de tránsito de la señal por la trayectoria B

entre T y R2 es registrado y memorizado incluyendo la señal a través del lodo

y formación.

• Cuando la herramienta alcanza la posición uno se registra los intervalos de

tiempo de tránsito de la señal a través de las trayectorias C y D al igual que en

los casos anteriores incluyendo la señal a través del lodo y la formación, en

esta posición los dos intervalos de tiempos de la señal por las trayectorias A y

B son iguales a los intervalos de tiempo de tránsito que resultarían si un

segundo transmisor fuera localizado bajo los receptores.

El valor compensado correcto de intervalo de tiempo de tránsito es obtenido por la

combinación de los dos valores de intervalos de tiempo de tránsito grabados en

las posiciones 2 y 3 por A y B, con los tiempos de tránsito por C y D grabados en

la posición 1. El intervalo de tiempo de tránsito compensado es entonces

correctamente representado en la ecuación 1.3 por:

−+−=∆x

DCABt

2 Ec. (1.3)

Donde: x = distancia entre los receptores R1 y R2.

14

La compensación derivada de profundidad es el único método usado por las

herramientas acústicas de última tecnología, debido a que permite disminuir la

longitud de la herramienta y en las herramientas modernas se procura minimizar

la longitud de las mismas ya que son corridas en serie.

1.2.5.2. Ruido

Los picos de ruido son generalmente intermitentes, siempre se presenta una

cierta cantidad de ruido en la forma o tren de onda acústica, el rasgueo de cable y

otras pequeñas interferencias eléctricas causan algo de ruido, y el circuito de

telemetría tiene que ser regulado para adaptarse a la longitud del cable; los

cables demasiado cortos o demasiado largos pueden crear problemas, por

ejemplo, asumiendo que un ingeniero de registros establezca el nivel de detección

de onda del dispositivo o umbral, demasiado corto (ver en la figura 1.12) para el

primer arribo negativo, un pico de ruido amplificado puede ser disparado al

receptor y esto da como resultado una corta medición de tiempo de tránsito, esto

hace también al receptor más lejano el más susceptible a la formación de picos de

ruido, debido al mayor tiempo de tránsito de la señal.

Figura 1.12 Arribo e Interferencia del Ruido en los Receptores.

Fuente: Baker Atlas; “Introduction to Wireline Log Análisis”.

Señal al Receptor Lejano

Señal al Receptor Cercano

Detección del Umbral

15

La mayoría de picos pueden ser identificados según como estos se mueven a

tiempos tempranos (hacia la derecha) sobre la traza del tiempo de tránsito (figura

1.13), y deben ser editados antes de usar los datos para el análisis de registros o

comparación sísmica.

Los registros acústicos digitales actuales usan circuitos elimina-ruidos para

eliminar mediciones de tiempo que exhiben variaciones extremas.

Figura 1.13 Identificación de los Picos de Ruido.

Fuente: Baker Atlas; “Introduction to Wireline Log Analysis”.

1.2.5.3. Saltos de Ciclo

Repentina e inusualmente, se presentan cambios hacia valores más altos del

intervalo de tiempo de tránsito, estos son causados por saltos más allá del primer

arribo donde se intenta su detección, señales débiles, atenuadas ocurren a los

receptores, y si el nivel de detección inicial es definido demasiado amplio, la

detección no es activada hasta un arribo más tardío con suficiente amplitud para

alcanzar el nivel de detección, como se observa en la figura 1.14.

CALIPER INTERVALO DE TIEMPO DE TRANSITO

Picos de Ruido

16

Figura 1.14 Salto de Ciclo al Arribo de la Señal Acústica.


Los saltos de ciclo normalmente ocurren en incrementos predecibles de tiempo,

relacionados a los circuitos de temporización, es decir incrementos estándar de

10 o 12.5 µseg, en la figura 1.15 se muestra los saltos de ciclo observando el

intervalo de tiempo de tránsito, actualmente los circuitos acústicos digitales

eliminan efectivamente la mayoría de problemas encontrados en las herramientas

predecesoras.

Figura 1.15 Saltos de Ciclo observando el Intervalo de Tiempo de Tránsito.


Señal Típica

Señal Atenuada


Tiempo Adicional Debido al Salto

CALIPER INTERVALO DE TIEMPO DE TRANSITO

Salto de Ciclo

17

El circuito Acústico Digital elimina efectivamente la mayoría de problemas

encontrados en las primeras herramientas acústicas.

1.2.5.4. Ensanchamiento del Intervalo de Tiempo de Tránsito

Si una señal a través de una formación es lo suficientemente atenuada como para

reducir la amplitud pero no permite causar un salto, el tiempo de detección puede

ser retardado 2 o 3µseg, esta condición es referida como un ensanchamiento de

tiempo de tránsito como se puede observar en la figura 1.16.

Figura 1.16 Ensanchamiento de Tiempo de Tránsito.


Como resultado los tiempos de tránsito medidos son demasiado largos, y el error

no es siempre claro en el registro. Sin embargo, un error de 3 µseg en el tiempo

de tránsito puede crear un error de alrededor del 2% en la determinación de la

porosidad, un error acumulativo de 2 a 3 µseg sobre varios miles de pies de pozo

puede crear un serio error en el tiempo de viaje integrado, nuevamente los

métodos basados en circuitos digitales eliminan gran parte, pero no la totalidad

del problema.

Señal Típica

Señal Atenuada

Ensanchamiento


18

1.2.5.5. Inversión de Velocidad

Si una zona permeable es invadida y por lo tanto alterada en la zona aledaña al

pozo, el intervalo de tiempo de tránsito en la zona alterada puede ser menor al

intervalo de tiempo de tránsito de la zona inalterada o virgen, y si en ambas zonas

la onda viaja más rápido que en el fluido del pozo, el tiempo de tránsito registrado

sería el de la zona alterada, y resultaría un intervalo de tiempo de tránsito

demasiado corto en tales condiciones, aún la mejor herramienta acústica puede

hacer esta medición de tiempo de tránsito de zona dañada, un ejemplo de tal

situación es un filtrado de lodo más denso que el agua de formación.

Una condición tal está restringida a formaciones poco profundas porque los

efectos de fluido en formaciones son limitados por la profundidad, un tiempo de

tránsito en zona lavada con 20% de porosidad de 5µseg/pie acorta el tiempo de

tránsito de la zona virgen causando una desviación de 1µseg, el incremento de la

presión en los poros en un sistema de lodo desequilibrado puede también tener

algún efecto.

La velocidad acústica puede incrementarse tanto como se incremente la presión

en los poros mejorando el contacto fluido-grano, el contacto grano-grano es

deteriorado, o la elasticidad del fluido es mejorada.

1.2.5.6. Zonas de Gas Poco Profundas - Un Caso Especial de Inversión de Velocidad

Las zonas que almacenan gas, invadidas por filtrado de lodo pueden crear un

caso especial de inversión de velocidad, la medición del intervalo de tiempo de

tránsito de registros acústicos en una zona lavada se verá afectada.

Si la formación no tiene permeabilidad relativa al gas, es decir que si la saturación

del gas no fluye lateralmente del pozo, la zona lavada tiene un serio efecto sobre

la medición del tiempo de tránsito en un intervalo de gas.

Empíricamente se ha demostrado que la magnitud del efecto requiere que el

registro acústico sea corregido por gas por un factor de 0.7.

19

1.2.5.7. Angulo de Inclinación con Respecto al Pozo

Cuando la inclinación de formación relativa al pozo, es pronunciada como se

muestra en la figura 1.17, se forma un marcado ángulo de inclinación, y las

señales acústicas pueden viajar a lo largo de las trayectorias refractadas de

planos inclinados a mayor tasa que a lo largo de las paredes del pozo, el

resultado es una corta medición de tiempo de tránsito.

Figura 1.17 Angulo de Inclinación con Respecto al Pozo.


Las formaciones rápidas o de alta velocidad acústica, tales como calizas

compactas y dolomitas, aparecen frecuentemente como zonas más gruesas en el

registro acústico de lo que son realmente.

La falsa indicación de espesores es causada por los primeros arribos de cualquier

lado del pozo tomando la trayectoria rápida hacia los receptores, esto puede

ocurrir cuando la inclinación es muy empinada en un pozo vertical, o donde la

inclinación es razonablemente horizontal en pozos altamente desviados.

Pozo Vertical

Formación Inclinada

20

1.3. HERRAMIENTAS

1.3.1. REGISTRO DE RECEPTOR Y TRANSMISOR SIMPLE

Como se mencionó anteriormente, al inicio del desarrollo de las herramientas

acústicas, estas herramientas de registro incluían sólo un transmisor y un receptor,

con el propósito de medir el tiempo de propagación de la onda de sonido a través

de la formación sobre una distancia fija.

La herramienta de Registro de Receptor Simple básicamente dispuso un receptor

y un transmisor, separados cierta distancia en la sonda como se muestra en la

figura 1.18.

Figura 1.18 Registro de Receptor y Transmisor Simple.


El transmisor emite una señal acústica la cual viaja hasta ser captada por el

receptor.

21

Tal sistema mide el tiempo que una onda requiere para viajar desde el transmisor,

T, hacia el único receptor R, este intervalo de tiempo incluye el viaje a través de

los intervalos de longitud A, B y C, donde el tiempo tA se refiere al tiempo desde el

transmisor T hacia la formación a través del lodo o fluido que se encuentra en el

pozo, el tiempo tB es aquel en el que la onda viaja por la formación y el tiempo tC

en el que la onda viaja desde la formación hasta el receptor R.

El intervalo de tiempo de tránsito ∆t, es el recíproco de la velocidad de tránsito a

través de la formación, ecuación 1.4, y es la medición básica provista por el

dispositivo acústico.

∆t = B

B

L

t µs/pie Ec (1.4)

Donde:

tB = Tiempo de viaje por la formación

LB = Longitud en que la señal viaja a través de la formación.

El tiempo de tránsito de interés representado por el intervalo ∆t es la medición de

interés real, puesto que es dentro de la formación que está bajo investigación.

Sin embargo, este sencillo arreglo, representado en la figura 1.18, tiene la

indeseable influencia de la velocidad de la señal en el lodo que, en ciertas

condiciones, como pozos con cambios notables en su diámetro por derrumbes o

inclinación de la sonda, distorsionan la señal acústica, haciendo que la

herramienta leyese un valor de tiempo de tránsito principalmente derivado del

lodo.

Por otro lado, la necesidad de remover los intervalos tA y tC se debe también a que

la longitud física de B no es constante, debido a que los cambios en la velocidad

de formación alterarán el ángulo de refracción (Ley de Snell).

22

1.3.2. REGISTRO DE RECEPTOR DOBLE

Luego de ver las falencias del Registro de Receptor Simple, se ideó el Registro de

Receptor Doble, cuyo sistema comprende un transmisor y dos receptores,

superando muchos de los problemas inherentes al Registro de Receptor Simple.

Colocando un segundo receptor a una distancia conocida por debajo del primero,

como se muestra en la figura 1.19, y midiendo el tiempo que toma la señal para

viajar a lo largo de la formación la distancia conocida D, logramos eliminar el

tiempo de tránsito a través del lodo.

Figura 1.19 Registro de Receptor Doble.

Fuente: Baker Atlas; “Introduction to Wireline Log Analysis”

Este sistema, en efecto, mide el tiempo a través de la distancia D, por el sencillo

cálculo de la diferencia entre las mediciones de tiempo de viaje T-R1 y T-R2 y

como la distancia para el intervalo D es en teoría siempre igual al espaciamiento

23

entre R1 y R2, se obtienen mediciones satisfactorias del intervalo de tiempo de

tránsito como se indica en la ecuación 1.5.

D

TRTRt

)( 12 −=∆ Ec. (1.5)

Donde:

TR1 = Intervalo de tiempo de viaje desde el transmisor T hasta el primer receptor

R1.

TR2 = Intervalo de tiempo de viaje desde el transmisor T hasta el segundo

receptor R2.

D = Espaciamiento entre los receptores.

Sin embargo, para eliminar completamente el efecto de la señal en el lodo, estos

recorridos, para los dos receptores, deben ser iguales, este no es exactamente el

caso cuando la sonda está inclinada debido a falta de centralización, o cuando

encuentra cavernas o derrumbes que producen cambios considerables en el

diámetro del pozo.

Por lo que esta herramienta tiene la limitación de ser un registro idealizado ya que

proveería mediciones de tiempo de tránsito válidas bajo las siguientes asunciones:

• La herramienta permanece vertical y a la misma distancia de las paredes

del pozo todo el tiempo mientras se corre el registro.

• No existen cavernas, ni hay derrumbes presentes en el pozo.

Estas condiciones no se dan en la práctica, en la figura 1.20, se puede apreciar

como se altera la longitud de las trayectorias de la señal acústica, a la izquierda

de la figura se muestra este efecto por descentralización e inclinación de la

herramienta, y a la derecha por el ensanchamiento del diámetro del pozo debido a

un derrumbe o a la presencia de una caverna.

24

Figura 1.20 Efectos de Descentralización e Inclinación y Ensanchamiento del pozo en

el Registro de Recepción Doble.

Fuente: Baker Atlas; “Introduction to Wireline Log Analysis”

Esto es debido a que en las condiciones reales, los pozos no tienen una

verticalidad perfecta y están presentes tanto cavernas como derrumbes, efectos

propios de la perforación y la constitución de las distintas formaciones por las que

atraviesa el pozo, en consecuencia, los registros de receptor doble incurren en

errores inherentes y por esto en la actualidad no son utilizados y se los considera

obsoletos.

1.3.3. REGISTRO ACÚSTICO COMPENSADO DE POZO

Para eliminar los efectos debido a la falta de centralización, o a los cambios

considerables en el diámetro por cavernas o derrumbes del pozo, se diseño un

nuevo sistema doble, dispuesto de tal manera que mientras uno de los sistemas

sufriese un error de medición debido a los efectos mencionados, el otro también

sufriese el mismo evento, pero de manera inversa para luego obtener una medida

confiable y real a partir del promedio de los dos, en otras palabras el efecto que le

diera un exceso en la medición al primer sistema le provocaría un defecto de

medición al segundo, siendo este exceso y este defecto de medición de igual

25

magnitud compensándose mutuamente, de donde proviene el nombre de Registro

Acústico Compensado de Pozo o BHC por sus siglas en inglés, de tal manera que

el valor promediado de los tiempos de tránsito de los dos sistemas resultaría en

un valor de medición satisfactorio, el funcionamiento de este sistema se menciona

anteriormente en la sección 1.2.5.1.

El instrumento de registro está conformado por dos transmisores T1 y T2, y dos

receptores R1 y R2, los transmisores y receptores están arreglados simétricamente,

el espaciamiento transmisor receptor es típicamente de 3 pies respecto al

receptor más cercano, y 5 pies respecto al más lejano, los transmisores superior e

inferior son pulsados para emitir la señal acústica alternativamente, y entonces los

dos receptores envían dos diferentes grupos de datos de tiempo de tránsito a la

superficie para ser promediados y determinar el intervalo de tiempo de tránsito de

la formación, en su mayor parte, este arreglo de transductores compensa el caso

de efectos de inclinación de la herramienta, falta de centralización y

ensanchamiento del diámetro del pozo por presencia de derrumbes o cavernas.

En general el Registro Acústico de dos transmisores y dos receptores provee muy

buenas mediciones de intervalos de tiempo de tránsito, sin embargo las

mediciones de 3 pies y 5 pies tienen una profundidad de investigación poco

profunda, de alrededor de 1 pulgada, por lo que la zona de investigación es

principalmente la zona lavada, con predominio del filtrado de lodo en el espacio

poroso de las rocas, como consecuencia de este hecho para alcanzar

profundidades de investigación de la formación virgen o zona inalterada, la

herramienta debe aumentar su dimensión longitudinal drásticamente lo que

complica el manejo de la herramienta y la hace impractica, por lo que se

desarrolló el método de compensación llamado compensación derivada de

profundidad, DDBHC (por sus siglas en inglés) explicado en la sección 1.2.5.1., el

cual supera este problema.

Aún en la actualidad, el Registro Acústico Compensado es utilizado, ya que en

condiciones favorables, provee resultados bastante aceptables en sus mediciones.

26

1.3.4. REGISTRO ACÚSTICO DIGITAL

El Registro Acústico Digital se ubica entre los primeros instrumentos de registro

acústico con capacidad de obtener datos de onda completa, la herramienta se

desarrolló a principios del año noventa y es una de las herramientas de registros

acústicos de última tecnología.

1.3.4.1. Características

El Registro Acústico Digital, es una herramienta monopolar de corto

espaciamiento y está diseñado para proveer mejoras en su respuesta, estas

mejoras se dan en las mediciones del intervalo de tiempo de tránsito

compresional con respecto a sus predecesoras, la onda viaja a través de los

diferentes medios desde los transmisores hacia la formación a través del lodo o

fluido que se encuentra en el pozo, luego viaja por la formación y por último desde

la formación hasta los receptores.

La indeseable influencia de la velocidad de la señal acústica al viajar a través del

fluido del pozo distorsiona la señal acústica proveniente de la formación, haciendo

que la herramienta lea un valor de tiempo de tránsito erróneo derivado de las

malas condiciones del hoyo, por lo que la herramienta usa el método de

compensación de pozo derivada de profundidad o DDBHC por sus siglas en

inglés, que como ya se mencionó anteriormente, esta técnica de compensación

realiza correcciones por inclinación de la herramienta y por la presencia de

derrumbes o cavernas.

La herramienta graba con precisión y eficiencia el tiempo de tránsito compresional

y bajo condiciones de formación favorables, es posible también obtener una

respuesta de medición del tiempo de tránsito de las ondas de corte, esto es

posible debido al hecho de que, las formas de onda receptadas en su totalidad

son grabadas para el análisis, de tal manera que si existen datos de las ondas de

corte en los datos adquiridos, un tiempo de tránsito de ondas de corte puede ser

calculado a partir de los datos monopolares, sin embargo se debe tener presente

la posibilidad de que podría ser una ligera distorsión debida a la contaminación

27

(2) La porosidad vugular es una forma de porosidad secundaria resultante de la disolución de las porciones más solubles de roca o la ampliación de poros o fracturas.

por ruido de los datos compresionales, por lo que se debe verificar que este no

sea el caso con el control de calidad de los datos.

La porosidad calculada a partir del tiempo de tránsito compresional podría ser

mayor en intervalos que contienen gas que la porosidad obtenida a partir del

registro compensado de densidad o de diagramas densidad-neutrón en

formaciones poco compactas o saturadas de hidrocarburos, donde existe la

porosidad vugular(2).

1.3.4.2. Configuración

La herramienta acústica digital emplea un arreglo de dos transmisores y cuatro

receptores como se observa en la figura 1.21, esto representa un incremento

significativo en la cantidad de información que es grabada, debido a que se

realizan mediciones de tiempo de tránsito desde cada uno de los transmisores a

todos los receptores.

La herramienta tiene un espaciamiento de 3 a 6,5 pies, consecuentemente, estos

dispositivos tienen profundidades de investigación de 1 a 2 pulgadas en la

formación, y sus especificaciones técnicas se presentan en la tabla 1.1.

La herramienta está compuesta por los siguientes elementos:

• Dos transmisores de banda ancha de 1000HZ. a 15000 Hz.

• Cuatro receptores de banda ancha de 1500Hz a 20000 Hz.

• Espaciamientos de 3 pies a 6,5 pies.

28

Figura 1.21 Herramienta Acústico Digital.

Fuente: Baker Atlas; “Technical Data”.

Longitud Total: 20,6 pies. Diámetro Máximo: 3,38 pulgadas.

20,6 pies

7,95 pies.

5,95 pies

2,28 pies

SECCION DE TRANSMISIÓN

SECCION DE RECEPCIÓN

29

1.3.4.3. Especificaciones Técnicas

Tabla 1.1 Especificaciones de la Herramienta Acústico Digital.

Parámetro Valor Numérico

Temperatura máxima 400,0 ºF

Presión máxima 20000 Psi

Diámetro externo OD 3,380 plgd

Longitud 20.6 pies

Peso 281,0 lbs

Dimensión mínima del hueco

4,500 plgd

Dimensión máxima del hueco

21,000 plgd

Esfuerzo compresivo de la herramienta

7800 Ibs

Esfuerzo de tensión de la herramienta

17500 Ibs

Velocidad máxima de toma de registro

Velocidad de toma de registro en adquisición de: ∆t compresional 60pies/min; de onda completa 35 pies/min.

Velocidad recomendada de toma de registro

Velocidad de toma de registro en adquisición de: ∆t compresional 30pies/min.; de onda completa 20 pies/min.

Profundidad de investigación

variable

Rata de muestreo normal 4,0 muestras/pie

Rata de muestreo lenta 2,0 muestras/pie

Rata de muestreo rápida 8,0 muestras/pie


Elaboración: El autor.

30

1.3.4.4. Ventajas y Desventajas Ventajas: • Determinación del tiempo de tránsito compresional.

• Su corto espaciamiento la hace una herramienta de menor dificultad para su

transporte y manipulación. • Grabación de onda completa. Desventajas: • Al ser una herramienta corta, se presentan problemas debidos a las

condiciones que pueden presentarse en el pozo, estos problemas se deben a

que las mediciones de 3 pies hasta 6,5 pies tienen una profundidad de

investigación poco profunda, de 1 a 2 pulgadas, por lo que la zona de

investigación es principalmente la zona lavada, con predominio del filtrado de

lodo en el espacio poroso de las rocas, lo que presenta la posibilidad de incurrir

en errores de medición, principalmente cuando se registra en zonas con una

gran invasión.

• En formaciones lentas, el tiempo de tránsito de las ondas de corte no puede

determinarse debido al hecho de ser una herramienta monopolar, este tipo de

herramientas tienen dicha limitación.

1.3.5. REGISTRO ACÚSTICO DE ARREGLO MULTIPOLAR

El registro Acústico Multipolar fue puesto en operación en el período 1991-1992 y

es otra de las herramientas de registros acústicos de última tecnología.


La herramienta integra un arreglo monopolar con uno dipolar, asegurando la

adquisición completa de datos de ondas compresionales y de corte tanto en

formaciones lentas como rápidas en una sola corrida del registro.

31

Los datos obtenidos por la herramienta son procesados para obtener la amplitud

de la onda, tiempo de tránsito, y tiempo de arribo, estos datos son incorporados

en programas avanzados de análisis de registros para evaluar fracturas y litología,

contenido de fluido, y propiedades de roca.

El sistema monopolar consta de ocho elementos piezoeléctricos cilíndricos para

detectar ondas Compresionales, ondas de Corte refractadas y ondas Stoneley.

Los transmisores dipolares crean una onda flexural en la formación con una

frecuencia central baja de entre 1 y 3 kHz, el sistema dipolar consta de ocho

hidrófonos de desplazamiento inherentemente balanceados, utilizando discos

piezo-metálicos biformes para un excelente rechazo de las ondas compresionales

a todas las frecuencias y temperaturas, puesto que los receptores no son

sensibles a campos de presión de simetría axial, tanto la onda compresional de

cabeza y la onda Stoneley son suprimidas, asegurando una identificación precisa

de la onda flexural.

En la herramienta todos los receptores están alineados, en formaciones duras o

rápidas, la frecuencia central es ligeramente mayor a 3 kHz y en formaciones

suaves o lentas la frecuencia central es de aproximadamente 1 kHz.


La herramienta está conformada por un arreglo monopolar y uno dipolar.

Cada arreglo que integra la herramienta, tanto el monopolar como el dipolar,

tienen ocho receptores diseñados para medir un tipo específico de señal, y cada

uno está configurado con transmisores de alta energía, mejorando la calidad de

los datos que se obtienen, la disposición de los elementos de transmisión y

recepción tanto monopolares como dipolares se presentan en la figura 1.22 y la

herramienta propiamente dicha se muestra en la figura 1.23.

32

Figura 1.22 Disposición de los Elementos de la Herramienta de Arreglo Multipolar.


La herramienta está compuesta por los siguientes elementos:

• Dos transmisores monopolares de 1000 Hz a 15000 Hz y frecuencia central de

8 kHz.

• Dos transmisores dipolares de 500 Hz a a 4000 Hz y frecuencia central de

onda flexural de 1 a 3 kHz.

• Ocho receptores monopolares de 1500 a 20000 Hz

• Ocho receptores dipolares de 500 a 3000 Hz

• Un aislador acústico el cual está compuesto por seis secciones de blindaje que

proveen un aislamiento efectivo sobre el rango total de frecuencias

MONOPOLAR R DIPOLAR R

MONOPOLAR R DIPOLAR R MONOPOLAR R DIPOLAR R MONOPOLAR R DIPOLAR R MONOPOLAR R DIPOLAR R

MONOPOLAR R DIPOLAR R MONOPOLAR R DIPOLAR R MONOPOLAR R

DIPOLAR R

MONOPOLAR T

DIPOLAR T

DIPOLAR T MONOPOLAR T

33

• Dipolo de baja frecuencia para mayor precisión en la determinación de la

velocidad de onda de corte.

• Frecuencia central en formaciones duras alrededor de 3 kHz.

• Frecuencia central en formaciones blandas alrededor de 1kHz.

Figura 1.23 Herramienta de Arreglo Multipolar.


Longitud total: 35,1 pies. Diámetro Máximo: 3,63 pulgadas

35,1 pies

SECCIÓN DE RECEPCCIÓN

AISLADOR ACÚSTICO

MONOPOLAR DIPOLAR DIPOLAR MONOPOLAR

SECCIÓN DE TRANSMISIÓN

34


Tabla 1.2 Especificaciones de la Herramienta de Arreglo Multipolar.





Longitud 35.1 pies

Peso 701,0 lbs

Dimensión mínima del hueco 4,500 plgd

Dimensión máxima del hueco 21,000 plgd

Esfuerzo compresivo de la

herramienta 1000 Ibs

Esfuerzo de tensión de la


Velocidad máxima de toma de

registro 30 pie/min

Velocidad recomendada de toma

de registro 30 pie/min

Profundidad de investigación variable


Rata de muestreo baja 2,0 muestras/pie




35

1.3.5.4. Ventajas y Desventajas

Ventajas:

• Herramienta monopolar y dipolar simultáneamente.

• No se presenta limitación en las mediciones de onda de corte en formaciones

lentas a pesar de que la onda de corte no se puede transmitir a través del lodo,

ya que gracias a los elementos dipolares se crea una onda flexural que a bajas

frecuencias tiene el mismo comportamiento que una onda de corte y puede ser

detectada por los elementos dipolares y de esta manera medir la velocidad de

la onda de corte.

Desventajas:

• Tiene problemas de determinación del intervalo de tiempo de tránsito de onda

de corte para intervalos mayores a 300us/pie, en arenas no consolidadas.

debido a la captura de la señal por la herramienta.

• Los pozos que tienen una variación marcada en su diámetro ya sea por la

formación de revoque o por derrumbes, se ven afectados en las mediciones

debido al tiempo de tránsito a través del revoque en el primer caso y por un

exceso de tiempo de viaje por el fluido del pozo en el segundo.

• Un efecto que altera las mediciones de tiempo de tránsito es la invasión del

filtrado de lodo y la magnitud de su efecto dependerá de la profundidad de

invasión, ya que se estará tomando mediciones de la formación pero sin el

fluido propio de la misma en sus poros.

36

1.3.6. REGISTRO ACÚSTICO DE ARREGLO MULTIPOLAR CRUZ ADO,

PRIMERA GENERACIÓN

La Herramienta de Registro Acústico Multipolar Cruzado, es otro miembro de los

registros acústicos de última tecnología, el cual fue desarrollado en el período

1997-1998, y en el cual se implementa el sistema de arreglo multipolar cruzado.


Desarrollado para asistir a la producción de petróleo y gas con una mejor

evaluación de los reservorios y maximización de recobro de los hidrocarburos, es

un servicio acústico monopolar, dipolar y dipolar cruzado, para el registro de onda

completa, que provee las mejores soluciones acústicas en un amplio rango de

ambientes de pozo.

Este nuevo sistema monopolar, dipolar y dipolar cruzado de onda completa

provee datos de calidad de la velocidad de ondas compresionales u ondas P y de

ondas de corte u ondas S, en formaciones de un rango que va desde arenas

blandas o suaves no consolidadas de baja porosidad (formaciones lentas), hasta

carbonatos fracturados (formaciones rápidas).

Los datos acústicos adquiridos con la herramienta son idealmente convenientes

para la determinación de una variedad de propiedades petrofísicas, geológicas y

geomecánicas de rocas.

Los cristales del receptor son cristales piezoeléctricos que son sensibles a la

presión, sin embargo, en la toma de registro dipolar cruzado se debe hacer una

medida direccional, es decir, se va a medir el desplazamiento perpendicular hacia

la cara del cristal.

El sistema dipolar cruzado funciona de la siguiente manera, usando el instrumento

que tiene pares de transductores que se orientan en ángulos rectos respecto a los

otros, se mide dos señales en línea XX y YY y dos señales cruzadas, XY y YX,

éste se describe más adelante.

37


El sistema incorpora cuatro transmisores de alto poder, dos monopolares y dos de

baja frecuencia o dipolares a su vez que fuentes dipolares ortogonalmente

orientadas en combinación con una sección de receptor integrada, la cual

contiene ocho receptores que están acústicamente aislados, cada bloque tiene

cuatro cristales montados alrededor de esta sección, a incrementos de noventa

grados.

Se monta empaques de caucho entre los bloques del receptor, actuando como

aislantes acústicos y el ensamblaje entero es rodeado por aceite ubicado en un

recipiente de caucho, una cámara exterior sólida completa la sección, esta

cámara puede resistir altos valores de tensionamiento o de presión, los elementos

se presentan en la figura 1.24.

El arreglo de 8 receptores tiene un espaciamiento de 6 pulgadas; y conjuntamente

el arreglo de receptores y los transmisores dipolares X y Y se encuentran

dispuestos de la siguiente forma; los receptores dipolares se encuentran ubicados

sobre el aislador de la herramienta, este sobre el dipolo Y, y bajo el dipolo Y viene

ubicado el dipolo X.

La herramienta está conformada por los siguientes elementos:

• Dos transmisores monopolares con un espaciamiento de 30 pulgadas.

• Dos transmisores dipolares, ortogonales con un espaciamiento de 12 pulgadas.

• Ocho receptores monopolares con un espaciamiento de 6 pulgadas.

• Ocho receptores dipolares con un espaciamiento de 6 pulgadas.

• Espaciamiento monopolar desde el transmisor TM1 al receptor R1 es de 11

pies y desde el transmisor dipolar TD3 es de 10,25 pies.

38

Figura 1.24 Herramienta de Arreglo Multipolar Cruzado, Primera Generación.


Figura 1.4

SECCION DE RECEPCION

AISLADOR ACÚSTICO

MONOPOLAR DIPOLAR DIPOLAR MONOPOLAR SECCION DE TRANSMISION

11,9 pies

5,0 pies

19,1 pies

Longitud Total: 36 pies. Diámetro Máximo: 3,88 pulgadas.

39



Primera Generación.





Longitud 36 pies

Peso 636,0 lbs








registro

Velocidad de toma de registro en la

adquisición de ∆t 30pie/min


de registro

En la adquisición de onda completa

(monopolar/dipolar), ∆t 30pie/min







40

1.3.6.4. Ventajas y Desventajas

Ventajas:

El Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado fue desarrollado para superar

las limitaciones principales de los sistemas convencionales de registros acústicos.

• Adquisición de datos de calidad de ondas compresionales y de corte en

formaciones no consolidadas de baja velocidad.

• Permitir la evaluación de la anisotropía acimutal de formación gracias al arreglo

dipolar cruzado.

• Determinación de la orientación del stress o esfuerzo in situ.

• Calidad de las ondas de corte sobre los 1000 us/pie

• Puede medir ondas de corte fraccionadas o difractadas, en formaciones

anisotrópicas.

• El análisis de anisotropía es mejorado por la adición de otras técnicas como el

uso de imágenes y permeabilidad Stoneley.

Desventajas:

• Los transmisores dipolares necesitan ser calificados en el campo usando

señales de acelerómetros, los que corrigen lecturas erróneas debido a

variaciones en le velocidad de la toma de registros.

• En pozos de gas se presenta el efecto de gas el cual es explicado

anteriormente en el punto 1.3.5.6, y este efecto puede llevarnos a mediciones

erróneas.

41

• Uno de los principales problemas que se presentan es debido a la rotación de la

herramienta ya que al realizarse mediciones de dos señales en línea XX y YY y

dos señales cruzadas, XY y YX, se necesita que la herramienta tenga la rigidez

suficiente para que las mediciones sean correctas y se lo diseñó con un aislador

de cierto grado de flexibilidad que es lo que causa el problema.

1.3.7. REGISTRO ACÚSTICO DE ARREGLO MULTIPOLAR CRUZ ADO,

SEGUNDA GENERACIÓN

El Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado Segunda Generación, es el

miembro más avanzado de tecnología de nueva generación que fue desarrollado

en el año 2000, la herramienta fue desarrollada a través de acuerdos de

transferencia y licencia de Mobil (tecnología de la fuente) y Shell (tecnología del

receptor), por lo que se puede decir que es una herramienta híbrida.

La herramienta híbrida es aceptada como la mejor en su tipo para la adquisición

de mediciones de calidad de ondas compresionales y de corte sobre un amplio

rango de ambientes de pozos.


La herramienta incrementa la eficacia en el programa de exploración, perforación

y producción con el mejoramiento en precisión de la evaluación de formaciones,

correlación sísmica e información geomecánica, al igual que su predecesora esta

herramienta es un instrumento monopolar, dipolar y dipolar cruzado.

Los receptores de la herramienta exhiben varias características únicas, las

mediciones de tiempos de transito de ondas de corte pueden ser confiablemente

adquiridos en el rango de 300 µs/pie a 1000 µs/pie, posee receptores de ondas

de corte alineados y en línea cruzada a la misma profundidad que proveen una

mejor configuración en su clase para la adquisición dipolar cruzada.

Cada una de las ocho mediciones monopolares y dipolares acústicamente

aisladas son hechas en la misma ubicación sobre el mandril eliminando la

42

referencia de profundidad y los problemas de rotación de la herramienta son

eliminados al utilizar un aislador con suficiente rigidez, los receptores exhiben

movimiento lineal hacia afuera sobre el arreglo en formaciones suaves o lentas,

dispone de dipolos X y Y que son calibrados durante la fabricación y configurados

en el mismo plano físico, estas características proveen una mejora significativa en

la precisión, llegando a ser confiables en un rango más amplio de

medioambientes.

Se caracteriza por mejoras a las distintas partes constituyentes de la herramienta,

las mejoras a la recepción logran un excelente aislamiento transmisor-receptor y

aislamiento receptor-receptor, a su vez también hay mejoras a su electrónica, en

la recepción, receptor electrónico de 8 canales de adquisición mejorados y en el

transmisor respuesta de frecuencia fijada; transmisores dipolares coplanarios y

una capacidad de señal de frecuencia más baja.


Su configuración tiene pocas pero importantes diferencias respecto a su

predecesor de primera generación, como se puede ver en la figura 1.25, el

mandril superior está configurado con ocho receptores, cada uno compuesto de

cuatro transductores ortogonales para una adquisición dipolar cruzada real de

cuatro componentes, pero su principal diferencia es la ubicación de los dos

transmisores dipolares fijados juntos en la misma ubicación sobre la longitud de la

herramienta, así como los ocho receptores monopolares y los ocho dipolares

localizados en la misma ubicación, uno a uno sobre el mandril en la herramienta y

con un espaciamiento de 6 pulgadas entre si.

Los dos transmisores monopolares T1 (el más lejano) y T2 (el más cercano) se

encuentran separados 30 pulgadas y el espaciamiento monopolar entre el

transmisor monopolar más lejano T1 y el receptor monopolar-dipolar (denominado

así por la disposición de la herramienta) R1 más cercano es de 11 pies y la

distancia desde este mismo receptor R1 respecto a la ubicación de los

transmisores dipolares T3 y T4 (X y Y) es de 10,25 pies.

43

Figura 1.25 Herramienta de Arreglo Multipolar Cruzado, Segunda Generación.


ELECTRONICA DE RECEPCION RECEPTOR DE 8 CANALES AISLADOR ACUSTICO MONOPOLAR TRANSMISORES DIPOLARES EN LA MISMA UBICACIÓN DIPOLO X DIPOLO Y MONOPOLAR ELECTRONICA DE TRANSMISION

36 pies

Longitud Total: 36 pies. Diámetro Máximo: 3,88 pulgadas.

44



Segunda Generación.





Longitud 36 pies

Peso 636,0 lbs








registro

Toma de registro en la adquisición de

∆t 100 pie/min


de registro

En la adquisición de onda completa

(monopolar/dipolar), ∆t 30pie/min







45

1.3.7.4. Ventajas y Desventajas Ventajas. Debido a las mejoras el Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado provee:

• La mejor calidad de mediciones monopolares y dipolares en formaciones no

consolidadas, donde otras herramientas han tenido problemas de desempeño

(∆t mayores a 350 µs/pie).

• Precisión en la determinación de la anisotropía azimutal.

• Mejora en la velocidad de la toma de registro, alcanza una velocidad de

registro de 100 pies/min.

• Debido a que los transmisores dipolares X y Y están en el mismo plano físico,

ocho mediciones de dipolo cruzado de 4-componentes son posibles.

• Manejo de menores frecuencias provee datos de corte de precisión sin

grandes correcciones y mejora el desempeño en formaciones lentas y en pozos

de gran diámetro.

• Se supera el problema de rotación de la herramienta por medio del diseño de

un nuevo aislador con una rigidez suficiente para que se realicen las mediciones

XX, YY, XY y YX en correcta correspondencia y entre los dipolos involucrados

en cada medición.

Desventajas:

• A pesar de que el Acústico Dipolar Cruzado de Segunda Generación es la

herramienta acústica más avanzada del mercado petrolero mundial, sufre de las

limitaciones inherentes a todas las herramientas acústicas, estas limitaciones

son consecuencia de la naturaleza física de los principios que se basa en la

teoría de propagación de las ondas, a continuación son enumeradas estas

desventajas, las cuales fueron analizadas anteriormente en el presente capítulo,

46

aunque la mayoría han sido eliminadas y/o minimizadas gracias a las mejoras

tecnológicas en la herramienta.

o Tamaño del Pozo y/o Inclinación de la Herramienta.

o Ruido.

o Saltos de Ciclo.

o Ensanchamiento del Intervalo de Tiempo de Tránsito.

o Inversión de Velocidad.

o Efecto de Zonas de Gas.

o Ángulo de Inclinación Respecto al Pozo.

• El costo que representa el empleo de esta tecnología es superior al de otras

herramientas acústicas inferiores tecnológicamente, que se encuentran

disponibles en el mercado, por lo que se debe considerar si realmente se

requiere los resultados que provee esta tecnología, ya que de no ser así se

estaría sub-utilizando la misma, para obtener los mismos resultados que se

lograrían con tecnologías inferiores y menos costosas.

47

CAPÍTULO II

FUNDAMENTOS PARA EL CÁLCULO Y

PROCESAMIENTO DE LOS DATOS OBTENIDOS DE LAS

HERRAMIENTAS ACÚSTICAS

2.1. FUNDAMENTOS TEÓRICOS BÁSICOS

2.1.1. VELOCIDAD DEL SONIDO EN ALGUNAS FORMACIONES

En las formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de muchos

factores, estos factores son principalmente el tipo de litología que las constituya

(arenisca, caliza, dolomita, lutita, etc.), la porosidad de las formaciones y el tipo de

fluido que ocupa el espacio poroso de las mismas, el amplio rango de valores de

la velocidad del sonido e intervalos de tiempo de tránsito para las rocas más

comunes, fluidos y revestimiento son mostradas en la tabla 2.1.

En el caso de los fluidos se puede observar que el agua se ve afectada por su

salinidad.

El valor para el intervalo de tiempo de tránsito (∆t) del fluido del pozo más común

y generalmente asumido es 189 us/pie.

Los valores de velocidad e intervalo de tiempo de tránsito de la tabla 2.1 están

dados para substancias no porosas, la adición de porosidad a las matrices de las

rocas de las formaciones disminuye la velocidad de la onda a través de ellas y por

consiguiente, aumenta el valor del intervalo de tiempo de tránsito.

48

Tabla 2.1 Valores de Velocidad e Intervalos de Tiempo de Tránsito Acústico en

Diversos Materiales.

Material V (pie/seg.) )/( piesegt µ∆

Arena no consolidada 17.000 58,8

Arena consolidada 18.000 55,5

Calizas 21.000-23.000 47,6-43,5

Dolomitas 23.000-26.000 43,52

Lutita 6.000-16.000 167-62,5

Yeso 19.000 52,6

Cuarzo 18.000 55,6

Anhidrita 20.000 50,0

Sal 15.000 66,7

Tubería (acero) 17.500 57.0

Agua con 20% NaCl 5.300 189



Agua pura 4.600 218

Petróleo 4.200 238

Metano 1.600 626

Aire 1.100 910

Fuente: Jorge Bendeck Olivella; “Perfiles Eléctricos” Elaboración: El autor.

2.1.2. FÓRMULAS Y CÁLCULOS ACÚSTICOS

2.1.2.1. Cálculo de Porosidad a partir de la Ecuación de Wyllie

M.R.J. Wyllie propuso luego de numerosos experimentos de laboratorio, una

49

relación lineal entre el tiempo de tránsito y la porosidad, a la cual se le denomina

también fórmula del tiempo de tránsito promedio, ya que el tiempo que se utiliza

en dicha fórmula es el promedio de los intervalos de tiempo registrados en una

zona de interés.

La forma general es:

shshshmaf VtVttt ×∆+−−×∆+×∆=∆ )1( φφ Ec. (2.1)

Donde:

∆t = Lectura promedio del registro acústico (µs/pie).

∆tma = Tiempo de tránsito en la roca matriz (µs/pie).

∆tf = Tiempo de tránsito en el fluido del pozo, alrededor de 189 µs/pie.

φ = Porosidad.

∆tsh = Tiempo de tránsito en las lutitas (µs/pie).

Vsh = Contenido de lutitas.

Generalmente, la ecuación de Wyllie suministra valores de porosidad aceptables y

su simplicidad ciertamente contribuye a una continua aceptación en la evaluación

de formaciones, aún cuando existen algunas restricciones para su aplicación.

En la figura 2.1 se puede ver que los resultados obtenidos a partir de la fórmula

de Wyllie utilizando el tiempo promedio son bastante aceptables al compararlos

con los datos observados en el campo, pero observando hacia los extremos del

rango de porosidad, el comportamiento observado en campo difiere de forma

marcada de los resultados obtenidos a partir de la fórmula de Wyllie,

entendiéndose esto como una restricción de su aplicación, a pesar de esto

debemos tomar en cuenta que el rango en el cual los valores obtenidos a partir de

la fórmula tienen una muy buena aproximación a los reales coincide en su

mayoría con el rango de valores reales de porosidad que más comúnmente se

observan en campo.

50

Figura 2.1 Comparación de los Resultados de Porosidad Obtenidos con la Fórmula de

Wyllie y con Observaciones de Campo.

Fuente: Jorge Bendeck Olivella; “Perfiles Eléctricos”.

Otro problema asociado con la transformación de tiempo de tránsito o velocidad

acústica en porosidad, involucra la selección del valor de velocidad de matriz

apropiado. Mientras que las medidas de densidad pueden usualmente

transformarse en valores de porosidad usando un valor característico único de

densidad de matriz, por ejemplo 2,65 gr/cm3 para areniscas, 2,71 gr/cm3 para

calizas y 2,87 gr/cm3 para dolomitas, no parecen existir valores característicos de

velocidad de matriz. La velocidad en la roca matriz varía en amplios rangos como

se observa en la tabla 2.1.

Intervalo de Tiempo de Tránsito (us/pie) Vf = 5300 pie/seg

51

Las mezclas de componentes existentes en las rocas, podrían explicar estas

aparentes variaciones en su valor de velocidad, notándose en todos los casos que

las velocidades de tránsito de las ondas acústicas a través de la roca matriz

parecen ser considerablemente más variables que sus contrapartes en densidad

de matriz.

2.1.2.2. Porosidad en Arenas Consolidadas Limpias

En formaciones de arenas limpias y consolidadas con los poros distribuidos

uniformemente, la ecuación 2.1 se reduce a:

)1( φφ −×∆+×∆=∆ maf ttt Ec. (2.2)

La cual puede ser escrita como:

maf

ma

tt

tt

∆−∆∆−∆

=φ Ec. (2.3)

Generalmente las arenas consolidadas y compactas tienen una porosidad menor

al 25%, en estas formaciones la lectura de un registro acústico aparenta ser

independiente del contenido de los poros: agua, petróleo, gas o lutita diseminada,

sin embargo, en algunas regiones las porosidades pueden alcanzar de un 30% a

un 35% en reservorios que tienen muy baja saturación de agua, lo que implica

alta saturación de hidrocarburo, existen valores de intervalos de tiempo de tránsito

mucho mayores cuando las formaciones contienen hidrocarburos que en aquellos

valores que se obtienen frente a los mismos tipos de formaciones cuando están

saturadas sólo de agua, lo que indica que los valores de porosidad obtenidos a

partir de los registros acústicos están influenciados por el contenido de los poros

de la matriz, lo que implica que la porosidad obtenida es una porosidad aparente.

Si en las arenas existen láminas de arcilla, la porosidad aparente obtenida a partir

de registros acústicos, se verá aumentada por una cantidad proporcional a la

fracción del volumen total ocupado por estas láminas, los valores de los intervalos

52

de tiempo de tránsito aumentarán, debido a que el tiempo de tránsito en matriz

arcilla generalmente es mayor que el tiempo de tránsito en matriz arena.

2.1.2.3. Porosidad en Arenas no Consolidadas Limpias

El uso directo de la fórmula de Wyllie da valores de porosidad demasiado altos en

arenas no consolidadas e insuficientemente compactadas.

Estas arenas no compactas se presentan más comúnmente en formaciones

geológicamente recientes y especialmente a poca profundidad, sin embargo, aún

en formaciones profundas estas arenas recientes no están compactadas en los

casos en que la diferencia entre la presión de las capas superpuestas y la del

fluido en una formación es menor de 4.000 a 5.000 psi, esta falta de

compactación puede quedar indicada en arcillas adyacentes cuando estas

muestran valores de intervalos de tiempo de tránsito mayores a 100 µseg/pie.

Cuando las formaciones no son lo suficientemente compactas, los valores

observados de intervalos de tiempo de tránsito son mayores de los que

correspondería a su porosidad de acuerdo a la fórmula de Wyllie, sin embargo, la

relación entre la porosidad y el intervalo de tiempo de tránsito se mantiene

aproximadamente lineal.

Estos hechos llevaron a la introducción del factor de corrección por falta de

compactación, para de esta manera obtener una porosidad corregida a partir de la

porosidad aparente calculada por medio de la ecuación de Willye, usada en

arenas consolidadas limpias, procediéndose como sigue:

Primero, la porosidad se calcula con los datos leídos por el registro acústico

usando la ecuación 2.3:

maf

maa tt

tt

∆−∆∆−∆=φ (Ecuación 2.3 para arenas consolidadas limpias)

Luego, este valor se corrige utilizando el factor de compactación Cp.

53

P

aC C

φφ = Ec. (2.4)

Donde φa es la porosidad aparente dada directamente de la ecuación de Wyllie, y

φc es la porosidad corregida.

Cp es siempre mayor que la unidad, los valores más comunes van desde 1 a 1,3

observándose ocasionalmente valores de hasta 1,8.

Para estimar Cp se usa una variedad de métodos, el más simple es usar el tiempo

de tránsito del registro acústico observado en las arcillas adyacentes a la

formación de interés, dividido por 100:

100sh

P

tC

∆= Ec. (2.5)

Una técnica más precisa es comparar los resultados obtenidos a partir del

intervalo de tiempo de tránsito del registro acústico, con un registro de porosidad

conocido, en la práctica el análisis de registros se lo debe realizar usualmente en

una arena acuífera limpia.

Conociendo la resistividad del agua de formación Rw a partir del SP o de otra

fuente, el factor de formación F (ecuación 2.6), puede calcularse partiendo del

valor de resistividad verdadera Rt registrado a partir del Registro de Inducción o

del Laterolog, este valor equivale a Ro si se realiza el registro de Rt en una arena

acuífera limpia, es decir que Rt = Ro.

w

o

R

RF = Ec. (2.6)

Luego a partir de la ecuación 2.7, se pone a la porosidad en función de los demás

54

miembros de dicha ecuación, llegando a la ecuación 2.8 donde se utiliza el valor

del factor de formación calculado antes.

m

aF

φ= Ec. (2.7)

m

F

a=φ Ec. (2.8)

Donde:

F = Factor de formación.

Rw = Resistividad del agua de formación.

RO = Resistividad de formación 100% saturada de agua (ohm-m).

Rt = Resistividad verdadera (ohm-m).

a = Constante empírica dependiente de la litología.

m = Exponente de cementación.

La comparación de esta porosidad que es considerada como porosidad corregida

con la obtenida a base del tiempo de tránsito del registro acústico, define la

corrección por falta de compactación obteniendo el factor de compactación de la

relación entre la porosidad a partir del tiempo de tránsito y la porosidad obtenida

por el método antes descrito, así se puede obtener el valor de porosidad correcto

en los pozos de un campo que atraviesen la misma formación, este procedimiento

se denomina Método de Ro.

2.1.2.4. Variación de Velocidad en Arenas

Las más altas velocidades observadas en arenas alcanzan los 20.000 pie/seg que

equivale a un tiempo de tránsito ∆t = 50 µs/pie, pero la gran mayoría de arenas

tienen una velocidad de matriz más baja.

Las velocidades de arcillas adyacentes son usadas para ajustar la velocidad de la

55

matriz para arenas, presentándose velocidades de arenas inferiores a los 18.000

pie/seg.

Un ejemplo guía es dado en la tabla 2.2.

Tabla 2.2 Ajuste Acústico de Matriz Arena en Base de las Arcillas Adyacentes.

∆tsh (us/pie)

De las arcillas adyacentes

Vma (pie/seg)

Velocidad de la matriz

arena

∆tma (us/pie)

Tiempo de tránsito de la

matriz arena

70 - 80 20.000 50

80 - 90 19.000 52.5

90 - 100 18.000 55.5

> 100 Se usa el factor de

compactación Cp

Se usa el factor de

compactación Cp



2.1.2.5. Porosidad en Carbonatos y Reservorios Complejos

Calizas, dolomitas y cuarcitas, comprenden muchos de los componentes

constituyentes de las rocas encontradas en depósitos complejos, tales rocas

generalmente tienen porosidades menores al 15%, la carencia de compactación

casi nunca es substancial en estos tipos de rocas, y la invasión es generalmente

de moderada a profunda.

Las arcillas y las partículas dispersas de la arcilla están presentes, pero

generalmente en cantidades tan pequeñas que se considerarán insignificantes, el

tipo de litología y la porosidad se convierten en la preocupación principal.

En carbonatos que tienen porosidad intergranular, la fórmula de Wyllie se adapta

bien, pero algunas veces la estructura y distribución de los poros es diferente de

lo que es en arenas, con frecuencia existe porosidad secundaria, debido a

56

cavernas y fracturas de dimensiones mucho mayores que los poros encontrados

en la porosidad primaria.

Wyllie concluye que en formaciones que contienen cavernas, la velocidad

acústica depende principalmente de la porosidad primaria, por lo tanto, los valores

obtenidos del registro acústico tienden a ser demasiado bajos debido a la no

dependencia de una cantidad equivalente a la porosidad secundaria.

Por lo antes mencionado se ha desarrollado la ecuación 2.9, no obstante, la

experiencia en el campo indica que muchas veces la ecuación 2.1, del tiempo de

tránsito promedio es útil en carbonatos para demostrar la relación entre el

intervalo de tiempo de tránsito y la porosidad.

Con la ecuación 2.9 se corrige el error en el que se incurre debido a la

dependencia de la velocidad del sonido con respecto a la porosidad primaria, sin

embargo, los coeficientes A y B, no corresponden a parámetros físicos bien

definidos como en el caso de la fórmula de Wyllie.

Estos coeficientes tienen que ser determinados empíricamente para cada caso

particular, esto es, para cada formación o intervalo del yacimiento en estudio.

)1( φ−+=∆ BAt Ec. (2.9)

Una carta empírica fue diseñada para determinar la porosidad de los carbonatos

de este tipo a partir de los valores de tiempo de tránsito (ver figura 2.2), y un

rango limitado de velocidades del fluido desde 5.800 us/pie hasta 6.750 us/pie fue

seleccionado para la carta, este rango corresponde a los valores de intervalo de

tiempo de tránsito desde 172 hasta 148 us/pie respectivamente.

Sin embargo las velocidades de fluido en la carta son ficticias, la experiencia

indica que es conveniente sustituir por valores conocidos de velocidad para la

obtención de datos de porosidad más reales.

57

Figura 2.2 Gráfico Empírico para Determinación de la Porosidad en Carbonatos.


2.1.3. CORRECCIONES POR ARCILLOSIDAD

Las rocas reservorio clásticas, sean consolidadas o no, usualmente contienen

cierta cantidad de partículas de arcilla, y el tiempo de tránsito acústico es mayor a

lo esperado en una arena limpia, por lo que el uso de una ecuación convencional

para determinar la porosidad efectiva de la formación da resultados que sobre

estiman el valor real de la porosidad, cabe mencionar que el tiempo de tránsito en

arcillas está en el orden de 62 a 167useg/pie.

Si no están disponibles otros registros de “porosidad”, el volumen fraccional de

arcilla puede ser estimado a partir de otras mediciones fuertemente afectadas por

el contenido de arcilla, el Gama ray o el SP, si son usados ambos, se selecciona

el valor de arcilla que indica el volumen mínimo, las mediciones de registros

acústicos son afectadas por la cantidad de arcilla y por la distribución de la arcilla.

Porosidad (%)

58

En reservorios de arena, la arcilla ocurre en forma de láminas, como partículas

dispersas, o como una parte estructural de la matriz.

El tipo de distribución define las condiciones limitantes. Frecuentemente se

encuentra una combinación de distintos tipos de distribución, sin embargo, es

posible calcular el volumen a partir de los registros acústicos.

2.1.3.1. Arcillas Laminadas

Se asume que las arcillas laminadas presentes en arenas, tienen las mismas

características que las de formaciones adyacentes, por lo tanto esto implica que la

respuesta de arenas arcillosas depende del contenido y las propiedades de la

arcilla, en pozos de arena arcillosa consolidada, la porosidad acústica puede ser

resuelta como se muestra en la ecuación 2.10:

∆−∆∆−∆

−

∆−∆∆−∆

=maf

mashsh

maf

ma

tt

ttV

tt

ttφ Ec. (2.10)

En arenas arcillosas no consolidadas, se introduce la corrección por

compactación y se tiene la ecuación 2.11:

∆−∆∆−∆

−

∆−∆∆−∆

=maf

mashsh

maf

ma

tt

ttV

Cptt

tt 1φ Ec. (2.11)

2.1.3.2. Arcillas Dispersas

Cuando la arcilla se encuentra dispersa en los espacios porales intersticiales de

la matriz arena, la respuesta es similar a que si estos estuvieran ocupados por

agua, ya que esta arcilla dispersa actúa como un barro si el volumen de arcilla no

excede el 40% del volumen total de los poros, pero sobre el 40% del volumen

total, la roca ya no es considerada comercial debido a la permeabilidad baja.

La respuesta acústica en una arena arcillosa, cuando sólo está presente arcilla

diseminada, se escribe en la ecuación 2.12 como:

59

(3) La porosidad efectiva representa la razón entre el espacio poroso interconectado respecto al volumen total bruto de la roca porosa.

)1()( shmashf VtVtt −−∆++∆=∆ φφ , ó shmaf

ma Vtt

tt−

∆−∆∆−∆

=φ Ec. (2.12)

En arenas no consolidadas, la ecuación es modificada llegando a la ecuación 2.13,

debido a la introducción del factor de compactación Cp:

shPmaf

ma VCtt

tt−

×

∆−∆∆−∆

= 1φ Ec. (2.13)

La fracción de la porosidad total ocupada por arcilla dispersa representada en la

ecuación 2.14, es llamado el factor “q”, donde

ac

effacqφ

φφ −= Ec. (2.14)

Donde:

φac = Porosidad acústica obtenida de las ecuaciones 2.12 y 2.13 según el caso.

φeff = Porosidad efectiva(3) obtenida a partir del registro de densidad por medio de

la ecuación 2.15.

−−

=fma

bmaeff ρρ

ρρφ Ec. (2.15)

Donde:

ρb = Lectura del registro de densidad (gr/cm3).

ρf = Densidad del fluido del pozo (gr/cm3).

ρma= Densidad de la matriz (gr/cm3).

El factor q es denominado índice de productividad en reservorios de rocas

arcillosas, la arcillosidad es identificada con mayor confiabilidad y precisión

cuando se usa técnicas gráficas.

60

2.1.3.3. Técnicas Gráficas para la Determinación del Volumen de Arcilla y

Correcciones por Arcillosidad Dispersa, Laminar y Estructural

La arcillosidad dispersa, laminar y estructural es identificada tanto para

formaciones consolidadas o no consolidadas, con mayor confianza y precisión

cuando se usa la técnica gráfica, la cual está estructurada tanto para tiempo de

tránsito de fluido constante o variable.

Para el uso de esta técnica se necesita determinar inicialmente el volumen de

arcilla, por lo que utilizando el registro Gamma Ray, se procede de la siguiente

manera, primero obtenemos el Indice de Radioactividad Natural como se muestra

en la ecuación 2.16:

piaarenash

piaarenaRA RARA

RARAI

lim

lim

−−

= Ec. (2.16)

Donde:

RA = Lectura del registro en la zona de interés.

RAarena limpia= Lectura de radioactividad natural en una zona de arena limpia, libre

de arcilla.

RAsh = Lectura de radioactividad natural en una arcilla.

A partir de este se puede calcular el volumen de arcilla por medio de varios

métodos como los presentados en las ecuaciones 2.17, 2.18, 2.19 y 2.20.

• Método de Claivier.

( )[ ] 21

27,038,37,1 +−−= RAsh IV Ec. (2.17)

• Método de Stieber.

( )RA

RAsh I

IV

0,20,3 −= Ec. (2.18)

61

• Método de Laironov.

Para rocas terciarias ( )0.12083,0 7,3 −= × RAIshV Ec. (2.19)

Para rocas más antiguas ( )0.1233,0 2 −= × RAIshV Ec. (2.20)

Todos estos métodos se resumen en la carta de la figura 2.3, desarrollada

para obtener el volumen de arcilla en base del índice de porosidad.

Figura 2.3 Carta para la Obtención del Volumen de Arcilla a partir del Indice de

Radioactividad.


Por ejemplo, dadas las lecturas de:

RA = 40 API

RAarena limpia= 15 API

RAsh = 90 API

Indice de Radioactividad, IRA

Volumen de

Arcilla Vsh

Laironov (rocas más

Laironov (rocas Steber

Claivier

62

Utilizando el método de Laironov para una roca terciaria entonces se tiene:

33,01590

1540 =−−=RAI

Con este valor ingresamos a la carta mostrada en la figura 2.3 y obtenemos un

valor de volumen de arcilla Vsh = 12%

Para obtener la porosidad corregida por arcillosidad, el diagrama mostrado en la

figura 2.4 provee una excelente aproximación cuando el tiempo de la matriz es

pieustma /5.55=∆ , pero también provee una buena precisión de aproximación en

las correcciones con otros valores de tiempo de tránsito de matriz.

Por ejemplo:

Dada una formación bien consolidada (caliza), tenemos:

∆tleido = 62 µs/pie

∆tma = 50 µs/pie

Utilizando estos datos y tomando en cuenta las consideraciones mencionadas

determinamos la porosidad de la figura 2.4, se ingresa a la carta con el valor de

tiempo de tránsito leído ∆tleido= 62 µs/pie y se obtiene un valor de porosidad de

%11=φ .

Dada una arena no consolidada:

∆tleido = 121 µs/pie

∆tsh = 135 µs/pie

Vma = 18000 pie/seg

Vsh = 12%

63

Utilizando estos datos y tomando en cuenta las consideraciones mencionadas se

determina la porosidad corregida por arcillosidad de la figura 2.4.

Se ingresa a la carta con el valor de tiempo de tránsito leído ∆tleido= 121 µs/pie y

utilizando el valor del tiempo de tránsito de arcilla ∆tsh=135 µs/pie se obtiene un

valor de porosidad no corregida para una formación no consolidada de

%36=uncorφ , luego a partir de este valor se realiza la corrección por volumen de

arcilla utilizando nuevamente ∆tsh=135 µs/pie y el volumen de arcilla Vsh= 12%

con estos valores se ingresa en sus escalas en la parte inferior de la carta, y se

siguen paralelas a sus respectivas escalas en el caso de ∆tsh es una horizontal y

en el caso del Vsh se sigue una paralela a las líneas inclinadas de su escala, en el

punto donde se corten las dos paralelas se traza una perpendicular a la horizontal,

mientras que a partir del valor de porosidad no corregida para una formación no

consolidada %36=uncorφ , se traza una paralela a las diagonales que descienden

desde esa escala, en el punto donde la paralela a las diagonales se corta con la

perpendicular se sigue de manera horizontal hacia la escala de porosidad

corregida por arcillosidad, en este caso se obtiene un valor de %30=corφ , con

este valor se continúa hacia la derecha de la carta para obtener las porosidades

corregidas por tiempo de tránsito de fluido para los respectivos valores.

Para tiempo de tránsito de fluido variable a valores de:

∆tf = 190 useg/pie

∆tf = 240 useg/pie

se obtiene:

( )pieusegtpara fcor /190__%30 =∆=φ

( )pieusegtpara fcor /240__%24 =∆=φ

64

Figura 2.4 Gráfico de Corrección de la Porosidad por Arcillosidad para Tiempo de

Tránsito de Fluido Constante y Variable.

Fuente: Baker Atlas; “Log Interpretation Charts”

2.1.4. LA RELACIÓN DE RAYMER - HUNT Y GARDNER

Desde la introducción del registro acústico, se han hecho muchas comparaciones

entre los valores de porosidad derivados de éste y los valores obtenidos de otras

fuentes tales como el análisis de muestras, buscando siempre encontrar una

transformación del tiempo de tránsito a porosidad, de aplicación más general y

que no tuviera las restricciones presentes en la ecuación de Wyllie.

Corrección por Arcillocidad

Porosidad φ (%)

Formaciones

Formaciones no Consolidadas

Porosidad Corregida

corrφ (%)

65

De los estudios hechos por Méese y Walter, 1967, para cuatro arenas diferentes

Berea, Boise, Miloceno y Page y los datos de la arena Marrow graficados por

Millard, 1960, junto con gráficos más recientes obtenidos a partir de pozos

canadienses y algunos americanos en Colorado, California y Texas, se pudo

observar que en términos generales la ecuación de Wyllie subestima los valores

en el rango de porosidad del 5% al 25%; en otras palabras, dicha ecuación

predice una porosidad inferior a la verdadera en dicho dominio.

Sobre el rango de porosidad de 25% al 30%, sin embargo, la ecuación predice

correctamente la porosidad, para porosidades del 30% hasta alrededor del 35%,

la ecuación da valores moderadamente mayores a los verdaderos; y para

porosidades todavía mayores, los valores obtenidos son extremadamente altos y

difieren mucho de la realidad.

Los problemas relacionados con la ecuación de Wyllie ya mencionados, junto con

las experiencias anteriormente descritas llevaron a Rayner, Hunt y Gardner a

proponer una ecuación empírica que es descrita en función de la velocidad

acústica es decir del recíproco del tiempo de tránsito leído, esta es la ecuación

2.21:

fma VVV ×+×−= φφ 2)1( Ec. (2.21)

La figura 2.5 nos muestra esta nueva relación para matriz de arena junto con la

ecuación de Wyllie para Vma = 18.000 pies/seg y Vma = 19.500 pies/seg.

La relación empírica propuesta presenta varias características sobresalientes;

primero, parece que todas las arenas cuarcíticas pueden caracterizarse por una

velocidad de matriz única ligeramente menor de 18.000 pies/seg., con un valor de

17.850 pies/seg ó el tiempo de tránsito igual a 56 µs/pie.

Calizas y dolomitas parecen exhibir velocidades de matriz únicas de 20.500

pies/seg ó el tiempo de tránsito de matriz igual a 49 µs/pie para calizas; y 22.750

pies/seg. ó el tiempo de tránsito de matriz igual a 44 µs/pie, para dolomitas.

66

Figura 2.5 Relación de Raymer-Hunt y Gardner, Comparada con la Ecuación de Wyllie.


La relación de Raymer-Hunt y Gardner produce valores de porosidad ligeramente

mayores sobre el rango de porosidades bajo a medio, el rango del 5% al 25%,

que aquellos obtenidos de la ecuación de Wyllie usando una velocidad de matriz

de 18.000 pies/seg.

De hecho, para una porosidad del 15%, la relación de Raymer-Hunt y Gardner

indica una porosidad similar a aquella dada por la ecuación de Wyllie usando una

67

velocidad de matriz de 19.500 pies/seg, de este modo parece que las mayores

velocidades de matriz empleadas en el pasado para la interpretación del Registro

Acústico han sido seleccionadas para forzar la ecuación de Wyllie y obtener una

porosidad más real sobre el rango bajo a medio; esto es verdad tanto para calizas

como para arenas.

Para porosidades moderadamente altas, alrededor del 30%, la relación propuesta

generalmente corresponde a la ecuación de Wyllie usando Vma = 18.000 pies/seg.

Por encima del 35% de porosidad, sin embargo, el tiempo de tránsito del registro

acústico se incrementa mucho más rápido que la porosidad y su respuesta se

aparta rápidamente de aquella predicha por la ecuación de Wyllie; esta es la

región en la cual se requiere el empleo de la corrección por falta de compactación,

usando la relación de Raymer-Hunt y Gardner, del tiempo de tránsito se obtiene

directamente la porosidad.

Finalmente, en el rango de porosidades muy altas, por encima del 50%, el tiempo

de tránsito es relativamente independiente de la porosidad, exhibiendo en su lugar,

un valor cercano al del fluido.

Para el caso de arenas saturadas con gas, se da una relación porosidad-tiempo

de tránsito especial, esta deberá usarse cuando la porción del reservorio

investigada por el registro acústico contenga una apreciable cantidad de

hidrocarburo en la fase gaseosa, normalmente a causa de la somera profundidad

de investigación del registro acústico, esta condición existe en arenas de

porosidad alta, mayores al 30%, aunque ocasionalmente se observa en rocas de

baja porosidad.

La figura 2.6 muestra la representación definitiva de todas las observaciones

descritas anteriormente sobre un rango de porosidad práctico para las rocas

reservorio mundialmente más comunes: arenas, calizas y dolomitas.

68

Figura 2.6 Relación Empírica de Raymer-Hunt y Gardner.


2.2. PROCESAMIENTO DE LOS DATOS OBTENIDOS DE LOS

REGISTROS

2.2.1. SELECCIÓN DE POZOS

Para el presente estudio se han seleccionado los pozos perforados en el período

2002-2004 cuyos datos acústicos se encuentran disponibles, y que son

apropiados para que se realice su respectivo procesamiento y análisis objeto del

proyecto, debido a que estos datos han sido registrados de varios pozos que se

encuentran ubicados en diversas posiciones geográficas en la Cuenca Oriente

Ecuatoriana, y que son operados por distintas compañías, la información a

utilizarse es de carácter confidencial, por lo que necesariamente se deberá omitir

ciertas especificaciones de los pozos y no se los podrá describir de una manera

explícita.

69

Se han seleccionado ocho pozos, cuyos datos acústicos obtenidos a partir de los

registros, son apropiados para el propósito del proyecto y serán denominados en

orden numérico desde Pozo-1 hasta Pozo-8, a continuación se observa en la

tabla 2.3 una descripción generalizada de cada uno de los mismos.

Tabla 2.3 Descripción Generalizada de cada uno de los Pozos a ser Analizados.

POZO Descripción Generalizada

POZO-1

Se encuentra ubicado en la Zona Central de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presentan las Formaciones: Tena, Napo y Hollín, con las zonas de interés Basal Tena, U superior, U inferior, T superior, T inferior, Hollín superior y Hollín inferior.

POZO-2 Se encuentra ubicado al Suroeste de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presentan las Formaciones Tena, Napo y Hollín, presentándose como única zona de interés Hollín inferior.

POZO-3 Se encuentra ubicado en la Zona Central de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presentan las Formaciones: Tena, Napo y Hollín, con las zonas de interés, U inferior, T superior y T inferior presentes en la formación Napo.

POZO-4 Se encuentra ubicado al Sur de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presentan las Formaciones: Tena, Napo y Hollín, con las zonas de interés Basal Tena, U superior, U inferior y T inferior.

POZO-5 Se encuentra ubicado al Noroeste de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presenta la Formación Tena, con la zona de interés Basal Tena.

POZO-6 Se encuentra ubicado en la Zona Central de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presentan las Formaciones: Tena, Napo y Hollín, con las zonas de interés U inferior, T superior, T inferior, Hollín superior y Hollín inferior.

POZO-7 Se encuentra ubicado en la Zona Central de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presentan las Formaciones: Tena, Napo y Hollín, con las zonas de interés U superior, U inferior, T superior, Hollín superior y Hollín inferior.

POZO-8 Se encuentra ubicado en la Zona Central de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y se presentan las Formaciones: Napo y Hollín, con las zonas de interés, U superior, U inferior, T superior, Hollín superior y Hollín inferior.

Fuente: Datos de respaldo de pozos.


70

La descripción detallada de cada uno de los pozos, como su ubicación y

descripción geológica se encuentra fuera del alcance del presente estudio debido

a que dicha información es de propiedad exclusiva de la compañía operadora de

cada uno de los mismos.

2.2.2. SECUENCIA DEL ANÁLISIS DE LOS REGISTROS DE LOS POZOS

SELECCIONADOS

Utilizando los registros correspondientes a cada uno de los pozos seleccionados,

se realiza un análisis de cada uno de ellos, para definir las zonas de interés, topes

y bases de las zonas, espesores y tiempo de tránsito promedio de las mismas, de

tal manera que se llegue a definir los intervalos de interés, los datos

correspondientes de estos intervalos serán utilizados en el posterior

procesamiento; a continuación como ejemplo, se describe cada uno de los pasos

de esta secuencia para lograr este objetivo, el pozo utilizado para aplicar el

ejemplo será el POZO-1, cabe mencionar que el registro se encuentra en escala

1:200, y cada cuadricula en profundidad representa 2 pies.

2.2.2.1. Identificación de Marcadores Regionales

El primer paso en la secuencia es la identificación de los marcadores regionales,

que son delimitadores entre la finalización de una formación y el inicio de otra;

estos marcadores son carbonos también denominados duros y calcáreos; y se

caracterizan por mostrar una variación marcada del registro de Rayos Gamma (un

pico), en el caso de la Cuenca Oriente Ecuatoriana, tenemos tres formaciones de

interés en la columna estratigráfica que son las formaciones Tena, Napo y Hollín

en orden descendente en profundidad.

El marcador entre Tena y Napo es el denominado marcador regional L, y el

marcador entre Napo y Hollín es la Caliza C, el objetivo en este caso es

identificarlos en el POZO-1, esta identificación se la realiza observando el registro

como se puede ver en la figura 2.7.

71

Figura 2.7 Identificación del Marcador Regional L en el Registro del POZO-1.

Fuente: Registro del POZO-1.

Observando el registro del POZO-1 se define el marcador regional L a la

profundidad de 9087 pies; de la misma manera se continúa aumentando en

profundidad hasta hallar el marcador Caliza C como se muestra en la figura 2.8.

9100

L

72

Figura 2.8 Identificación del Marcador Regional Caliza C en el Registro del POZO-1.


En este caso la caliza C, como se puede apreciar en la sección del registro, está

ubicada a 10039 pies.

10000

C

73

2.2.2.2. Identificación de Formaciones Potencialmente Productoras y Determinación

de los Espesores Respectivos

Al haber definido el marcador L, subimos por el registro es decir disminuimos en

profundidad para ubicarnos en la formación Tena y de esta manera identificar la

formación Basal Tena, como se muestra en la figura 2.9.

Figura 2.9 Identificación de la Formación Basal Tena del Registro del POZO-1.


Analizando el registro se observa que en la figura 2.9 se presenta un cambio en el

8800

74

gamma ray a partir de los 8791 pies, lo mismo sucede con los registros de

resistividad, acústico, densidad y neutrón, que también siguen este

comportamiento hacia valores característicos de una arena potencialmente

productora, definiéndose como el tope de la arena los 8791 pies, y esta tendencia

se mantiene en toda la zona, hasta los 8804 pies donde nuevamente se observa

cambios de comportamiento, el gamma ray aumenta, los registros de resistividad,

el acústico, el de densidad y el neutrón varían a valores que no son los

característicos de una arena, determinando que la base de la arena se encuentra

a esa profundidad, en el intervalo el registro gamma ray es bastante regular lo que

implica una zona limpia, los valores de resistividad profunda en esta zona indican

la posibilidad de presencia de hidrocarburos ya que oscilan entre los 7 y 10 ohm-

m, además los valores de tiempo de tránsito del registro acústico, son los

correspondientes a los de una zona de arena, todo lo anteriormente mencionado

se corrobora al observarse el comportamiento de los registros de Densidad y

Neutrón señalan que es una zona porosa de tal manera que se ha identificado

Basal Tena como una zona potencialmente productora en el POZO-1 y se

determina su intervalo de profundidad de 8791 a 8804 pies con un espesor neto

de 13 pies.

Luego continuando con la secuencia de la columna estratigráfica de la Cuenca

Oriente Ecuatoriana, aumentando en profundidad bajo el marcador regional L, el

cual es el límite entre la formación Napo y la formación Tena, en la formación

Napo se identifica la arena U superior, como se puede observar en la figura 2.10

se observa a los 9528 pies un cambio marcado en el gamma ray lo que implica un

cambio en la litología, la resistividad, el registro acústico, el de densidad y el

neutrón cambian también a valores característicos de una arena potencialmente

productora, por esto se determina el tope de la zona a esta profundidad, a

diferencia de la arena Basal Tena, en esta zona se observa un gamma ray muy

irregular lo que implica presencia de incrustaciones de arcilla las mismas que

presentan alta radiación natural, esto hace que el gamma ray alcance altos

valores y su comportamiento sea irregular, mientras que si se observa la

resistividad se nota valores típicos correspondientes a una arenisca con un

promedio de alrededor de 10 ohm-m, llegando a alcanzar valores superiores a los

75

50 ohm-m en su pico máximo, si se observa el acústico tiene una regularidad en

casi toda la zona oscilando en valores correspondientes a un formación

productora como una arena, estas tendencias se mantienen hasta los 9550 pies

donde se determina la base de la zona, por lo tanto se ha identificado U superior.

Figura 2.10 Identificación de la Formación U Superior en el Registro del POZO-1.


9500

76

Por lo antes mencionado, se concluye que se ha definido la formación U superior

como una zona potencialmente productora en el POZO-1 y se determina su

intervalo de profundidad de 9528 a 9550 pies con un espesor neto de 22 pies.,

A continuación se identifica la formación U inferior, en la figura 2.11.

A partir de los 9584 pies se presenta un cambio en el comportamiento tanto del

gamma ray, lo que indica un cambio en la litología, así como en la resistividad a

valores altos, y los registros de “porosidad” muestran también un cambio notorio

en su comportamiento, por lo tanto se determina el tope de la arena a esta

profundidad a partir de de ahí el caliper señala la formación de revoque.

Las tendencias mencionadas continúan hasta los 9646 pies definiéndose esta

profundidad como la base de la zona.

Se puede apreciar una incrustación a mitad de la zona, muy probablemente

arcillosa por los valores que toman los registros, se tiene un gamma ray bastante

regular en el resto de la zona, los valores de resistividad son regulares y la

separación entre la resistividad profunda y la somera señalan probable presencia

de hidrocarburos.

A excepción de la incrustación, el registro acústico se mantiene regular en valores

característicos de una arena reservorio y el comportamiento de los registros de

densidad y neutrón indican zona con buena porosidad, lo que es corroborado por

la formación de revoque señalada por el caliper.

Por todo lo señalado se define a U inferior, la cual se encuentra bien desarrollada

como se puede ver claramente en la figura 2.11, como una zona potencialmente

productora del POZO-1, en el intervalo de profundidad de 9584 a 9646 pies, con

un espesor neto de 62 pies.

77

Figura 2.11 Identificación de la Formación U Inferior en el Registro del POZO-1.


Continuando con la secuencia de análisis de registros, aumentando la

profundidad se ubica la formación T superior como se observa en la figura 2.12.

9600

78

Figura 2.12 Identificación de la Formación T Superior en el Registro del POZO-1.


Observando el registro ubicándose en la misma formación Napo, se determina la

arena T superior, el tope de la zona de interés se determina a 9836 pies en base

al cambio en el comportamiento del gamma ray y principalmente el aumento de la

resistividad, también se observa unos pies más abajo la formación de revoque, y

el registro acústico toma valores de arena aunque con una tendencia irregular que

se explica más adelante, este comportamiento cambia a la profundidad de 9878

pies que se define como la base de la formación, donde el gama ray, así como los

registros acústico, neutrón y de densidad toma valores característicos de arcilla y

el caliper indica un derrumbe, en este caso esta formación de arcilla separa a la

9800

79

formación T superior de la formación T inferior.

En toda la zona el gamma ray presenta un comportamiento irregular lo que indica

probablemente una zona que contiene elementos de alta radiactividad natural

como el Potasio, o que es una arena arcillosa también denominada como

formación “sucia”.

Es importante observar el aumento de la resistividad cuyos valores están en

alrededor de los 8 a 20 ohm-m.

El registro acústico tiene un comportamiento con valores acordes a lo que

generalmente se obtienen de una formación potencialmente productora.

La formación T superior es definida como una zona potencialmente productora del

POZO-1 determinando su intervalo de profundidad de 9826 a 9868 pies y un

espesor neto de 42 pies.

En la figura 2.13 se identifica la formación T inferior, el tope de la formación se

define a 9874 pies a pocos pies de T superior que como se analizó están

limitadas por una capa de arcillas, a esta profundidad el gamma ray tiene valores

bajos correspondientes a una arena limpia, la resistividad alcanza valores

correspondientes a la probable presencia de hidrocarburos, el acústico tiene

valores correspondientes a una arena y es bastante regular corroborando lo

observado con el gamma ray, este comportamiento se presenta hasta los 9928

pies donde cambia drásticamente el comportamiento de los registros señalando

la base de la zona de interés.

También se puede ver que el comportamiento de los registros neutrónico y de

densidad en la zona señalan que existe porosidad, se debe resaltar que existe

una marcada intercalación en medio de la formación de alrededor de 6 pies, se

infiere que es arcillosa por los valores altos valores que alcanza el gamma ray, la

baja resistividad y el comportamiento de los registros de “porosidad”, a más de

que el caliper señala un derrumbe típico de ese tipo de zonas.

80

En conclusión la formación T inferior es definida como una zona potencialmente

productora del POZO-1 y se ha determinando su intervalo de profundidad de 9874

a 9928 pies y un espesor neto de 54 pies.

Figura 2.13 Identificación de la Formación T Inferior en el Registro del POZO-1.

Fuente: Registro del POZO-1

Partiendo de la Caliza C, que como ya se mencionó es el marcador regional entre

la formación Napo y la Formación Hollín, la formación Hollín superior se la

identifica con relativa facilidad ya que se inicia inmediatamente a partir del

marcador geológico como se muestra en la sección de registro en la figura 2.14.

9900

81

Figura 2.14 Identificación de la Formación Hollín Superior en el Registro del POZO-1.


La formación inicia a 10044 pies ya que a partir de allí se puede observar un

gamma ray bajo y bastante regular, alta resistividad y un comportamiento acústico

correspondiente a una arena, además de presencia de revoque, lo que indica

permeabilidad, este comportamiento se mantiene constante hasta los 10072 pies

a partir de allí el gamma ray alcanza altos valores, y el neutrón registra valores

muy altos de porosidad, lo que indica que inicia una formación arcillosa, el

acústico varía su comportamiento a valores que no son característicos de una

arena, por lo que se determina esta profundidad como la base de la formación.

10100

82

En conclusión Hollín superior se la define en el intervalo de profundidad de 10044

a 10072 pies con un espesor neto de 28 pies.

Por último se identifica la formación Hollín inferior, ubicada casi inmediatamente a

continuación de Hollín superior.

Figura 2.15 Identificación de la Formación Hollín Inferior en el Registro del POZO-1.


Como se observa en la figura 12.5 luego de la formación arcillosa ubicada bajo

Hollín superior, a partir de los 10084 pies se muestra un gamma ray bajo bastante

regular, típicos de una arena limpia, por lo que se determina como tope esta

10100

83

profundidad, esto es corroborado por el comportamiento del registro acústico, y

presenta porosidad en toda su sección según los registros neutrón y de densidad,

igualmente muestra lecturas acústicas regulares y correspondientes a una arena,

este comportamiento se mantiene indefinidamente hasta la profundidad máxima

registrada, pero se toma como base de Hollín inferior la profundidad de 10130

pies debido a que al principio de la sección se tiene altos valores de resistividad,

los cuales pronto disminuyen y se vuelven constantes, aunque estos son valores

de altas resistividades respecto a otras arenas debido a la baja salinidad del agua

intersticial que es una característica de Hollín inferior, indican que a partir de allí

se presenta un acuífero de baja salinidad, cuando se alcanza esta zona la

resistividad permanece constante ya que la sección esta predominantemente

saturada de agua de baja salinidad, a pesar de que la sección de la formación

continúa hacia abajo ya no es de interés debido a que sólo se encuentra agua por

lo que se define a Hollín Inferior en el intervalo de profundidad de 10084 a 10130

pies, esto es un intervalo de 46 pies.

La tabla 2.4 presenta tabulados los resultados del análisis de identificación de

formaciones potencialmente productoras y determinación de los espesores netos

para el POZO-1.

Tabla 2.4 Formaciones Identificadas y sus Respectivos Espesores en el POZO-1.

Zonas de Interés Intervalo de Profundidad (pies) Espesor Neto (pies)

BASAL TENA 8791 - 8804 13

U Superior 9528 - 9550 22

U Inferior 9584 - 9646 62

T Superior 9836 - 9878 42

T inferior 9874 - 9928 54

HOLLIN Superior 10044 - 10072 28

HOLLIN Inferior 10084 - 10130 46

Fuente: Registros del POZO-1.

Elaboración: El Autor

Este procedimiento se lo realiza con cada uno de los pozos seleccionados y los

resultados se los presentará más adelante.

84

2.2.2.3. Estimación del Valor Promedio de Tiempo de Tránsito para cada Espesor

Neto de las Zonas de Interés a partir de los Valores Leídos de la Señal Acústica

Se lee los valores de tiempo de tránsito acústico del registro cada dos pies, esto

debido a que es la mayor sensibilidad de la escala en profundidad, luego con

estos valores se obtiene la media aritmética o promedio de los mismos.

En el presente caso se utiliza como ejemplo la arena Basal Tena del POZO-1 ya

identificada y definida, esta sección es presentada a continuación en la figura 2.16.

Figura 2.16 Sección del Registro Acústico y de Resistividad del POZO-1

Correspondiente a la Arena Basal Tena.


Luego de leer los valores de tiempo de tránsito de la señal acústica cada dos pies,

se obtiene el promedio de los mismos, y el valor resultante es el valor de tiempo

de tránsito promedio para dicha zona.

Los valores del tiempo de tránsito leídos cada dos pies así como el promedio de

tiempo de tránsito obtenido a partir de los mismos se presenta en la tabla 2.5.

85

Tabla 2.5 Valores leídos cada dos pies y Tiempo de Transito Promedio del Intervalo

Basal Tena del POZO-1.

Profundidad Tiempos de Tránsito Registrado (us/pie)

8791 80

8792 70

8794 72

8796 72

8798 68

8800 76

8802 78

8804 80

Suma = 596

PROMEDIO = 75 Fuente: Registro Acústico del Pozo.


Al igual que en los pasos anteriores de la secuencia, este paso también se lo

realiza para cada zona de interés y para cada pozo seleccionado.

2.2.2.4. Resultados Obtenidos luego de realizado el Análisis de Registros para cada

uno de los Pozos Seleccionados

La secuencia de análisis de registros se la aplica a cada uno de los pozos de la

misma manera que se la realizó para el POZO-1 y los resultados se los muestra

tabulados para cada uno de los pozos (tabla 2.6 hasta la tabla 2.13).

Tabla 2.6 Resultados del Análisis de los Registros para el POZO-1.

Zonas de Interés Intervalo de

Profundidad (pies) Espesor (pies) Tiempo de Tránsito

Promedio (us/pie)

Basal Tena 8791 - 8804 13 75

U Superior 9528 - 9550 22 79

U Inferior 9584 - 9646 62 78

T Superior 9836 - 9878 42 83

T Inferior 9874 - 9928 54 76

Hollín Superior 10044 - 10072 28 75

Hollín Inferior 10084 - 10130 46 77

Fuente: Análisis de los registros del POZO-1.


86




Promedio (us/pie)

Basal Tena ---------- ------- -------

U Superior ---------- ------- -------

U Inferior ---------- ------- -------

T Superior ---------- ------- -------

T Inferior --------- ------- -------

Hollín Superior ---------- ------- -------





Zonas de Interés Intervalo de Profundidad (pies)

Espesor (pies) Tiempo de Tránsito Promedio (us/pie)

Basal Tena -------- ------- -------

U Superior -------- ------- -------

U Inferior 9838 - 9880 42 75

T Superior 1060 - 10098 38 76

T Inferior 10100 - 10152 52 72

Hollín Superior ---------- ------- -------

Hollín Inferior --------- ------- -------





Profundidad (pies) Espesor (pies) Tiempo de Tránsito Promedio (us/pie)

Basal Tena 9094 - 9112 18 84

U Superior 9828 - 9862 34 76

U Inferior 9940 - 9966 26 79

T Superior ---------- ------ -------

T Inferior 1152 - 10250 98 72

Hollín Superior --------- ------- -------

Hollín Inferior --------- ------- -------



87




Basal Tena 3526 - 3550 24 85

U Superior ----------- --------- ---------

U Inferior ----------- -------- ---------

T Superior ----------- -------- ---------

T Inferior ----------- -------- ---------

Hollín Superior ----------- -------- --------

Hollín Inferior ----------- -------- ---------






Promedio (us/pie)

Basal Tena ---------- ------------ ------------

U Superior ---------- ------------ -------------

U Inferior 9420 - 9440 20 72

T Superior 9560 - 9580 20 70

T Inferior 9648 - 9670 22 71








Promedio (us/pie)

Basal Tena ----------- --------- -----------

U Superior 9434 - 9452 18 71

U Inferior 9620 - 9670 50 65

T Superior 9680 - 9704 24 71

T Inferior ---------- ------- ----------


Hollín Inferior 985 4 - 9900 46 70



88




Basal Tena --------- ---------- -----------

U Superior 9396 - 9414 18 79

U Inferior 9434 - 9466 32 80

T Superior 9574 - 9592 18 66

T Inferior --------- --------- ---------





Las secciones de interés para corroborar los resultados presentados en las tablas

2.7 a la 2.13, correspondientes a cada pozo se muestran en los Anexos del 2.1 al

2.7.

Las arenas que no presentan resultados en las tablas correspondientes a cada

pozo son aquellas arenas que no se presentan desarrolladas en la estratigrafía

del correspondiente pozo.

89

CAPÍTULO III

2. ANÁLISIS DE LOS PROCESAMIENTOS ACÚSTICOS

PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES

PETROFÍSICAS, GEOLÓGICAS Y GEOMECÁNICAS

3.1. SECUENCIA DE PROCESAMIENTOS

Una vez realizado el análisis de los registros de todos los pozos seleccionados, se

ha identificado y definido las formaciones de interés, lo que permite determinar los

datos acústicos que corresponden a las formaciones de interés a ser procesados.

Estos datos se los procesará mediante un sistema de procesamiento con un

software especialmente diseñado para este propósito que funciona dentro del

entorno del sistema operativo UNIX, este software es el que permite desarrollar

aplicaciones Petrofísicas, Geológicas y Geomecánicas a partir de los datos

acústicos.

3.1.1. CONTROL DE CALIDAD DE LOS DATOS DE ENTRADA A L SISTEMA DE

PROCESAMIENTO

El control de calidad de los datos es un paso rutinario en la secuencia de

procesamiento y se lo realiza revisando el registro de cada uno de los pozos, y de

esta manera se verifica si la profundidad a registrarse establecida previamente a

la corrida del registro concuerda con la máxima registrada luego de realizada la

corrida y si se han adquirido la totalidad de los datos correspondientes al intervalo

registrado, en el caso de no concordar la profundidad o si se observa falta de

datos en una o más secciones del intervalo registrado, se concluye que estos

errores se deben a una falla de la herramienta al momento de registrar, falla

humana en las calibraciones de la herramienta o errores en la transferencia de los

datos, en ese caso se analiza si los datos que se han obtenido son útiles para

seguir con el procesamiento o si se deberá realizar un nuevo registro de datos, de

no presentarse errores se continúa con el procesamiento.

El software de preprocesamiento, permite desplegar la onda completa o tren de

ondas y el espectro de frecuencia del mismo, registrado por cada uno de los

90

receptores en la adquisición de los datos, como se muestra en la figura 3.1. La

similitud del tren de ondas y el espectro de ondas para todos los receptores, y la

linealidad de desplazamiento de arribos a través del arreglo indica la calidad de

los datos de entrada, la linealidad mencionada se refiere a que los arribos del tren

de ondas llegan a cada receptor a diferentes tiempos según la distancia de cada

uno de estos respecto al transmisor, lógicamente se presenta un desplazamiento

en el tiempo de arribo de un transmisor a otro, y al unir los diferentes tiempos de

arribo de cada tren de ondas en cada receptor se forma una línea recta inclinada

(como se observa en el cuadro superior de la figura 3.1).

Figura 3.1 Ejemplo del despliegue del tren de ondas y el espectro de los datos de

campo para verificación de la calidad de los datos.

Fuente: Baker Atlas; Manual “Referencias del Sistema de Procesamiento”.

3.1.2. INGRESO DE LOS DATOS AL SISTEMA DE PROCESAMIENTO

Los datos adquiridos en el campo por medio de la toma de registros son enviados

al departamento de procesamiento en forma de varios tipos de archivos que

pueden ser gráficos y de texto, unos apropiados para el ambiente Windows y

otros para el ambiente UNIX, en este último se realiza el procesamiento.

91

Cuando los archivos se transfieren a un computador con ambiente Windows, es

necesario transferirlos a una terminal de una estación de trabajo que se encuentra

en ambiente UNIX dado que este sistema es capaz de manejar mayor cantidad de

información y varios de estos archivos son bastante grandes en cuanto a la

cantidad de datos que contienen.

La transferencia de los datos al sistema de procesamiento se lo realiza por medio

de un programa denominado Cute-FTP el cual permite establecer una conexión

para transmitir los archivos que se encuentran almacenados en ambiente

Windows a la terminal que se encuentra en ambiente UNIX, donde se encuentra

instalado el Sistema de Procesamiento.

La terminal de la estación de trabajo consta de una unidad lectora de dispositivos

extraíbles tipo cintas, desde esta unidad se puede ingresar directamente los datos

al Sistema de Procesamiento sin necesidad de realizar la transmisión Windows-

UNIX, esto se lo puede realizar si los datos adquiridos fueron enviados al

departamento de procesamiento en este tipo de dispositivos.

Cabe aclarar que primero se realiza el control de calidad de los datos en los

registros físicos obtenidos en campo, para posteriormente los datos ya

transferidos al sistema de procesamiento, se someten a la verificación de calidad

de los datos utilizando el software (ver punto 3.1.1.), para luego realizar el

procesamiento propiamente dicho.

3.1.3. PROGRAMAS QUE COMPONEN EL SISTEMA DE PROCESAMIENTO

3.1.3.1. Programa de Procesamiento Wavefil

El programa Wavefil, es una de las herramientas para el procesamiento de los

datos acústicos, que se usa para depurar los datos de campo eliminando toda

señal acústica indeseable, que sea ajena al tren de ondas acústico.

92

Debido a que la onda completa o tren de ondas acústico es una combinación de

diferentes tipos de ondas con varias frecuencias, algunos de estos tipos de ondas

son indeseables (ruido) y pueden solapar los tipos de onda de interés, por lo que

Wavefil se utiliza para:

� Rechazar o eliminar una banda de frecuencias de los datos del tren de ondas

completo.

� Admitir o retener una banda seleccionada de frecuencias mientras se eliminan

todas las demás.

� Eliminar el ruido de alta o baja frecuencia de los datos del tren de ondas.

Con Wavefil se puede diseñar varios filtros, seleccionando el tipo de filtro de entre

los disponibles en el programa e ingresando el rango o banda según se requiera,

Los rangos de frecuencia para las ondas acústicas de interés se muestran en la

tabla 3.1

Tabla 3.1 Rango de frecuencia característico de las Ondas Acústicas.

Tipo de Onda Rango de Frecuencia (Hz)

Compresional o P 3500 - 5000

De corte o S 5000 - 8000

Stoneley o de tubo 2000 - 4000

Fuente: Baker Atlas”; Manual “References Wavefil.


Los tipos de filtros disponibles de Wavefil son:

1º Filtro Pasa Banda: Admite todas las frecuencias dentro de una banda, y elimina

aquellas que están fuera de la misma.

93

2º Filtro Rechaza Banda: Rechaza o elimina todas las frecuencias que se

encuentran dentro de una banda, mientras admite aquellas que se encuentran

fuera de la banda.

3º Filtro de Paso Bajo: Está diseñado para retener frecuencias bajo un límite

seleccionado y eliminar todas las frecuencias que sobrepasan el límite.

4º Filtro de Paso Alto: Está diseñado para retener frecuencias sobre un límite

seleccionado y eliminar todas las frecuencias que están bajo el límite.

3.1.3.2. Programa de Procesamiento Wavecor

Wavecor es un programa de correlación usado para evaluar la coherencia, de un

tipo de onda específico incluido en los datos del tren de ondas, grabados a través

de un arreglo múltiple de receptores.

A los trenes de ondas se les superpone ventanas, que están conformadas en la

horizontal por el denominado “slownness” o retardo, que es la relación entre el

tiempo que tarda un tipo de onda en arribar a un receptor luego de haber arribado

al inmediato anterior, sobre la distancia entre estos y en la vertical. por el tiempo

de arribo primer receptor en base al cual se define el inicio de la escala, y un

intervalo de tiempo “Dt”, con el cual el programa define la escala y el fin de esta,

(a este se lo puede manipular de tal manera que la presentación en pantalla sea

la más inteligible de apreciar para el usuario), las mediciones de correlación son

determinadas para cada ventana usando un rango de slownness o retardos.

Los resultados de las ventanas individuales son combinados en un sólo diagrama

de correlación representativo de los valores de correlación para el tren de ondas

completo, ver figura 3.2, los valores máximos de la “superficie” del diagrama de

correlación son identificados por medio de algoritmos de rastreo de picos, esto se

lo hace en cada nivel de profundidad procesado.

94

P S

Figura 3.2 Diagrama de Correlación de distintos Tipos de Ondas a partir del Tren de

Ondas.

Fuente: Baker Atlas; Manual “Wavecor References”.

La figura 3.3 ilustra el método usado para posicionar una serie de ventanas de

correlación a través de un arreglo de 8 receptores usando parámetros de

procesamiento típicos de Wavecor (por defecto), para un análisis de retardo de

más de un tipo específico de onda, en los trenes de ondas, en este caso el

receptor más cercano se encuentra a 11,5 pies del transmisor, y los 8 receptores

están dispuestos con una separación de 0,5 pies entre sí.

Las ventanas de correlación individual son posicionadas sobre el tren de ondas

inicial, que corresponde al registrado por el receptor más cercano al transmisor, el

comienzo de la ventana inicial se lo define observando los primeros arribos del

tren de ondas inicial.

95

Figura 3.3 Posicionamiento de Ventanas de Correlación.

Fuente: Gráfico de la ventana ayuda del programa Wavecor.

En la figura 3.3 se han ubicado las ventanas de la siguiente manera:

� La ventana inicial comienza a los 800 us (CWBEGIN), porque a ese

tiempo se observa el primer arribo al receptor más cercano.

� Cada ventana es de 500 us de longitud (CWLEN).

� Cada paso de ventana es de 400 us (CWSTEP).

� La última ventana finaliza a los 2900 us (CWEND).

Cada ventana de correlación está escalonada a través del arreglo de receptores

usando un rango de valores de retardo asumidos, las escalas de correlación para

la ventana inicial se ilustran también en la figura 3.3, y como se observa el

escalón inicial a través del arreglo (DTMIN), corresponde a un retardo asumido de

50 us/pie, mientras que el escalón final (DTMAX) corresponde a un retardo

96

asumido de 250 us/pie, esto quiere decir que de un receptor al siguiente la

ventana se desplaza un retardo, y se asume un retardo mínimo (DTMIN) y un

máximo (DTMAX), es decir se define un rango de retardo, que en el ejemplo va de

50 us/pie hasta los 250 us/pie.

Los diagramas de correlación y los valores pico que se muestran en la figura 3.2,

son obtenidos, en cada nivel de profundidad procesada, y los distintos tipos de

ondas son identificados y se crean curvas de datos continuas en profundidad para

cada tipo específico de onda.

3.1.3.3. Programa de Procesamiento Waveavan

Waveavan son las siglas en inglés de Análisis de Velocidad Automático

(Automatic Velocity Analysis), este es el programa principal en el procesamiento

de los datos del tren de ondas contenidos en un archivo de disco de fuente

externa (XTF), este tipo de archivo es el que obtiene la unidad registradora en el

campo por medio de la herramienta de registro, el programa procesa el archivo

para estimar el tiempo de tránsito de la formación correspondiente, en la Figura

3.4 se muestra el diagrama de flujo del programa Waveavan.

Figura 3.4 Diagrama de Flujo del Programa Waveavan.

Fuente: Estudio de los pasos a seguir en el procesamiento de la aplicación Waveavan.


Waveavan interactúa con los programas de procesamiento Wavefil y Wavecor, y

ejecuta Wavefil utilizando el filtro pasa banda o admisión de banda para extraer

Datos del tren de ondas.

Cálculo de Correlación

Filtrado

Entrada

Resultados

97

los datos del tren de ondas del rango de frecuencia apropiado según el tipo de

onda seleccionado para procesar y para eliminar los tipos de onda que no son de

interés, además de los ruidos que están fuera del rango de frecuencia.

La ventana principal de Waveavan que se observa en la figura 3.5 en realidad es

un conjunto de ventanas donde se filtra las ondas dentro de segmentos de tiempo

y determinan mediciones de correlación para cada profundidad de interés en la

ventana de correlación de contornos usando un rango asumido de valores de

tiempos de tránsito.

Figura 3.5. Ventana Principal de Procesamiento Waveavan.

Fuente: Ventana Principal de la aplicación Waveavan del Sistema de Procesamiento Acústico.

Waveavan usa funciones indistintas o ahusamientos que se definen por su

geometría como figuras que van ensanchándose a lo largo de sí mismas, en este

caso de forma trapezoidal (se observa conformado por líneas verdes en la parte

98

inferior de la figura 3.5), para elegir picos de correlación para el slownness o

retardo de un tipo de onda específico, el operador puede ajustar o manipular el

ahusamiento con el mouse, para obtener los mejores resultados.

En el programa se genera una curva de tren de ondas de referencia que se

observa en negro en la ventana superior donde se muestran los trenes de onda

correspondientes a cada receptor, superpuesta a los trenes de onda adquiridos,

que se ven en color rojo.

Si por ejemplo una curva de tiempos de tránsito compresional ∆tc de referencia es

generada, un ahusamiento será automáticamente construido relativo a la curva

∆tc de referencia, entonces el retardo de la onda adquirida puede ser definido en

el diagrama de correlación por medio de la manipulación del ahusamiento, luego

de definir el ahusamiento apropiado e ingresar todos los parámetros según el

caso, entre los que tenemos la herramienta usada en campo en la obtención de

los datos, el tipo de datos que se van a procesar (mopolares o dipolares), y el

rango de frecuencias según el tipo específico de onda de interés, se ejecuta el

procesamiento.

Procesando un diagrama de correlación en 2D, se identifica el pico que está

relacionado al tiempo de tránsito de un tipo de onda específico en cada nivel de

profundidad, como se muestra en la figura 3.2, el programa entonces combina

resultados de ventanas individuales denominadas por los autores del software

como CORIND (correlación individual), obteniéndose un solo diagrama de

correlación continuo en profundidad representativo de valores de correlación para

el tren de ondas entero llamado CORCMB (correlación combinado), como se

muestra en la parte derecha de las Curvas Resultantes del Procesamiento

Waveavan, figura 3.6.

Las siguientes curvas son resultado del procesamiento de datos de un archivo

XTF siguiendo el procesamiento Waveavan: Dt (retardo), tiempo de viaje o “Travel

Time” y diagrama de correlación combinado CORCMB, estas curvas junto con los

trenes de ondas continuos (WAVEFORMS), se muestran en la figura 3.6.

99

Dt

Figura 3.6 Curvas Resultantes del Procesamiento Waveavan.

Fuente: Baker Atlas; Manual “Waveavan References”.

A los resultados de los datos procesados se les realiza un análisis, por medio de

la visualización de sus trazas, para verificar si la calidad de datos obtenidos luego

del procesamiento es satisfactoria para su utilización en la ejecución de las

distintas aplicaciones según sea el caso, este análisis se lo realiza para cada

zona de interés de cada pozo.

3.1.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL PROCESAMIENTO

Luego de procesados los datos de los pozos de interés, se obtiene la traza de

ondas, donde se puede analizar la calidad de los resultados para cada una de las

100

zonas de interés de los pozos objeto de estudio, en la figura 3.7 se muestra un

espectro de datos ya procesados, en este caso se toma como ejemplo la zona de

interés Basal Tena, correspondiente al POZO-5, cuyos datos se obtuvieron con el

Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado, Primera Generación.

Figura 3.7 Traza de Ondas Acústicas Resultantes del Procesamiento de los Datos de

la Zona Basal Tena del POZO-5.

Fuente: Traza Resultante del Procesamiento de Datos del POZO-5.

El criterio para el análisis de las trazas acústicas se basa en lo siguiente:

Las zonas rojas de la traza señalan disponibilidad de datos acústicos en sus

respectivos tiempos de arribo, mientras que la intensidad indica calidad de los

101

mismos, a mayor intensidad mayor calidad de los datos procesados, por lo que se

debe verificar la disponibilidad e intensidad de los datos en la traza, así como

también que los mismos se presenten en un buen porcentaje de la extensión de la

zona de interés, por lo menos el 70%.

Luego de analizar las trazas resultantes del procesamiento se emite un criterio de

los datos calificándolos como óptimos, satisfactorios o buenos, aceptables o útiles,

e insatisfactorios, considerando la disponibilidad y calidad de los datos en la zona

de interés, se los considera óptimos cuando se dispone de datos de calidad en un

porcentaje del 90% al 100%, satisfactorios de un 80% al 89%, aceptables de un

70% al 79%, e insatisfactorios menores al 70%, este criterio es flexible, ya que

depende de la apreciación del analista, razón por la cual se expresa dentro de un

rango de porcentajes y no como un porcentaje definido.

Como se observa en la figura 3.7, en donde la zona de interés es señalada por la

barra de tramado diagonal ubicada a la derecha, las trazas de ondas acústicas

procesadas muestran una buena calidad de los datos, la traza se ubica en una

escala de 0 a 5500µs con doce divisiones, los primeros arribos se presentan

desde la quinta división alrededor de los 1850µs bastante claros continuando de

esta manera hasta el límite de la escala a los 5500 µs, lo que muestra que se

tiene la totalidad de datos de la zona, por lo tanto se concluye que los resultados

son óptimos, para su uso en las aplicaciones.

3.1.5. RESUMEN DEL ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL PROCESAMIENTO

DE LOS POZOS

A continuación se presenta en forma tabular el resumen del análisis de los

resultados de los datos obtenidos luego de realizado el procesamiento de cada

uno de los pozos en las tablas desde la 3.2 a la 3.9, las trazas correspondientes a

las zonas de interés de cada pozo se muestran en los Anexos del 3.1 al 3.7.

102

Tabla 3.2 Análisis de los Resultados del Procesamiento de los Datos del POZO-1.

Zona de Interés Análisis

Basal Tena

Los datos de este pozo fueron registrados por medio del Registro Acústico Digital, los resultados de los datos procesados correspondientes a esta zona se muestran en la traza, con escala de 0 a 3200µs, los primeros arribos se presentan alrededor de los 660µs, pero el espectro se atenúa a los 1100µs, y se torna notorio nuevamente a los 1400µs, hasta los 1800µs que es el límite hasta donde se dispone de datos, los resultados son satisfactorios para su uso en aplicaciones.

U Superior

Los primeros arribos en esta zona se presentan a alrededor de los 600µs y son más marcados a partir de los 1100µs hasta el límite de los datos de la escala a los 1800µs, por lo tanto los resultados son satisfactorios para utilizarlos en aplicaciones.

U Inferior

Los primeros arribos se presentan a los 800µs, pero inmediatamente se atenúan casi por completo volviendo a ser notorios a los 900µs y se mantienen así hasta los 1800µs, en conclusión se tiene datos satisfactorios para utilizarlos en aplicaciones.

T Superior

Los primeros arribos se presentan a los 650µs, el espectro de arribos se mantiene claro hasta los 1800µs y los datos son satisfactorios para su uso en las aplicaciones.

T Inferior

Los primeros arribos se presentan a alrededor de los 650µs, se puede observar la diferencia de los datos correspondientes a la zona donde existe una intercalación ya mencionada en el análisis del registro de este pozo, a excepción de dicha zona el espectro es claro hasta los 1800µs, por lo que se concluyen de los datos procesados son satisfactorios para su utilización en las aplicaciones.

Hollín Superior

Los primeros arribos se presentan a los 600µs, pero muy tenuemente hasta los 900µs donde se vuelve notorios hasta donde se dispone de datos, estos datos son satisfactorios para su utilización en aplicaciones.

Hollín Inferior

Los primeros arribos aparecen los 600µs pero al igual que en el caso de Hollin superior, son muy tenues hasta los 1000µs a partir de donde se muestran claros los datos del espectro continuando con esta tendencia hasta los 1800µs donde finalizan los datos disponibles, los datos son satisfactorios para las aplicaciones.

Fuente: Trazas Acústicas Resultantes del Procesamiento de Datos del POZO-1.


103



Hollín Inferior

Los datos de este pozo fueron registrados por medio del Registro Acústico Digital, los resultados de los datos procesados se muestran en el espectro en una escala que va de 0µs a 5000µs, los primeros arribos se presentan alrededor de los 1800µs a 2000µs, de manera clara y se mantienen así hasta el final de la escala, por lo tanto los datos obtenidos del procesamiento son óptimos para su utilización en las aplicaciones.

Fuente: Trazas Acústicas Resultantes del Procesamiento de Datos del POZO-2




U Inferior

Los datos de este pozo fueron registrados por medio del Registro Acústico Digital, los resultados de los datos procesados se muestran en el espectro de una escala que va de 1000µs a 3000µs, los primeros arribos se presentan alrededor de los 1830µs, permaneciendo el espectro claro y definido hasta los 3000µs, de tal manera que los datos procesados de esta zona son óptimos para su utilización en aplicaciones.

T Superior

Los primeros arribos en esta zona se presentan alrededor de los 1830µs, siendo claros y continúan manteniéndose así hasta el final de la escala a los 3000µs, esto indica que los resultados del procesamiento en la zona son satisfactorios para su uso en aplicaciones.

T Inferior

Los primeros arribos en esta zona se presentan alrededor de los 1840µs, presentándose bien definidos y los arribos siguen esta tendencia hasta el límite de la escala a los 3000µs, esto indica que los resultados del procesamiento en la zona son satisfactorios para su uso en aplicaciones.





Basal Tena

Los datos de este pozo fueron registrados por medio del Registro Acústico Digital, los resultados de los datos procesados se muestran en el espectro de una escala que va de 0 a 3200µs, estos resultados presentan los primeros arribos alrededor de los 660µs, pero el espectro se atenúa a los 700µs, y se torna claro nuevamente a los 1200µs, hasta los 1800µs que es el límite hasta donde se dispone de datos, en conclusión los resultados son satisfactorios para su uso en aplicaciones.

U Superior

En este caso los primeros arribos se presentan a los 650µs, y el espectro de arribos se mantiene claro presentando esta tendencia durante todo el rango donde se dispone de datos es decir hasta los 1800µs por lo que se concluye que los datos son satisfactorios para su uso.

104

Continuación: Tabla 3.5 Análisis de los Resultados del Procesamiento de los Datos del

POZO-4.


U Inferior

El comportamiento del espectro es similar al correspondiente a U Superior, los primeros arribos se presentan a los 650µs bastante claros, el espectro de arribos se mantiene claro y bien definido hasta donde se dispone de datos en la escala es decir a los 1800µs, por lo tanto los datos son satisfactorios para su uso en las aplicaciones.

T Inferior

En este caso, los primeros arribos aparecen los 600µs pero se presentan muy tenues hasta los 840µs a partir de donde se muestran claros y marcados, el comportamiento de los arribos del espectro continúa claro manteniendo la tendencia hasta los 1800µs donde finalizan los datos disponibles en la escala, con esto se concluye que los datos son satisfactorios para su utilización en aplicaciones.





Basal Tena

Los datos de este pozo fueron registrados por el Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado, Primera Generación, los primeros arribos en esta zona se presentan alrededor de los 1850µs, siendo claros y mantienen esta tendencia hasta el límite de la escala a los 5500µs, esto indica que los resultados son óptimos para su uso en aplicaciones.





U Inferior

Los datos de este pozo fueron registrados por el Registro Acústico de Arreglo Multipolar, los resultados de los datos procesados se muestran en una escala que va de 0 a 3550µs, en esta zona los arribos se presentan a los 890µs, a continuación la señal se ve atenuada desde los 1200µs hasta los 1480µs, a partir de allí la señal vuelve a ser clara hasta los 1900µs que es el límite de datos disponibles, esto indica que los datos procesados de esta zona son insatisfactorios para su uso en aplicaciones.

T Superior

Los primeros arribos se presentan a alrededor de los 880µs, pero son muy atenuados desde los 900µs, hasta los 1200µs, desde allí hasta los 1900µs se muestran muy notorios, por lo tanto estos datos procesados son aceptables para su utilización en aplicaciones.

T Inferior

Los primeros arribos un apenas se observan como leves señales entre los 700µs y 1100µs a partir de allí hasta los 1900µs se presentan arribos de ondas aunque bastante débiles, lo que señala que los datos resultantes del procesamiento en esta zona son insatisfactorios para su utilización

105

Continuación: Tabla 3.7 Análisis de los Resultados del Procesamiento de los Datos del

POZO-6.


Hollín Superior

Los primeros arribos de la señal se dan a los 880µs, pero tienen baja definición y desde los 900µs hasta los 1200µs casi no se nota el espectro por lo que esto significa que no se dispone de datos en este intervalo, pero a partir de los 1400µs hasta los 1900µs, se observan arribos tenues en un 30% de la zona de interés, en la parte inferior, pero claros en la parte superior restante, por lo que se puede considerar a los datos que se disponen como aceptables para aplicaciones.

Hollín Inferior

En esta zona se presentan los primeros arribos a los 880µs pero estos arribos son casi imperceptibles, manteniéndose así hasta 1650µs; luego aparecen algo más notorios, definidos a partir de los 1700µs hasta los 1900µs, esto señala que el resultado no es bueno, sobre todo en los primeros arribos, por lo que se considera a estos datos insatisfactorios para su uso en aplicaciones.

Fuente: Trazas Acústica Resultantes del Procesamiento de Datos del POZO-6


Tabla 3.8 Análisis de los Resultados del Procesamiento de los Datos del POZO-7. Zona de Interés Análisis

U Superior

Los datos de este pozo fueron registrados por el Registro Acústico de Arreglo Multipolar, los resultados de los datos procesados se muestran en una escala que va de 0µs a 10000µs, los primeros arribos se presentan a los 1700µs, son bastante claros hasta alrededor de los 3400µs donde el espectro empieza a atenuarse, se concluye que los datos han sido procesados satisfactoriamente, y pueden ser utilizados en las aplicaciones.

U Inferior

Los primeros arribos se presentan a los 1700µs y se mantiene un espectro de señales claro un hasta alrededor de los 3500µs, a partir de donde se atenúa la señal, estos resultados son satisfactorios y los datos procesados disponibles son aceptables para las aplicaciones.

T Superior

Al igual que en U inferior, los primeros arribos se presentan a los 1700µs y se mantiene un espectro de señales claro un hasta alrededor de los 3500µs, a partir de donde se atenúa la señal, estos resultados son satisfactorios para su uso en las aplicaciones.

Hollín Superior

Los primeros arribos se presentan alrededor de los 1700µs dándose un espectro bastante claro un hasta los 2600µs en donde comienzan a atenuarse estos datos al igual que los datos de las zonas anteriores son satisfactorios y pueden utilizarse en las aplicaciones.

Hollín Inferior

Al igual en Hollín superior los primeros arribos se presentan cerca los 1700µs y el espectro se mantiene hasta cerca de los 3000µs de una manera clara a partir de allí se atenúa, por lo anterior los datos tienen de esta zona son satisfactorios para su uso en aplicaciones.



106

Tabla 3.9 Análisis de los Resultados del Procesamiento de los Datos del POZO-8. Zona de Interés Análisis

U Superior

Los datos de este pozo fueron registrados por el Registro Acústico de Arreglo Multipolar, los resultados de los datos procesados se muestran en una escala que va de 0µs a 10000µs, en esta zona el espectro de ondas se presenta bastante tenue, los primeros arribos se presentan a los 1650us a 1700µs permaneciendo notorios hasta los 3000µs, pero son aceptables como para utilizarlos en aplicaciones.

U Inferior

Los primeros arribos se presentan con claridad alrededor de los 1700µs permaneciendo claros hasta los 3500µs desde donde se atenúan progresivamente hasta desaparecer casi totalmente a los 5000µs, estos resultados del procesamiento son muy buenos y los datos son óptimos para usarlos en las aplicaciones.

T Inferior

Los primeros arribos se presentan alrededor de los 1650µs, de manera clara y permanecen así hasta los 3350µs a 3500µs, luego se atenúan, estos resultados del procesamiento son satisfactorios para las aplicaciones.

Hollín Superior

Los primeros arribos se presentan a los 2000µs, son notorios pero no tan marcados como en los casos de las zonas anteriores y se pierden a los 3800µs, de tal manera que se consideran como aceptables y pueden utilizarce para las aplicaciones.

Hollín Inferior

A diferencia de Hollín superior, en esta zona los primeros arribos se presentan bastante claros a partir de los 1700µs y se mantienen así hasta los 3500µs, luego se atenúan, estos datos son satisfactorios para su utilización en las aplicaciones.



3.2. APLICACIONES PETROFÍSICAS

La comprensión de las características básicas de las rocas es fundamental en la

evaluación de una formación que contiene cantidades comerciales de petróleo o

gas.

3.2.1. EVALUACIÓN DE LA POROSIDAD

La velocidad compresional del sonido en un fluido es menor que la velocidad en

las rocas por lo que sin importar el tipo de formación, lenta o rápida, se tiene los

datos de tiempo de tránsito compresional, por lo tanto para efectos prácticos estos

datos se los utiliza para la aplicación de la ecuación de Wyllie ya estudiada

ampliamente en el Capítulo II con la cual se evalúa la porosidad. Aplicando esto a

107

los datos de los pozos en estudio se evalúa la porosidad de los mismos, como

ejemplo de cálculo se toma a continuación los datos obtenidos del POZO-1

mostrados en la tabla 3.10, a más del tiempo de tránsito de fluido y del tiempo de

tránsito de matriz.

Tabla 3.10 Datos de los Resultados del Análisis de los Registros del POZO-1.

Zonas de Interés Tiempo de Tránsito Promedio (us/pie)

Basal Tena 75

U Superior 79

U Inferior 78

T Superior 83

T Inferior 76

Hollín Superior 75

Hollín Inferior 77

Fuente: Resultado del Análisis de los registros del POZO-1.


Todas las zonas analizadas fueron previamente seleccionadas por ser arenas con

bajo contenido de arcilla, en base ha esto para los siguientes cálculos se

considera a las zonas de interés como arenas consolidadas limpias y se utiliza el

tiempo de tránsito de matriz característico para este tipo de roca, así como

también se utiliza el tiempo de tránsito del fluido, ya señalado en el Capítulo II,

como el más común y generalmente usado.

Tiempo de tránsito de fluido:

∆tf = 189 us/pie

Tiempo de tránsito de matriz:

∆tma = 55,5 us/pie

Reemplazando los datos en la ecuación de Wyllie se tiene:

108

Porosidad para Basal Tena

%61,141461,05,55189

5,5575 ==−−=

∆−∆∆−∆=

tmatf

tmatφ

Porosidad para U Superior

%60,17176,05,55189

5,5579 ==−−=

∆−∆∆−∆=

tmatf

tmatφ

Porosidad para U Inferior

%85,161685,05,55189

5,5578 ==−−=

∆−∆∆−∆=

tmatf

tmatφ

Porosidad para T Superior

%60,20206,05,55189

5,5583 ==−−=

∆−∆∆−∆=

tmatf

tmatφ

Porosidad para T Inferior

%36,151536,05,55189

5,5576 ==−−=

∆−∆∆−∆=

tmatf

tmatφ

Porosidad para Hollín Superior

%61,141461,05,55189

5,5575 ==−−=

∆−∆∆−∆=

tmatf

tmatφ

Porosidad para Hollín Inferior

%10,16161,05,55189

5,5577 ==−−=

∆−∆∆−∆=

tmatf

tmatφ

En la tabla 3.11 se presentan los resultados de porosidad correspondientes al

POZO-1.

109

Tabla 3.11 Resultados de la Evaluación de la Porosidad del POZO-1.

Zonas de Interés Porosidad (%)

Basal Tena 14,61

U Superior 17,60

U Inferior 16,85

T Superior 20,60

T Inferior 15,36

Hollín Superior 14,61

Hollín Inferior 16,10 Fuente: Evaluación de la Porosidad.


Aplicando el mismo procedimiento a los datos de los demás pozos se obtienen los

resultados mostrados en las tablas de la 3.12 hasta la 3.18:


Zonas de Interés Porosidad (%) Basal Tena ------- U Superior ------- U Inferior ------- T Superior ------- T Inferior -------

Hollín Superior ------- Hollín Inferior 16,85

Fuente: Evaluación de la Porosidad.



Zonas de Interés Porosidad (%) Basal Tena -------

U Superior -------

U Inferior 14,61

T Superior 15,36

T Inferior 12,36

Hollín Superior -------

Hollín Inferior ------- Fuente: Evaluación de la Porosidad.


110


Zonas de Interés Porosidad (%) Basal Tena 21,35

U Superior 15,36

U Inferior 17,60

T Superior -------

T Inferior 12,36

Hollín Superior -------

Hollín Inferior ------- Fuente: Evaluación de la Porosidad.



Zonas de Interés Porosidad (%) Basal Tena 22,10

U Superior ------

U Inferior ------

T Superior ------

T Inferior ------

Hollín Superior -----

Hollín Inferior ------ Fuente: Evaluación de la Porosidad.



Zonas de Interés Porosidad (%) Basal Tena ------

U Superior ------

U Inferior 12,36

T Superior 10,86

T Inferior 11,61




111


Zonas de Interés Porosidad (%) Basal Tena --------

U Superior 11,61

U Inferior 7,12

T Superior 11,61

T Inferior -------





Zonas de Interés Porosidad (%)

Basal Tena ------

U Superior 17,60

U Inferior 18,35

T Superior 7,87

T Inferior ------




3.2.2. EVALUACIÓN DE LA LITOLOGÍA

En la evaluación del tipo de roca o litología, principalmente se deben considerar

tres tipos de rocas en el presente estudio, estas son arenas, lutitas y calizas, por

ser las rocas constituyentes fundamentales de la columna estratigráfica de la

Cuenca Oriente Ecuatoriana.

3.2.2.1. Arenas

Estas rocas se encuentran dentro del grupo de las rocas clásticas que están

compuestas principalmente de fragmentos o partículas minerales, rocas o

conchas, llamados material detrítico que como consecuencia de la meteorización,

112

erosión y transporte, estos fragmentos eventualmente se depositan en cuencas

marinas de origen orgánico, esta depositación generalmente se lleva a cabo en

capas sucesivas.

El tamaño de los granos de estas rocas se encuentra en el orden de 1 milímetro

hasta 1/16 de milímetro, pasando desde arena de grano muy grueso hasta arena

de grano muy fino, en las arenas la velocidad acústica va desde los 17.000 hasta

los 19.500 pies/seg según su compactación, como se presenta en la tabla 2.1.

3.2.2.2. Lutitas

Al igual que las arenas, las lutitas pertenecen al grupo de las rocas clásticas, pero

con una importante diferencia, el tamaño de sus granos es muy inferior al de los

granos componentes de las arenas y se encuentra en el orden de 1/256 de

milímetro hasta 1/2048 de milímetro, por lo cual son mucho más sólidas con un

espacio entre granos mínimo.

En las arcillas como se presenta en la tabla 2.1, la velocidad acústica va desde

los 6.000 hasta los 16.000 pies/seg según su compactación.

3.2.2.3. Calizas

Pertenecen al grupo de los carbonatos, son rocas producidas por la precipitación

de fragmentos orgánicos y la subsiguiente depositación de los mismos bajo la

superficie de un cuerpo acuoso, el tamaño de sus granos está en el orden de 1/16

a 1/256 de milímetro.

El desarrollo de porosidad en calizas se debe principalmente al agrietamiento

mecánico y a un proceso en el cual debido a la presencia de substancias

disolventes en el medio separa las partes solubles de las insolubles de la roca a

este proceso se lo conoce como lixiviación.

En las calizas como se presenta en la tabla 2.1, la velocidad acústica va desde los

21.000 hasta los 23.000 pies/seg según su compactación.

113

Litología

Registro Acústico

Registro Neutrón

Registro de Densidad

Lutita

Caliza (Referencia)

φ INCREMENTA φ INCREMENTA

variable (densidad de arcilla)

Arena

∆t= 130 - 175 µs/pie

variable (compactación)

∆t = 52.5- 55.5 µs/pie

∆t = 47.5 µs/pie

φ INCREMENTA

φ = - 4%

φ = 0%

ρρρρ = 2.65 g/cm3

ρρρρ = 2.71 g/cm3

ρρρρ = 2.3-2.7 g/cm3

variable (compactación)

3.2.2.4. Aplicación de la Teoría de Ondas para Identificación de la Litología

La velocidad acústica se puede usar para identificar diferentes litologías, tanto

como para correlación estratigráfica ya que es principalmente una función de la

roca matriz, a más de esto se puede utilizar las respuestas de los registros de

Densidad y Neutrón, para facilitar la identificación como se muestra en la figura

3.8.

Figura 3.8 Comparación Generalizada de las Respuestas de los Registros Acústicos, Neutrón y de Densidad.

Fuente: Baker Atlas; “Acoustic Logging Applications”.

Se han desarrollado técnicas gráficas, usando sólo mediciones acústicas

previamente procesadas, o en combinación con otros registros de porosidad

como las mediciones del registro de densidad o del neutrónico para asistir en la

identificación de la litología.

3.2.2.5. Tiempo de Tránsito de Corte como Indicador Litológico

La adición del tiempo de tránsito de ondas de corte en el análisis litológico,

provee una herramienta para la determinación de cambios litología, esto puede

ser particularmente útil en la evaluación a hueco revestido donde un registro de

densidad no está disponible.

114

La porosidad neutrónica aparente que se observa en la pista dos en el ejemplo de

la figura 3.9, en el intervalo sobre los 9300 pies tiende a incrementarse con la

profundidad, mientras que los datos del intervalo de tiempo de tránsito de corte

decrecen con la profundidad, esta respuesta indica un cambio en la litología antes

que un cambio en la porosidad, lo cual es confirmado en la columna litológica.

Figura 3.9 Ejemplo de Identificación de Cambios en la litología utilizando el intervalo de tiempo de tránsito de onda de corte en combinación con los datos del Neutrón.


3.2.2.6. Determinación de Porosidad y Litología Compleja

La determinación de la porosidad y litología compleja se la realiza mediante el

programa de aplicación “Análisis Complejo de Reservorio” o C.R.A. (por sus siglas

en inglés), este programa permite realizar análisis petrofísico de litologías

complejas, utilizando los datos procesados de los registros acústicos en conjunto

con datos de otros registros.

Varias opciones pueden ser usadas para determinar la porosidad, estas incluyen la

combinación de los registros Densidad - Neutrón, Neutrón - Acústicos y las curvas

de los registros Densidad, Neutrón y Acústicos, el modelo permite aplicar

correcciones por hidrocarburos a los datos del neutrón y densidad.

POROSIDAD GAMMA RAY LITOLOGIA

Caliza

Arcilla

∆tS decrece con la profundidad

CN incrementa con la profundidad

9300

115

Para el cálculo de saturación de agua, se pueden usar varios métodos como son:

Archie, Indonesia, Simandoux, etc. el programa incluye indicadores de arcilla.

El programa C.R.A. corrige, compensa y delimita los resultados del cálculo del Sw

con los volúmenes de arcillosidad, porosidad y saturación, presentando como

resultado un registro donde se puede observar en escalas adecuadas la porosidad,

saturación y composición litológica volumétrica de los intervalos, (ver figura 3.10).

Figura 3.10 Ejemplo de Registro del Análisis Petrofísico de la Aplicación C.R.A.

Fuente: Resultados del análisis petrofísico por el programa C.R.A aplicado a un Pozo.

116

3.2.3. IDENTIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS LIGEROS

El uso de la relación de velocidades de tránsito compresional y de corte y de los

tiempos de tránsito respectivos ∆tC y ∆tS, facilitan la identificación de hidrocarburos

ligeros.

3.2.3.1. Identificación de Gas por medio del uso de los Tiempos de Tránsito y

Velocidades Acústicas Compresionales y de Corte

El acoplamiento acústico entre sólido y gas o líquido y gas, es pobre, produciendo

una alta pérdida en la energía de la señal acústica que viaja por medios porosos

con presencia de gas.

Una súbita pérdida de energía (amplitud) en la señal acústica medida,

principalmente en la onda compresional, indica presencia de gas en el espacio

poroso, esto se denomina "efecto de gas”.

En el caso de zonas saturadas de gas, el diagrama acústico-neutrón puede ser

útil para este propósito, porque la porosidad a partir del neutrón es más baja que

la porosidad acústica en las zonas de gas.

La velocidad compresional se ve afectada, por la presencia de los fluidos de alta

compresibilidad en el espacio poroso como son los hidrocarburos ligeros (gas), el

efecto resultante es la disminución de esta velocidad, mientras que la velocidad

de ondas de corte es afectada sólo por la roca matriz, consecuentemente, la

presencia de gas es especialmente notoria en el tiempo de tránsito de la onda

compresional, aumentando. El uso combinado de los tiempos de tránsito de

ondas de corte y compresional (“DTS” y “DTC”), tanto como una razón VC/VS, o

como una larga sobre-posición, provee un indicador de gas inmediato como se

puede observar en la figura 3.11.

117

Figura 3.11 Uso de los tiempos de tránsito compresionales y de corte para proveer un indicador de gas tanto como una razón o como una larga sobre-posición.


3.2.3.2. Identificación de Hidrocarburos Ligeros usando el Método del Diagrama de

Razón de Velocidades Compresional con respecto a la de Corte versus el Tiempo de

Tránsito de Corte

La relación VC/VS es muy efectiva en la identificación de hidrocarburos ligeros.

Al representar el intervalo de tiempo de tránsito de las ondas de corte versus la

razón de velocidades VC/VS, frente a arenas productoras de agua (SW =100%) y

lutitas, se presenta una relación lineal representada por una línea recta inclinada.

Cuando se grafica el intervalo de tiempo de tránsito de las ondas de corte contra

VC/VS

118

la razón de velocidades de la onda compresional y de corte, los puntos que caen

bajo la línea correspondiente a SW =100%, resultan del efecto de disminución de

la velocidad compresional en hidrocarburos ligeros, esto se lo observa en la figura

3.12.

Los puntos correspondientes a hidrocarburos se presentan bajo la línea, y

mientras más ligeros son, se muestran más distantes a esta.

Figura 3.12 Intervalo de Tiempo de Tránsito de Corte ∆tS vs. Razón de Velocidades

Acústicas Compresional y de Corte Vc/Vs para la identificación de hidrocarburos.


3.3. APLICACIONES GEOLÓGICAS

3.3.1. CONCEPTO DE ANISOTROPÍA

La Anisotropía es un fenómeno por el que ciertos cuerpos presentan una o más

propiedades que dependen de la dirección en que éstas se midan, es decir

1

2

3

Raz ón

V C / V s

Agua y Lutitas

Arenas que Contienen Hidrocraburos

SW= 100%

Razón Vc/Vs

50 100 450 250 200 150 300 350 400

3

Intervalo de Tiempo de Tránsito de Corte ∆tS (µµµµs/pie)

119

consiste en la dependencia que presentan las propiedades de los cuerpos de la

dirección que en ellos se considere.

El fenómeno de la anisotropía se debe a la ordenación particular de los átomos de

la red cristalina de las substancias.

Así como un sistema constituido por varias substancias, o por una sola, es

homogéneo cuando sus propiedades son idénticas en todas sus partes y es

heterogéneo cuando no cumple esta condición, cuando en un cuerpo las

propiedades direccionales, como la dilatación térmica, la resistencia mecánica o

la velocidad de la luz o del sonido son las mismas en todas las direcciones a partir

de un punto, se dice que el cuerpo es isótropo, en caso contrario el cuerpo es

anisótropo.

Por ejemplo, en un bloque de metal homogéneo el sonido se propaga con la

misma velocidad en todas las direcciones; el metal es acústicamente isótropo.

Mientras que si una formación presenta permeabilidad horizontal distinta a la

vertical es un claro ejemplo de anisotropía de la formación.

3.3.2. DETECCIÓN Y ORIENTACIÓN DE BUZAMIENTO Y FRAC TURAS

El conocimiento de la orientación del buzamiento de formación y detección de

fracturas es importante para el futuro desarrollo del campo, el óptimo drenaje del

reservorio depende de la determinación del buzamiento y la ubicación del pozo

respecto a la dirección del sistema de fracturas, subsecuentemente el desarrollo

de los emplazamientos de los pozos debe considerar tanto el buzamiento como la

dirección del sistema de fracturas si se ha detectado.

Las fracturas son discontinuidades físicas que generan reflexión, refracción y

modos de conversión acústicos que contribuyen a las pérdidas de energía

acústica transmitida.

La localización de fracturas y el reconocimiento de la morfología de fractura, y la

identificación de las propiedades del flujo de fluido en el sistema de fracturas son

importantes criterios en la caracterización de reservorios, sin embargo la

120

identificación y evaluación de fractura usando únicamente registros acústicos de

onda compresional, es difícil porque el reconocimiento de fractura es muy

dependiente del ángulo de inclinación con respecto al pozo.

La amplitud y atenuación de las ondas compresional de corte y Stoneley, son

afectadas significativamente por la presencia de fracturas.

Las ondas compresionales son significativamente afectadas por fracturas oblicuas,

(buzamiento entre los 15º y 85°), mientras que las ondas de corte son

principalmente afectadas por fracturas horizontales o próximas a serlo. En los

registros acústicos, la atenuación por fractura inducida puede ser evidenciada

como un salto de ciclo y variaciones en la razón VC/VS.

La forma más completa para analizar orientación de buzamiento y detección de

fracturas es determinar la anisotropía de la formación que se manifiesta en la

energía de la onda de corte, lo cual se realiza analizando las trazas acústicas

procesadas con la asistencia de un registro de imagen de pozo, que como su

nombre lo indica provee una imagen de 360º del pozo (4 trazos a 90º de fase uno

del otro), correlacionando la traza acústica con la imagen del pozo.

El Registro Acústico de Arreglo Multipolar Cruzado puede detectar anisotropía

azimutal, y proveer el azimut y rumbo de fractura.

En el análisis de anisotropía se usa onda de corte dipolar cruzada, onda Stoneley,

y crea una imagen para proveer identificación y evaluación confiable de fracturas

inducidas y en sitio.

3.3.3. ÍNDICE DE PERMEABILIDAD

Un índice de permeabilidad de formación puede ser estimado confiablemente a

partir de los datos de onda Stoneley del registro multipolar cruzado usando

modelaje y técnicas de inversión, esto consiste en modelar una onda Stoneley

sus características y comportamiento frente a una zona virtual impermeable, y a

partir de esto, comparar esta onda sintética con los datos reales de onda.

121

Las ondas Stoneley proveen una medición dinámica de permeabilidad, otros

métodos, como por ejemplo el análisis de testigos en el laboratorio, sólo infieren

permeabilidad a partir de mediciones estáticas.

Muchos factores afectan a la onda Stoneley, tales como rugosidad del pozo y

rigidez de la costra. Por medio de la determinación de las características que

presentan las ondas Stoneley frente a la presencia de permeabilidad y la posterior

creación un modelo de comportamiento de onda Stoneley frente a zonas

permeables, y realizando lo mismo en el caso de ausencia de permeabilidad para

crear un modelo de comportamiento de onda Stoneley frente a zonas

impermeables, se puede determinar la medición dinámica de permeabilidad, por

medio de la comparación de los datos reales de onda Stoneley con los modelos

de comportamiento de la onda.

El programa de aplicación Waveperm interpreta los datos de la onda Stoneley

obtenidos a partir la toma de registros acústicos para identificar segmentos de

formación permeable y estimar valores de permeabilidad.

El procesamiento incluye: • Modelaje sintético de onda Stoneley.

• Comparación de la onda sintética y la onda medida.

• Estimación de la permeabilidad.

Los pequeños movimientos de fluido en la formación junto al pozo atenúan las

ondas Stoneley que viajan por las paredes del mismo hacia los receptores,

mientras mayor es la facilidad con que se mueve el fluido en las vecindades del

pozo, mayor es la permeabilidad de la zona, a su vez mayor es la atenuación de

las ondas Stoneley, las frecuencias más altas serán mayormente atenuadas que

las más bajas.

Si los efectos del pozo y la litología pueden modelarse para tener una formación

de “permeabilidad cero” se presentarán varias diferencias entre el modelo y los

datos reales obtenidos debido a la existencia de permeabilidad, en base a estas

122

diferencias se realiza comparaciones y esto es lo que utiliza el programa

Waveperm para estimar la permeabilidad de las formaciones.

Una onda Stoneley es modelada bajo condiciones de ausencia de permeabilidad

de formación, presentando las características correspondientes a esta condición,

y luego comparada con los datos medidos.

La inversión es entonces usada para determinar la permeabilidad a partir de la

onda Stoneley, el valor de permeabilidad no es absoluto a menos que esté

calibrado con testigos u otros datos confiables del pozo.

Cuando dos métodos son congruentes, se logra una gran confiabilidad en la

permeabilidad estimada.

En el procesamiento, se eliminan efectos tales como ruido y dispersión debida al

pozo, sin embargo, los datos de onda transmitidos al receptor aún contienen

efectos que no se relacionan con la permeabilidad.

Estos efectos son principalmente debidos a dos factores, el primero es la

variación de la amplitud de onda y tiempo de viaje causado por los cambios de las

propiedades elásticas del pozo y la formación a lo largo de la trayectoria de la

onda y el segundo la atenuación intrínseca en el fluido del pozo y la formación,

por lo que estos efectos deben ser removidos de los datos para obtener atributos

reales de onda: amplitud y tiempo de viaje, que están relacionados a la

permeabilidad.

El programa usa un sistema de modelaje sintético, para modelar los efectos

causados por cambios en las propiedades elásticas de la formación y en el

diámetro del pozo a lo largo de la trayectoria de la onda, para este modelaje se

debe ingresar la densidad de formación, tiempos de tránsito compresional y de

corte, y los valores del diámetro del pozo por medio de los respectivos registros

de densidad, acústico y caliper, así los atributos de la onda causados por

características en los registros de entrada pueden ser modelados de manera

realista.

123

(5) Convolución: Operador matemático que expresa la cantidad de solapamiento de una función cuando se desplaza sobre otra, por consiguiente el ajuste de una función con otra. Matemáticamente operación que a dos funciones f y g de una variable hace corresponder la función h(x)=f(x)*g(x)=

∫∫∞

∞−

∞

∞−

−=− dttxftgdttxgtf )()()()(, supuesto que exista la integral.

La respuesta de la onda sintética en cualquier profundidad se convoluciona(5) con

un tren de ondas fuente para obtener el tren de ondas sintético.

El tren de ondas fuente es tomado de los datos del tren de ondas de entrada de

una profundidad de referencia especificada por el usuario, de tal manera que, el

tren de ondas sintético y el tren de ondas medido pueden ser directamente

comparados.

Por la comparación de los trenes de ondas, Waveperm calcula el desplazamiento

de la frecuencia central, y el retraso del tiempo de viaje de la onda medida

respecto a la onda sintética.

La teoría de la propagación de ondas Stoneley en perforaciones permeables

muestra que la permeabilidad tiene dos efectos directos sobre las ondas Stoneley:

1º Incremento de la atenuación de la onda.

2º Decremento de la velocidad de la onda.

El primer efecto está caracterizado por una disminución de frecuencia, mientras

que el segundo está caracterizado por un retraso en el tiempo de tránsito, por lo

tanto, desplegando el cambio de frecuencia y el retraso del tiempo de tránsito con

una escala apropiada, estos dos atributos de onda pueden ser usados para dar un

buen indicativo de la permeabilidad de formación.

Para la estimación de la permeabilidad, se requiere ingresar estimados de la

densidad, viscosidad y velocidad acústica del fluido en los poros, basándose en el

conocimiento acerca del tipo de fluido en la formación (petróleo, agua, gas o

combinaciones).

El programa Waveperm permite calibrar el registro de permeabilidad derivado de

las ondas Stoneley a partir de otras mediciones, por ejemplo datos de testigos,

pruebas de presión, etc., la calibración es desarrollada por medio del ajuste de los

124

parámetros del fluido de los poros. Para la calibración en una zona en profundidad

especificada por el usuario, Waveperm requiere la selección de más de una

referencia en profundidad (máximo cinco), preferentemente una impermeable y

otras con valores de permeabilidad estimados del pozo.

El cambio de frecuencia y retraso del tiempo de viaje en estas profundidades de

referencia son ajustados con los valores respectivos de permeabilidad conocida

por medio del ajuste de los parámetros del fluido en los poros, el mejor ajuste de

los parámetros a partir de la calibración es entonces usado como los parámetros

del fluido en los poros de la zona de interés, a partir de las profundidades de

referencia usadas para la calibración, Waveperm selecciona una que sea la

menos permeable o impermeable como la profundidad de referencia para la zona

entera, usando los parámetros calibrados en la estimación de la permeabilidad, el

registro de permeabilidad resultante marca aproximadamente los valores de

permeabilidad en esas profundidades de referencia.

3.4. APLICACIONES GEOMECÁNICAS

Durante los últimos años y cada vez con más frecuencia, la industria petrolera ha

innovado nuevas tecnologías para profundizar temas de esfuerzos y

tensionamiento de tipo mecánico que presentan las rocas sedimentarias que

contienen hidrocarburos y que se ven afectadas por las operaciones derivadas de

la actividad petrolera tanto de exploración como perforación de pozos. Existe

suficiente evidencia que indica que se pueden agregar valores sustanciales si se

incorpora la Geomecánica en los diseños de ingeniería.

3.4.1. TEORÍA DE LAS PROPIEDADES MECÁNICAS

Geomecánica es la ciencia teórica y aplicada de la conducta mecánica de

materiales geológicos, en otras palabras una rama de la mecánica que estudia la

respuesta de materiales geológicos al campo de fuerzas de su medio ambiente.

Aunque los materiales geológicos son muy diferentes de los materiales artificiales,

se usan los principios de la mecánica en los análisis Geomecánicos.

125

∆∆∆∆A

F

Para comprender mejor el tema se debe conocer ciertos conceptos básicos, como

los parámetros usados en la mecánica para definir que un medio está sujeto a

una fuerza, así como las propiedades mecánicas de las rocas, estos conceptos

también son los usados en la mecánica de materiales y teoría de elasticidad, y

son referentes a las propiedades elásticas y al de Stress o Esfuerzo en-sitio, y la

concentración de Esfuerzos que se presenta cuando se altera el equilibrio del

Esfuerzo en-sitio.

3.4.1.1. Los Parámetros Stress (σσσσ) ó Esfuerzo y Strain (εεεε) ó Deformación Específica

3.4.1.1.1 Stress (σ ) ó Esfuerzo

El Esfuerzo, ecuación 3.1, es un parámetro usado en la mecánica para definir el

campo de fuerza al que un medio está sujeto, no necesariamente los materiales

geológicos.

A

F

∆=σ Ec. (3.1)

El Esfuerzo es la razón entre la fuerza y el área sobre la que actúa, cuando esta

área se aproxima a cero, véase figura 3.13.

Figura 3.13 Stress o Esfuerzo.

Fuente: Handbook of geophysical exploration, vol. 18; “Physical properties of rocks”.

126

(6) Gravedad de rocas sobrecargadas: Denominación del fenómeno tectónico de plegamiento anticlinal inclinado.

Por lo tanto tiene las mismas unidades que la presión, excepto que la presión es

frecuentemente referida como la fuerza transmitida a través de un fluido.

Los esfuerzos en sitio son responsables de terremotos y la formación de

montañas y son generados por la gravedad de rocas sobrecargadas(6),

movimientos tectónicos, cambios termales, etc.

3.4.1.1.2 Strain (εεεε ) ó Deformación Específica

El Strain ó Deformación Específica representa la respuesta de un medio cuando

está sujeto a un campo de Esfuerzos, esto es el cambio relativo de sus

dimensiones, véase figura 3.14.

Figura 3.14 Strain o Deformación Específica.

Fuente: Handbook of geophysical exploration vol. 18; “Physical properties of rocks”.

La ecuación 3.2 corresponde al Strain o deformación específica.

−=∆=1

21

l

ll

l

l

l

ε Ec. (3.2)

P

Deformado Original

llll 1 llll

2

127

)//()/(/ LLddlt ∆∆== εεν

P

∆L

P

P

P ∆d

La mayoría de las propiedades mecánicas de un medio son derivadas de las

curvas de Esfuerzo vs. Deformación Específica.

3.4.1.2. Propiedades Mecánicas de las Rocas

Las propiedades mecánicas de materiales geológicos que son descritas a

continuación son las más importantes, estas no son las únicas propiedades

mecánicas, pero son las que se utilizan en la industria petrolera.

3.4.1.2.1. Relación de Poisson (υ)

La relación de Poisson, ecuación 3.3, describe la respuesta a la deformación del

material, y se define como la relación entre la variación de la Deformación radial,

εt, que es perpendicular a la dirección del Esfuerzo, respecto a la variación de la

Deformación axial εl, que tiene la misma dirección en que es aplicado el Esfuerzo,

véase figura 3.15.

Ec. (3.3)

Figura 3.15 Relación de Poisson.


128

)//( VVPK B ∆=

−−=

−

−

=22

22

2

s

c

2

s

c

2

2

1

1V

V

2V

V

2

1

DTCDTS

DTCDTSν

El cálculo de la Relación de Poisson a partir de los registros viene dado por la

ecuación 3.4:

Ec. (3.4)

Donde:

VC = Velocidad Compresional, pie/seg.

VS = Velocidad de Corte, pie/seg.

DTC = Tiempo de Tránsito Compresional.

DTS = Tiempo de Tránsito de Corte.

3.4.1.2.2. Módulo de Bulk ó de Volumen (KB)

El módulo de Bulk, ecuación 3.5, se define como la relación entre la presión

aplicada sobre un material, respecto al porcentaje de cambio de volumen

resultante de la aplicación de dicha presión, ver figura 3.16.

Ec. (3.5)

Figura 3.16 Módulo Bulk.


P

∆V

P

P P

129

*3

43Vs)(

3

4Vc)(

22

2222 ρρ

−=−= CDTCDTS

DTCDTSKB

σσσσ

L ∆L

El cálculo del módulo Bulk o de Volumen a partir de los registros viene dado por la

ecuación 3.6:

Ec. (3.6)

Donde:

VC = Velocidad Compresional, pie/seg.


DTC = Tiempo de Tránsito Compresional, µs/pie.

DTS = Tiempo de Tránsito de Corte, µs/pie.

ρ = Densidad, gr/cm3.

C = Factor de Conversión: 1.34*1010, convierte de 2

2

3 us

pie

cm

gr × a psi⇒ .

3.4.1.2.3 Módulo Elástico o de Young (E)

El módulo de Young, ecuación 3.7, es en esencia la rigidez de un material, y

describe la respuesta de un material a la deformación en la misma dirección de

aplicación del Esfuerzo.

( )( )LL

AFE

/

/

∆= Ec. (3.7)

Se define como la razón entre la aplicación de Esfuerzo a un medio, respecto a la

Deformación Específica que este sufre en la dirección de la aplicación del

Esfuerzo, véase figura 3.17.

Figura 3.17 Módulo de Young.


130

θ

σ

θµ /)/( AF=

CDTCDTS

DTCDTS

DTSK

KE

B

B *43

Vs)(3

Vs)( 9

22

22

22

2

−−

=+

= ρρ

ρ

El cálculo del módulo de Young a partir de los registros viene dado por la

ecuación 3.8:

Ec. (3.8)

Donde:


DTC = Tiempo de Tránsito Compresional, µs/pie.



KB = Módulo Bulk

C = Factor de Conversión: 1.34*1010.

3.4.1.2.4. Módulo Shear ó de Corte (µ)

El módulo Shear o de Corte, ecuación 3.9, es la relación entre la fuerza por

unidad de área aplicada a un medio con respecto al ángulo de deformación θ, que

forma el medio con respecto a la perpendicular a la dirección de aplicación, vease

figura 3.18.

Ec. (3.9) Figura 3.18 Módulo Shear.


131

CDTS

*Vs)(2

2 ρρµ ==

Esfuerzo Compresional

Curvas Stress-Strain

Admisión de Presión Confinada

Descarga de Presión Confinada

Control de Presión de Poro

Esfuerzo

Sello

Aparato de Prueba

σσσσa

El cálculo del módulo de Corte a partir de los registros viene dado por la ecuación

3.10:

Ec. (3.10)

Donde:




C = Factor de Conversión: 1.34*1010.

3.4.1.3. Strength o Resistencia de Formación

La resistencia está relacionada a la litología, porosidad, densidad, saturación de

fluidos y sus niveles relativos de saturación.

Figura 3.19 Prueba de Compresión de Testigo en Laboratorio.

Fuente: Baker Atlas; “Propiedades Mecánicas”.

Deformación Radial Deformación Axial

Medición de Deformación

Radial

Medición de Deformación

Axial

132

La obtención de la resistencia de un testigo es fácil, una vez que se tiene

disponible uno, se le realiza una prueba de compresión en el laboratorio, como se

muestra en la figura 3.19, donde se dispone de un aparato apropiado, en el cual

se aplica Esfuerzo al testigo y este artefacto es capaz de medir la Deformación

axial y la Deformación radial generadas por la aplicación del Esfuerzo sobre la

muestra y obtener las curvas de Esfuerzo vs. Deformación, y la Resistencia de

formación o Strength.

3.4.2. ANÁLISIS GEOMECÁNICO

Un análisis geomecánico completo requiere información de entrada correcta, tanto

de medidas de laboratorio y registros de pozo. Una correcta información de

entrada de mediciones de campo y laboratorio llevarán a un análisis e

interpretación de registros con mayor validación.

Antes de la perforación u otras actividades de excavación, los esfuerzos y

resistencias en sitio de las rocas están en estado de equilibrio, pero este equilibrio

es alterado en las operaciones de perforación y completación de un pozo.

Cuando un pozo es perforado, los esfuerzos alrededor de este aumentan debido a

la extracción de material en esta locación, este Esfuerzo extra pone a prueba la

resistencia de la formación, si la resistencia es lo suficientemente alta, mantiene al

pozo estable, en caso contrario si el Esfuerzo agregado alcanza valores que

superan la resistencia de formación se presenta un sistema inestable, esto implica

un verdadero problema de inestabilidad y puede tener lugar el colapso del pozo,

esta es la situación que con la utilización de la geomecánica se quiere evitar.

Si la resistencia de formación es capaz de absorber el aumento de Esfuerzo

generado se mantiene el equilibrio y, en tal situación se presenta una Ovalización

o breackout debido a la redistribución de esfuerzos, presentándose la Ovalización

del pozo pero no la inestabilidad del mismo.

El establecimiento del concepto de Ovalización, que se muestra en la figura 3.20,

es importante para permitir el control de la estabilidad del pozo, con la finalidad de

mantener la integridad del hoyo y mejorar la perforación, control de producción de

arena, cañoneo, etc.

133

OVALIZACI ÓN

θθθθ

Tamaño de Ovalizaci ón

Figura 3.20 Ensayo de Breackout u Ovalización en Laboratorio.

Fuente: Baker Atlas; “Propiedades Mecánicas”.

Las Ovalizaciones son el resultado de unidades de Esfuerzos mayores a la

Resistencia de formación en intervalos locales del pozo, el fracaso local da lugar a

la formación de Ovalizaciones, por lo que se traducen en derrumbes locales de la

formación en zonas de Esfuerzos concentrados, cuando sólo una porción del

pozo tiene el Esfuerzo mayor a la Resistencia, se produce una falla local

formando derrumbe estable. Si la porción es grande, tiene lugar la inestabilidad y

el consecuente colapso del pozo.

Frecuentemente la recopilación de información lleva la mayor parte del tiempo en

un estudio de Geomecánica, el enfoque es el siguiente, primero recopilar toda la

información relacionada a los dos partes opuestas, Resistencia y Esfuerzo, una

vez obtenida la información, con la comprensión de las características de las dos

partes, se puede emitir juicios y proveer soluciones a favor de una de las partes,

la cual es la Resistencia.

3.4.2.1. Registro de Propiedades Mecánicas ó L.M.P.

El Registro de Propiedades Mecánicas o L.M.P. (por sus Siglas En Inglés

“Logging Mechanical Propierties”), es un programa utilizado para predecir

propiedades mecánicas a partir de registros de pozo, L.M.P. incluye la

información de un grupo de registros, (Registro Acústico Multipolar Cruzado,

134

Datos de Entrada

∆∆ttcc,, ∆∆ttss,, PPoorr oossiiddaadd,, LL ii ttoollooggííaa..

PPrrooppiieeddaaddeess MMeeccáánniiccaass:: EEssffuueerrzzooss,, RReessiisstteenncciiaass..

εεεεεεεεrr

σσσσσσσσaa

Se Producen Curvas de Esfuerzo-Deformación

σσσσσσσσaa

σσσσσσσσrr

Se aplican Esfuerzos a la muestra

virtual.

Producen una muestra virtual.

εεεεεεεεaa

Densidad, Neutrón, Gamma Ray, etc.) usados para producir una muestra sintética

virtual de testigo, una vez que la muestra es generada, se pueden obtener las

curvas de Esfuerzo vs. Deformación, estás curvas, a su vez, proveerán las

propiedades mecánicas estáticas, (estos datos están basados en una base de

datos de testigos reales medidos y almacenados por Baker Atlas en una base

mundial).

Utilizando los registros mencionados en el programa L.M.P. cuyo diagrama de

flujo se muestra en la figura 3.21 se introducen los datos de tiempo de tránsito

compresional y de corte, porosidad y litología, y este programa genera la muestra

virtual, para una profundidad dada, y el comportamiento constitutivo de la muestra

de roca puede examinarse realizándose una simulación de aplicación de un

campo de esfuerzos (esfuerzos axial σa y radial σr).

Figura 3.21 Diagrama de flujo del procesamiento L.M.P. para predecir Propiedades

Mecánicas.

Fuente: Baker Atlas; Diapositivas “Propiedades Mecánicas”.

135

Deformación Axial εεεεa (contracción) Deformación Radial ε ε ε εr (extensión)

∆σ∆σ∆σ∆σ∆∆∆∆σσσσ

∆ε∆ε∆ε∆εa ∆ε∆ε∆ε∆εr

Esfuerzo Compresivo

Cierre de Fracturas

pre-existentes

Elasticidad Lineal

Nuevas micro-fracturas

Incremento de fracturas

Deslizamiento sobre macro-fracturas

Macro fracturas - falla debido a la unión de

micro-fracturas

La deformación incremental como resultado del incremento del esfuerzo es

calculada y se pueden construir las curvas Esfuerzo vs Deformación Específica de

formación bajo compresión, estas curvas se presentan en la figura 3.22.

Figura 3.22 Curvas de Stress vs. Strain.


Las deformaciones debido a deslizamiento de micro-fracturas y dilatación, son

consideradas como los principales contribuyentes para la deformación de roca

bajo esfuerzos.

Las propiedades mecánicas estáticas ya descritas, y la Resistencia o Strength

son derivadas de las curvas Esfuerzo vs. Deformación, y de la simulación

aplicada a la muestra virtual.

Estas propiedades puede usarse para predecir la estabilidad del hoyo, esfuerzos

en-sitio, producción de arena, diseño de fracturamiento hidráulico y otras

aplicaciones.

136

Derrumbe De Pozo

DDiirreecccciióónn MMááxxiimmaa ddee EEssffuueerrzzoo HHoorriizzoonnttaall

σHmax

FFrraaccttuurraass NNaattuurraalleess yy MMiiccrroo--ffrraaccttuurraass

FFrraaccttuurraa HHiiddrrááuulliiccaa

3.4.3. CAÑONEO PARA CONTROL DE ARENA Y PARA ESTIMUL ACIÓN DE

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Las características Geomecánicas (propiedades mecánicas de la formación y

Esfuerzo en-sitio) del campo sirven para poder así generar trayectorias

preferenciales de cañoneo.

El análisis Geomecánico, provee la dirección del esfuerzo horizontal máximo,

como se muestra en la figura 3.23.

Figura 3.23 Dirección de Esfuerzo Máximo a partir de un Análisis Geomecánico.


En este caso se debe usar la orientación de cañoneo, que se ubica en las

direcciones más desplazadas del esfuerzo máximo y de los derrumbes, en la

figura 3.24 se muestra esta orientación como “patrón de cañoneo -- X “en naranja.

137

Derrumbe De Pozo

DDiirreecccciióónn MMááxxiimmaa ddee EEssffuueerrzzoo HHoorriizzoonnttaall

σHmax

FFrraaccttuurraass NNaattuurraalleess

yy MMiiccrroo--ffrraaccttuurraass

FFrraaccttuurraa HHiiddrrááuulliiccaa

En la mayoría de los casos, el patrón de cañoneo-X proveerá una densidad de

disparo bastante grande, al mismo tiempo, este incrementará la separación

derrumbe--derrumbe comparados a la fase entre sí de 0--180 grados. Esto evitará

afectar la Ovalización disminuyendo la producción de arena y evitando un

potencial colapso de la zona o de la integridad del pozo.

Además en pozos con fracturas naturales esta orientación ayudará a conectarlas

contribuyendo al flujo de fluido hacia el pozo.

Figura 3.24 Orientación de Cañonéo para Control de Arena y Estimulación de

Fracturas Hidráulicas.


Para la estimulación del fracturamiento hidráulico, se debe cañonear con una

orientación que se aproxime en lo posible, a la dirección del esfuerzo máximo;

orientación--X en azul, esto reducirá la caída de presión por tortuosidad, entonces

conducirá más energía disponible para el desarrollo de la fractura.

138

El fracturamiento hidráulico se debe realizar en la dirección del esfuerzo máximo

como se muestra, de está manera no se afectará la Ovalización y se mantendrá la

estabilidad del pozo.

Además mientras se realiza el fracturamiento hidráulico, una gran cantidad de

fluido se moverá a través de las perforaciones, y la mayoría de perforaciones

contribuirán con flujo a la fractura.

Si un cañón de carga de fase de 0 a 180 grados es usado, la densidad de disparo

raramente va sobre los cuatro a seis tiros por pie, por medio del uso de esta

orientación, más cargas por pie pueden ser acopladas, reduciendo la caída de

presión por medio del incremento del área expuesta al flujo.

139

CAPÍTULO IV

3. INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LOS

POZOS ANÁLIZADOS

4.1. INTERPRETACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LOS POZOS

CON APLICACIONES PETROFÍSICAS

Según el tipo de datos disponibles de cada pozo, es decir en base a la

herramienta acústica usada al registrar los datos, como se señala en las tablas

3.2 a 3.9 y a las características de cada herramienta, explicadas en el Capítulo I,

que definen el tipo de datos adquiridos (monopolares, dipolares y dipolares

cruzados); y según el requerimiento de la empresa operadora de cada pozo, se

utiliza los datos apropiados para cada tipo de aplicación, procediendo a realizar

aplicaciones petrofísicas a los pozos: POZO-1, POZO-2, POZO-3 y POZO-4,

cuyos datos acústicos fueron recolectados con la Herramienta de Registro

Acústico Digital.

4.1.1. APLICACIONES PETROFÍSICAS A LOS POZOS: POZO-1; POZO-2;

POZO-3 Y POZO-4.

4.1.1.1. Evaluación de la Porosidad, Saturación y Litología Compleja del POZO-1

Para la evaluación de la porosidad y litología se utiliza la aplicación Análisis

Complejo de Reservorio C.R.A. descrito en el Capítulo III, en el presente caso el

programa utilizó la ecuación de Simandoux, ecuación 4.1, para determinar la

saturación de agua.

+

+−=

wt

m

sh

sh

sh

shmw

w RaRR

V

R

VaRS

φφ

44,04,02

2

Ec. (4.1)

Donde:

Sw = Saturación de agua promedio.

a = Constante empírica dependiente de la litología.

140

Rw = Resistividad del agua de formación (ohm-m).

φ = Porosidad.

m = Exponente de cementación.

Vsh = Contenido de lutitas.

Rsh = Resistividad de lutitas adyacentes (ohm-m).

Rt = Resistividad verdadera (ohm-m).

Cabe anotar que los valores de resistividad de agua de formación Rw, usada en el

programa de Análisis Complejo de Reservorio ó C.R.A. (por sus siglas en Inglés),

para las formaciones de interés de los pozos: POZO-1, POZO-3 y POZO-4, que

Baker Atlas puso a disposición del autor, fueron obtenidos por medio del método

de Análisis Químico.

En el Análisis Químico, se utiliza una muestra de agua producida de un pozo

aledaño, productor de la misma formación. Debido a que se encuentran

salmueras que tienen una concentración total de sólidos diferente a la de los

iones Na+ y Cl-, el método usado para obtener la resistividad implementa el uso de

coeficientes de peso equivalentes a concentración de NaCl, que son

proporcionales a la concentración de ciertos minerales comúnmente encontrados

en el agua de formación, en estos casos la resistividad de agua de formación

puede ser encontrada con exactitud sólo luego de expresar la totalidad de

concentración de iones como un equivalente de la concentración de NaCl, esto se

lo hace con el uso de una gráfica de equivalencias de peso de Cloruro de Sodio

de las concentraciones de Magnesio, Cálcio, Sulfatos, Potasio, etc. luego la

concentración total equivalente de NaCl puede ser convertida a resistividad, con

la utilización de una gráfica de equivalencia de soluciones de NaCl a resistividad,

a una temperatura dada, para por último realizar la corrección respectiva a la

temperatura del reservorio.

Los resultados del análisis petrofísico realizado con el programa C.R.A.

correspondiente al Pozo-1, de las formaciones Basal Tena, U Superior, U Inferior,

T Superior, T inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior se muestran en las figuras

4.1 a 4.7 respectivamente.

141

Figura 4.1 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente a la Formación Basal

Tena del POZO-1.

Fuente: Resultados del análisis petrofísico por el programa C.R.A del POZO-1.

Basal Tena: Corresponde al intervalo de 8791-8804 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 13 %, se observa presencia de calcareos y un volumen de

arcilla apreciable, los cálculos de saturación de agua están en el orden del 88%

en promedio, en los cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw = 0,2

ohm-m, previamente determinado por Baker Atlas.

142


Superior del POZO-1.


U Superior: Corresponde al intervalo de 9528-9550 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 9 %, A partir de los resultados petrofísicos se observa

predominio de caliza en la litología, los cálculos de saturación de agua están en el

orden del 94 a 100%, en los cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un

Rw = 0,22 ohm-m, previamente determinado por Baker Atlas.

143


Inferior del POZO-1.


U Inferior: Corresponde al intervalo de 9584-9646 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 12 %, se observa presencia mayoritaria de arena, con

pequeños volúmenes de arcilla, la saturación de agua están en el orden del 50%, ,

la zona se muestra atractiva para la producción debido a la saturación de agua y

su espesor, en los cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw = 0,2

ohm-m, previamente determinado por Baker Atlas.

144




T Superior: Corresponde al intervalo de 9836-9878 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 11%, se observa predominio de caliza y arcilla en la

litología con intercalaciones arenosas, los cálculos de saturación de agua están

en el orden del 90 al 100%, en casi la totalidad de la sección, luego se presenta

una intercalación 100% arcillosa a los 9866 hasta los 9878 pies, que aisla la zona

inferior la cual presenta una apreciable saturación de hidrocarburo, señalando a

esta sección a pesar de su corta extensión como buena para la producción, en

los cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw = 0,2 ohm-m,

previamente determinado por Baker Atlas.

145




T Inferior: Corresponde al intervalo de 9874-9928 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 13 %, se observa una litología con predominio de arena

en la parte superior e inferior de la zona y caliza en la parte media, presentándose

volúmenes de arcilla apreciables en casi toda la zona, los cálculos de saturación

de agua están en el orden del 40 al 75%, con un promedio de 74%, en los

cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw = 0,2 ohm-m, previamente

determinado por Baker Atlas.

146




Hollín Superior: Corresponde al intervalo de 10044-10072, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 9 %, se observa una litología con predominio de arena en

toda la zona y volúmenes de arcilla ligeramente apreciables que se incrementan

hacia la parte inferior, los cálculos de saturación de agua señalan un rango del 10

al 60% con un promedio en la zona del 51%, en los cálculos se utilizó en la

ecuación de Simandoux un Rw = 0,8 ohm-m previamente determinado por Baker

Atlas , lo que evidencia la baja salinidad del agua de la zona.

147




Hollín Inferior: Corresponde al intervalo de 10084 -10130 pies, se tiene una

porosidad promedio alrededor del 16 %, se observa una litología con predominio

de arena en la parte superior, claramente se observa que la presencia de

hidrocarburo está en la parte superior de la zona hasta alrededor de los 10100

pies, a partir de allí la parte inferior de la zona no representa importancia para la

producción, la saturación promedio en la parte superior es de 50%, mientras que

en la parte inferior es prácticamente del 100%, teniendose una saturación

promedio de la totalidad de la zona del 82%, siendo una zona con alta resistividad

148

en los cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw = 2 ohm-m,


En la Tabla 4.1 se presentan los valores promedio de los resultados obtenidos

mediante el programa C.R.A. para cada zona de interés en el POZO-1.


C.R.A.

Formación

Tope

(pies)

Base

(pies)

Espesor

(pies)

Espesor

de Interés

(pies)

Porosidad

Promedio

(%)

Saturación (%)

Sw

Promedio

So

Promedio Basal Tena 8791 8804 13 3 13,49 88,43 11,57

U Superior 9528 9550 22 8 8,99 94,40 5,60

U Inferior 9584 9646 62 41 12,40 51,47 48,53

T Superior 9826 9868 42 8 11,13 98,80 1,20

T Inferior 9874 9928 54 26 13,14 74,71 25,29

Hollín Superior 10044 10072 28 14 9,46 50,62 49,38

Hollín Inferior 10084 10130 46 17 16,02 82,22 17,78

Fuente: Registro de “Analisis Complejo de Reservorio” C.R.A del POZO-1.

Elaboración: El Autor.

Estos resultados son de gran utilidad para el cálculo de reservas y la ingeniería de

yacimientos, siendo una importante herramienta para la emisión de criterios y

toma de decisiones en la subsiguiente explotación del pozo, lo que corresponde a

otras áreas de la explotación y se encuentra fuera del alcance del presente

estudio.

4.1.1.2. Evaluación de la Porosidad y Litología Compleja del POZO-3


correspondiente al POZO-3, de las formaciones U Inferior, T Superior y T inferior,

se muestran en las figuras de la 4.8 a la 4.10 respectivamente.

149





promedio alrededor del 15 %, se observa presencia mayoritaria de arena, con

pequeños volúmenes de arcilla, se observa hidrocarburo casi desde el inicio de la

zona hasta los 9883 pies, con una saturación de agua muy baja en la mayor

parte de la zona, incrementandose hacia abajo, los últimos 7 pies muestran una

saturación de agua muy alta, la saturación de agua en la zona tiene un promedio

150

de 40%, más en la zona prospectiva de hidrocarburo apenas 25%, por lo tanto la

zona se muestra atractiva para la producción, en los cálculos se utilizó en la

ecuación de Simandoux un Rw = 0,2 ohm-m, previamente determinado por Baker

Atlas.




T Superior: Corresponde al intervalo de 10060-10098 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 14 %, se observa predominio de arena en la litología, con

151

intercalaciones de caliza y pequeños volúmenes de arcilla, los cálculos de

saturación de agua están en el orden del 20 a 60%, con un promedio en la zona

del 40% lo que la señala como una zona productiva, en los cálculos se utilizó en

la ecuación de Simandoux un Rw = 0,2 ohm-m, previamente determinado por

Baker Atlas.




T Inferior: Corresponde al intervalo de 10100 -10150 pies, se tiene una porosidad


152

en toda la zona, presentándose volúmenes de arcilla apreciables, no se presentan

calcareos, se observa que existe volumen apreciable de hidrocarburo desde los

10106 pies hasta los 10140 pies y una baja saturación de agua, lo que la

convierte en una zona prospectiva, los cálculos de saturación de agua en la zona

de hidrocarburo están en el orden del 25 al 50%, con un promedio alrededor del

35%, en los cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw = 0,2 ohm-m,




Tabla 4.2. Resultados de la interpretación del POZO-3 por medio del Programa C.R.A.

Formación Tope

(pies)

Base

(pies)

Espesor

(pies)

Espesor

de Interés

(pies)

Porosidad

(%)

Saturación

Sw (%)

So (%)

U Inferior 9838 9880 42 32 15 40,7 59,3

T Superior 10060 10098 38 31 14 40,6 59,65

T Inferior 10100 10152 52 30 12 35,49 64,51



Estos resultados al igual que en el POZO-3 son de gran utilidad para el cálculo de

reservas y la ingeniería de yacimientos, siendo una importante herramienta para

la emisión de criterios y toma de decisiones en la subsiguiente explotación del

pozo, lo que corresponde a otras áreas de la explotación y se encuentra fuera del

alcance del presente estudio.

4.1.1.3. Identificación de Hidrocarburos Ligeros en el POZO-3

A más del Análisis Complejo de Reservorio, en el caso del POZO-3 se realiza

también un análisis para la idetificación de hidrocarburos ligeros, usando el

método del diagrama de razón de velocidades compresional con respecto a la de

corte versus el tiempo de tránsito de corte, se debe señalar que debido a que los

datos del pozo fueron registrados por el Registro Acústico Digital, los tiempos de

153

tránsito de corte no se registran en la totalidad de la secciones debido a las

condiciones de las mismas y que la herramienta es monopolar (ver Capítulo I), por

lo que se utilizan los datos que sí se registraron en las arenas.

La Tabla 4.3 muestra los valores registrados de los tiempos de transito

compresional y de corte con su correspondiente profundidad para la arena U

Inferior desde los 9857 hasta los 9880 pies, así como los demás datos necesarios

para obtener el diagrama VC/VS vs. ∆tS.

Tabla 4.3. Datos registrados y calculados para desarrollar el Diagrama Vc/Vs vs. ∆ts

de la Arena U Inferior del POZO-3.

Profundidad (pies)

∆tC (us/pie)

∆tS (us/pie)

VC (pies/seg)

VS (pies/seg)

VC/VS

9857 73,25 120,78 13652,44 8279,24 1,65

9858 72,43 121,06 13806,05 8260,09 1,67

9859 71,92 120,85 13905,30 8274,45 1,68

9860 71,39 120,81 14008,15 8277,19 1,69

9861 71,25 120,58 14035,09 8293,04 1,69

9862 70,80 119,20 14124,69 8389,05 1,68

9863 70,02 116,77 14281,23 8563,70 1,67

9864 70,30 116,43 14225,76 8588,70 1,66

9865 71,39 119,41 14008,55 8374,72 1,67

9866 71,71 120,86 13945,06 8273,90 1,69

9867 70,89 119,87 14106,76 8342,51 1,69

9868 70,26 119,02 14233,46 8401,95 1,69

9872 69,46 106,10 14397,40 9425,16 1,53

9873 69,51 108,43 14385,59 9222,20 1,56

9874 71,14 108,88 14056,59 9184,09 1,53

9875 71,41 111,13 14004,03 8998,55 1,56

9876 70,83 113,73 14119,11 8792,45 1,61

9877 70,36 116,44 14212,42 8587,97 1,65

9878 70,17 120,59 14250,70 8292,63 1,72

9879 70,79 127,62 14126,49 7835,89 1,80

9880 71,22 130,98 14040,41 7634,99 1,84 Fuente: Archivo de registro de datos del POZO-3.


154

En el diagrama VC /VS vs. ∆tS correspondiente a la arena U Inferior del POZO-3

que se muestra en la figura 4.11 (obtenido a partir de los datos de la Tabla 4.3),

se observa en base a lo explicado en la sección 3.2.3.2, que los puntos que se

ubican bajo la línea roja correspondientes a hidrocarburos no se muestran

demasiado distantes a esta por lo que se concluye que no hay presencia de un

hidrocarburo muy ligero, menos aun que existan probabilidades de presencia de

gas en esta arena.

Figura 4.11 Diagrama Vc/Vs vs. ∆ts correspondiente a la arena U Inferior del

POZO-3.

Fuente: Tabla 4.3.


A continuación, la Tabla 4.4 muestra los valores registrados de los tiempos de

transito compresional y de corte (disponibles) con su correspondiente profundidad

para la arena T Superior, así como los demás datos necesarios para obtener el

diagrama VC/VS Vs ∆tS, en este caso como se puede apreciar en la tabla los datos

del tiempo de tránsito de corte registrados han sido pocos, sin embargo se utiliza

estos datos disponibles para obtener el diagramama que sirva como indicador de

presencia de hidrocarburos de ligeros.

1,4

1,45

1,5

1,55

1,6

1,65

1,7

1,75

1,8

1,85

1,9

100 102 104 106 108 110 112 114 116 118 120 122 124 126 128 130 132 134

∆ts (us/pie)

Vp/

Vs

Vc /Vs

155

Tabla 4.4. Datos registrados y calculados para desarrollar el Diagrama Vc/Vs vs. ∆ts

de la Arena T Superior del POZO-3.

Profundidad (pies)

∆tC (us/pie)

∆tS (us/pie)

VC (pies/seg)

VS

(pies/seg) VC/VS

10066 65,33 114,84 15307,61 8707,92 1,758 10067 64,74 111,99 15446,64 8929,61 1,730 10091 78,41 143,21 12753,15 6982,56 1,826 10092 74,13 136,18 13489,09 7343,38 1,837 10093 72,84 130,38 13729,10 7670,01 1,790 10094 72,89 126,88 13719,49 7881,65 1,741 10095 72,51 127,47 13791,01 7844,80 1,758 10096 72,45 128,16 13802,05 7802,75 1,769

Fuente: Archivo de registro de datos del POZO-3.


Figura 4.12 Diagrama VC/VS vs. ∆tS correspondiente a la arena T Superior del

POZO-3.

Fuente: Tabla 4.4.


En el diagrama VC /VS vs. ∆tS correspondiente a la arena T Superior del POZO-3

que se muestra en la figura 4.12, se observa que los puntos que se ubican bajo la

línea roja correspondientes a hidrocarburos se muestran distantes siendo un

indicador de la presencia hidrocarburo ligero en la arena pero no es un

1,65

1,70

1,75

1,80

1,85

1,90

110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144

Vp/

Vs

∆tS (us/pie )

Vc /Vs

156

distanciamiento marcado por lo que se concluye que no hay presencia de un

hidrocarburo suficientemente ligero como para considerarlo como gas en sitio.

Finalizando este análisis, la Tabla 4.5 muestra los valores registrados de los

tiempos de transito compresional y de corte (disponibles) con su correspondiente

profundidad para la arena T Inferior, así como los demás datos necesarios para

obtener el diagrama VC/VS Vs ∆tS, correspondientes a dicha arena.

Tabla 4.5. Datos registrados y calculados para realizar el Diagrama Vc/Vs vs. ∆ts de

la Arena T Inferior del POZO-3.

Profundidad (pies)

∆tC (us/pie)

∆tS (us/pie)

VC (pies/seg)

VS

(pies/seg) VC/VS

10100 73,63 125,84 13582,34 7946,85 1,709 10101 73,17 123,64 13667,55 8087,93 1,690 10102 74,10 124,56 13495,82 8028,58 1,681 10103 74,45 124,36 13432,56 8041,17 1,670 10104 72,99 123,49 13701,26 8097,76 1,692 10105 71,86 123,74 13916,72 8081,46 1,722 10106 73,68 126,74 13572,02 7890,36 1,720 10112 70,81 114,24 14122,30 8753,65 1,613 10113 71,35 118,71 14016,01 8424,17 1,664 10114 72,19 119,59 13852,91 8362,25 1,657 10115 72,78 119,93 13740,98 8338,20 1,648 10116 73,03 119,76 13693,38 8349,96 1,640 10118 72,05 119,98 13879,06 8334,51 1,665 10119 71,69 118,98 13949,53 8404,77 1,660 10120 71,22 120,90 14041,59 8271,50 1,698 10122 72,12 125,54 13865,01 7965,84 1,741 10123 72,69 125,91 13756,86 7942,31 1,732 10124 73,21 125,89 13659,90 7943,32 1,720 10125 73,56 126,71 13594,34 7892,22 1,722 10126 73,84 127,64 13542,61 7834,53 1,729 10137 70,24 112,98 14236,50 8851,05 1,608 10139 70,47 114,46 14191,04 8736,83 1,624 10140 69,09 114,74 14473,25 8715,58 1,661 10143 69,06 115,15 14480,58 8684,63 1,667 10144 69,97 115,30 14291,23 8672,80 1,648 10145 70,35 115,29 14214,03 8673,85 1,639 10146 70,21 115,37 14243,59 8667,84 1,643

Fuente: Archivo de datos de registro del POZO-3.


157

Figura 4.13 Diagrama VC/VS vs. ∆tS correspondiente a la arena T Inferior del POZO-3.

Fuente: Tabla 4.5. Elaboración: El Autor.

En el diagrama VC /VS vs. ∆tS correspondiente a la arena T Inferior del POZO-3

que se muestra en la figura 4.13, se observa en este caso que se dispone de

mayor cantidad de datos, debido a que esta es una formación rápida por lo que la

mayoría de los datos de onda de corte pudieron ser registrados por la herramienta

monopolar, los puntos que se ubican bajo la línea roja se muestran distantes

siendo un indicador de la presencia hidrocarburo ligero en la arena pero al igual

que en las dos arenas analizadas anteriormente no es un distanciamiento

marcado por lo que se concluye que no hay presencia de un hidrocarburo

suficientemente ligero como para considerarlo como gas en sitio.



correspondiente al POZO-4, de las formaciones Basal Tena, U Superior, U Inferior

y T inferior, se muestran en las figuras 4.14 a 4.17 respectivamente.

1,50

1,55

1,60

1,65

1,70

1,75

1,80

110 112 114 116 118 120 122 124 126 128 130

Vp/

Vs

∆tS (us/pie)

Vc/Vs

158


Basal Tena del POZO-4.


Basal Tena: Corresponde al intervalo de 9094-9112 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 21%, se observa una secuencia de arena limpia con bajo

contenido de arcilla, se observa hidrocarburo en la totalidad de la zona, con una

saturación de agua muy baja, la saturación de agua en la zona tiene un promedio

alrededor del 25%, por lo tanto la zona se muestra atractiva para la producción,

en los cálculos se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw = 0,16 ohm-m,


159




U Superior: Corresponde al intervalo de 9828-9862 pies, se tiene una porosidad

promedio alrededor del 14%, se observa predominio de arena en la litología, con

intercalaciones de caliza en la parte superior y volúmenes de arcilla, los cálculos

de saturación de agua están en un promedio en la zona del 65%, lo que no

presenta buenas prospectividades de producción por las condiciones de

porosidad y saturación de la arena, en los cálculos se utilizó en la ecuación de

Simandoux un Rw = 0,055 ohm-m, previamente determinado por Baker Atlas.

160

Figura 4.16 Registro interpretado por el C.R.A. correspondiente la Formación U





en la parte superior desde los 9940 pies hasta los 9960 pies y a partir de allí

predomina caliza, donse se tiene porosidades promedio del 15% en la zona de

arena y del 4% donde predomina caliza, presentándose bajos volúmenes de

arcilla en toda la zona, existe alta saturación de hidrocarburo en la sección con

predominio de arena, y los cálculos de saturación de agua en la misma están en

161

el orden del 18% en promedio, lo que la convierte en una zona prospectiva,

mientras que el promedio de toda la zona es del 25%, en los cálculos se utilizó en

la ecuación de Simandoux un Rw = 0,055 ohm-m, previamente determinado por

Baker Atlas.





promedio alrededor del 12 %, se observa una litología con predominio de arena,

la presencia de caliza es mínima y se observan volúmenes de arcilla apreciables

162

con dos intercalaciones marcadas en los intervalos de 10180 -10189 y 10220-

10234 pies respectivamente, la saturación de agua en la zona es practicamente

del 100% por lo que se descarta como una zona prospectiva, en el cálculo de

saturación, se utilizó en la ecuación de Simandoux un Rw= 0,055 ohm-m,





C.R.A.

Formación Tope (pies)

Base (pies

Espesor (pies)

Espesor

de Interés

(pies)

Porosidad (%)

Saturación

Sw (%)

So (%)

Basal Tena 9094 9112 18 18 21 24,2 75,8

U Superior 9828 9862 34 16 14 64,8 35,2

U Inferior 9940 9966 26 20 12 18 82

T Inferior 10152 10250 98 0 12 100 0



Estos resultados del análisis petrofísico del POZO-4 son de gran utilidad para el

cálculo de reservas y la ingeniería de yacimientos, siendo una importante

herramienta para la emisión de criterios y toma de decisiones en la subsiguiente

explotación del pozo, lo que corresponde a otras áreas de la explotación y se

encuentra fuera del alcance del presente estudio.


En este caso en particular, no se ha dispuesto de datos de resistividad debido a

que Baker Atlas realizó la toma de registros del POZO-2 a hueco revestido con el

objetivo de recalcular la porosidad y evaluar la litología de la zona, por lo tanto el

análisis petrofísico realizado por medio del programa C.R.A. no puede realizar

163

cálculos de saturación, la única formación de interés de este pozo estuvo

previamente definida a partir de registros a hueco abierto realizados por otra

empresa. Los resultados del análisis petrofísico realizado con el programa C.R.A.

correspondiente al POZO-2, de la formación Hollín Inferior, se muestra en la figura

4.18.




Hollín Inferior: La formación de interés del POZO-2 corresponde al intervalo de

7604-7714 pies, se tiene una buena porosidad en toda la sección con un

164

promedio del 20%, mientras que en la litología se tiene un predominio de arena y

volúmenes de arcillas, no se presentan calizas en la composición litológica.

El dato de saturación de agua promedio en la zona, provisto por la empresa

operadora del pozo (obtenido por la misma, previamente de los registros a hueco

abierto), es Sw = 40%, considerando este dato, el resultado de porosidad

recalculada por medio del C.R.A. y el espesor total de la sección, se concluye que

la formación es una zona óptima para la prospección de hidrocarburo.


mediante el programa C.R.A. para la zona de interés del POZO-2.


C.R.A.

Formación Tope (pies)

Base (pies)

Espesor (pies)

Porosidad (%)

Saturación

Sw (%)

So (%)

Hollín Inferior 7604 7714 110 19,79 40 60

Fuente: Registro de “Analisis Complejo de Reservorio” C.R.A. del Pozo-2.


Estos resultados del análisis petrofísico del POZO-2 cumplen con el objetivo por

el que se realizó este análisis, que es recalcular las reservas con la porosidad

obtenida de la zona de interés.


CON APLICACIONES GEOLÓGICAS

Según el tipo de datos disponibles, el POZO-5 es el único al que se le ha

realizado una aplicación geológica, ya que es el único que dispone de un registro

de imagen generado, que es necesario para correlacionarlo con el análisis de la

traza acústica procesada.

165

4.2.1. DETECCIÓN Y ORIENTACIÓN DE BUZAMIENTO Y FRAC TURAS

La figura 4.19 muestra la traza acústica procesada y la imagen del pozo,

correspondiente a la arena Basal Tena del P0ZO-5 para realizar la detección y

orientación de buzamiento y fracturas.

Figura 4.19 Traza Acústica e Imagen correspondiente a la Formación Basal Tena del

POZO-5.

Fuente: Traza Acústica e Imagen Generada del Pozo-5.

166

En la figura 3,19, a continuación de la traza, se tiene una escala de profundidad

junto a la que está la columna correspondiente al registro Gamma Ray , que tiene

una escala de 0 a 200 grados Gamma-API más abajo en esta columna se

observa una escala de colores correspondiente también al Gamma Ray, que va

del blanco al negro, pasando por las tonalidades amarillas, naranjas, marrones y

cafés, estás tonalidades son cualitativas y corresponden a una escala de valores

de 0 GAPI (Blanco) a 150 GAPI (Negro), esto sirve para que en la traza del

Gamma Ray se pueda apreciar con facilidad las diferentes tendencias litológicas a

lo largo de las distintas zonas que atraviesa el pozo.

La siguiente columna muestra la imagen del pozo, esta utiliza la misma escala de

colores ya mencionada, y además una escala de 0º a 360º que cubre la

circunferencia del pozo, donde son descritas 4 trazas de imagen del pozo que

tienen 90º de fase (distanciamiento angular) entre sí, cada una de estas muestra

su respuesta respecto a la escala de colores (Gamma Ray) de manera

independiente, además se puede analizar el buzamiento de las formaciones.

Las dos últimas columnas corresponden al rumbo, donde en la primera se

presenta un círculo cada 50 pies, en el que se grafican de manera concéntrica en

color rojo, todas las variaciones del rumbo registradas, correspondientes a este

intervalo, mientras que en la siguiente columna se representan los cambios de

rumbo registrados cada dos pies, por lo tanto donde no se presenta una variación

en el rumbo, no se ven estos marcadores de cambio de rumbo: “ “ .

Analizando la arena Basal Tena que corresponde al intervalo de 3525 a 3550 pies

presentado en la figura 4.19, la observación de la traza acústica dipolar señala

que la amplitud de los arribos de los distintos tipos de ondas se presenta bastante

regular y no se presentan atenuaciones en la energía de la onda de corte, lo que

permite inferir que no existen fracturas, esto es corroborado por la imagen

generada del pozo donde la estructura muestra un ambiente tranquilo post

deposicional, es decir, que posterior a la sedimentación de la formación analizada

no se presentaron fenómenos tectónicos propios de la orogénesis de la Tierra que

afectaran dicha estratigrafía, y presenta un buzamiento de formación de 3 grados

167

de magnitud en promedio, a la vez que se observa un rumbo predominante Norte

- Noroeste.

Cabe señalar que en la traza acústica alrededor de los 3544 pies se observa una

atenuación general de los arribos, esto se interpreta como la zona de transición

agua petróleo, mas no presencia de posibles fracturas.


CON APLICACIONES GEOMECÁNICAS

Los pozos cuyos datos son adecuados para aplicaciones geomecánicas, son:

POZO-6, POZO-7 y POZO-8, estos pozos pertenecen al mismo campo y

disponen de registros acústicos dipolares cruzados además de los registros de

densidad, neutrón, etc. para la determinación de la litología, lo que hace viable el

cálculo de las propiedades mecánicas de las rocas a partir de sus datos, y por lo

tanto se realizó un análisis geomecánico, utilizando el programa L.M.P. explicado

en el capítulo III, y de esta manera definir las direcciones de los esfuerzos

horizontal máximo y horizontal mínimo para definir la orientación de cañoneo para

control de producción de arena y para estimulación de fracturamiento hidráulico,

según se requiera.

En el caso del POZO-6 se ha realizado el análisis para la arena Hollín Superior

que está definida de los 9806 a los 9860 pies (ver Tabla 2.11), se seleccionó la

misma para el análisis y posterior cañoneo debido principalmente a que su

porosidad promedio es la más alta que se presenta en este pozo 13,86% (ver

Tabla 3.15), su espesor de 54 pies y su alta resistividad señala presencia de

hidrocarburo, además de que el procesamiento de los datos dio resultados útiles

para aplicaciones (ver Tabla 3.7), utilizando el programa L.M.P. se obtiene como

resultado que la dirección del esfuerzo horizontal máximo, σHmax es Sur 70º Este,

como se muestra en la figura 4.20.

168

Figura 4.20 Dirección del Esfuerzo Horizontal Máximo σHmax utilizando el programa

L.M.P. para la arena Hollín Superior correspondiente al POZO-6.

Fuente: Análisis Geomecánico del POZO-6.

Debido al resultado obtenido, y con el objetivo de control de producción de arena

se debe usar la orientación de cañoneo, que se ubica en las direcciones más

desplazadas del esfuerzo máximo y de los derrumbes o breackouts, como se

explica en la sección 3.4.3 del presente estudio, denominado como patrón de

cañoneo-X, que se muestra en naranja en la figura 3.22, por lo tanto como el

esfuerzo horizontal máximo, σHmax es Sur 70º Este, el patrón de cañoneo se debe

orientar en dirección Norte 65º Este, como se muestra en la figura 4.21 en naranja.

σσσσHmax

σσσσhmin

169


Arena Hollín Superior correspondiente al POZO-6.


Para el POZO-7 se ha realizado el análisis para la arena T Superior que está

definida de los 9680 a los 9704 pies (ver Tabla 2.12), se seleccionó la misma

para el análisis y posterior cañoneo debido principalmente a que su porosidad

promedio es considerable y una de las más altas que se presentan en este pozo

11,61% (ver Tabla 3.16), su espesor de 24 pies y su alta resistividad señala

presencia de hidrocarburo, además de que el procesamiento de los datos dio

resultados útiles para aplicaciones (ver Tabla 3.8), utilizando el programa L.M.P.

FFrraaccttuurraa

σHmax

170

σσσσHmax

σσσσhmin

se obtiene como resultado que la dirección del esfuerzo horizontal máximo,σHmax

es Norte 88º Este, como se muestra en la figura 4.22.


L.M.P. para la arena T Superior correspondiente al POZO-7.


Debido al resultado obtenido, y con el objetivo de control de producción de arena

se debe usar la orientación de cañoneo, que se ubica en las direcciones más

desplazadas del esfuerzo máximo y de los derrumbes o breackouts, al igual que

en el caso anterior se utiliza el patrón de cañoneo-X, por lo tanto como el esfuerzo

horizontal máximo, σHmax es Norte 88º Este, el patrón de cañoneo se debe


171


Arena T Superior correspondiente al POZO-7.


El último análisis geomecánico se lo realiza al POZO-8, se realiza el análisis

seleccionando la arena U Inferior que está definida de los 9434 a los 9466 pies

(ver Tabla 2.13), la misma que será cañoneada luego de obtenerse los resultados

del mismo, la arena U Inferior tiene una alta porosidad de 18,35% (ver Tabla 3.17),

su espesor de 32 pies que son los mayores presentados en este pozo, además su

muy alta resistividad dan muy buenas expectativas respecto a su prospección, se

suma a esto que el procesamiento de los datos dio resultados muy buenos para

FFrraaccttuurraa

σHmax

172

su uso en aplicaciones (ver Tabla 3.9), utilizando el programa L.M.P. se obtiene

como resultado que la dirección del esfuerzo horizontal máximo,σHmax es Sur 82º

Este, como se muestra en la figura 4.24.


L.M.P. para la arena U Inferior correspondiente al POZO-8.


Al igual de los casos anteriores el objetivo es el control de producción de arena

por lo que nuevamente se debe usar la orientación de cañoneo, que se ubica en

las direcciones más desplazadas del esfuerzo máximo y de los derrumbes o

breackouts, denominado como patrón de cañoneo-X, por lo tanto como el

esfuerzo horizontal máximo, σHmax es Sur 82º Este, el patrón de cañoneo se debe


σσσσhmin

σσσσHmax

173


Arena U Inferior correspondiente al POZO-8.


FFrraaccttuurraa

σHmax

174

CAPÍTULO V

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

Para llegar a desarrollar las herramientas acústicas de última tecnología, las

primeras herramientas evolucionaron en base a la profundización del estudio de la

teoría acústica y a la mejoría en las características de los transductores

(transmisores y receptores) monopolares, así como al desarrollo y aplicación de

los transductores dipolares.

Se evidencia la importancia que tiene la solidez de los conocimientos del

elemento humano responsable de la recepción y procesamiento de los datos

acústicos de campo, para la determinación de los intervalos de interés, paso de

vital importancia para la obtención de resultados realistas y confiables.

El procesamiento digital de los datos de interés es una secuencia de pasos y lo

realizan los programas computacionales especialmente diseñados para este

objetivo, por lo tanto el conocimiento del manejo adecuado de los mismos así

como el ingresar los parámetros adecuados para que estos programas

desempeñen correctamente su función es de gran importancia.

Los datos resultantes del procesamiento han sido satisfactorios en la totalidad de

las zonas de interés en que se efectuó aplicaciones garantizando que la

secuencia de procesamiento se efectuó correctamente en cada uno de sus pasos

y dando una mayor confiabilidad de los resultados obtenidos.

A partir de los resultados obtenidos de las diferentes aplicaciones realizadas en

cada pozo se concluye que:

La zona de mayor interés para producir en el POZO-1 es U Inferior, con un

Espesor de Interés de 41 pies, Porosidad Promedio de 12,40% y una Saturación

de Petróleo de 48,53%.

175

La zona de producción Hollín Inferior del POZO-2 (definida previamente al

presente proyecto), tiene un Espesor de 110 pies, y se obtuvo una Porosidad

Promedio de 19.79% y Saturación de Petróleo de 60%.

La zona de mayor interés para producir en el POZO-3 es U Inferior, con un

Espesor de Interés de 41 pies, Porosidad Promedio de 15% y una Saturación de

Petróleo promedio de 59,3%, además el análisis de hidrocarburos ligeros indica

cualitativamente que no existe gas libre en la zona.

La zona de mayor interés para producir en el POZO-4 es Basal Tena, con un

Espesor de Interés de 18 pies, Porosidad Promedio de 21% y una Saturación de

Petróleo de 75,8%.

En el POZO-5, la Aplicación Geológica realizada a la zona Basal Tena, muestra

que no existen fracturas, presenta un buzamiento de tres grados, y un rumbo

predominante Norte-Noroeste, además es una sección geológica muy estable.

En el POZO-6, la Aplicación Geomecánica realizada a la zona Hollín Superior,

muestra que la dirección del esfuerzo horizontal máximo es Sur 70º Este.

En el POZO-7, la Aplicación Geomecánica realizada a la zona T Superior,

muestra que la dirección del esfuerzo horizontal máximo es Norte 88º Este.

En el POZO-8, la Aplicación Geomecánica realizada a la zona U Inferior, muestra

que la dirección del esfuerzo horizontal máximo es Sur 82º Este.

La aplicación petrofísica de los registros acústicos en cuestión realizando una

evaluación de porosidad, saturación y litología compleja, da como resultado un

modelo volumétrico claro y muy simple de comprender, además dicho resultado

ya considera y realiza las correcciones debidas a todos los factores perturbadores

de las mediciones acústicas según el caso, por lo que los resultados obtenidos

son bastante fiables y prácticos.

176

Las aplicaciones geológicas son la combinación de la tecnología de los acústicos

dipolares con la generación de imágenes de pozo, y proveen una clara y útil

información estratigráfica y estructural, fácil de visualizar, como el ángulo de

buzamiento y la presencia de fallas.

Las aplicaciones geomecánicas tienen una gran variedad de aspectos para

conocer a mayor detalle los eventos que suceden en el pozo, considerándolo

como un sistema dinámico, con cambios físico-químicos, atribuidos a fenómenos

tectónicos, sísmicos y la geología estructural.

Las aplicaciones geológicas y geomecánicas a partir de los registros acústicos

como se puede notar en el presente estudio, casi no se han realizado en la

Cuenca Oriente Ecuatoriana, este poco aprovechamiento de esta importante

herramienta para la optimización de la producción de hidrocarburo, se debe a la

poca difusión de esta tecnología y de los beneficios que esta ofrece, su costo es

relativamente mayor respecto a los acústicos convencionales, pero esto se ve

compensado con los beneficios que se pueden obtener de los resultados.

5.2. RECOMENDACIONES

En los Pozos: POZO-1, POZO-3 y POZO-4, en base a los resultados, se

recomienda producir de las zonas U Inferior correspondientes a los dos primeros

pozos mencionados y Basal Tena para el POZO-4. Mientras que en el caso del

POZO-2 se debe recalcular las reservas.

En el POZO-5, debido a las condiciones geológicas que presenta Basal Tena, es

recomendable realizar un fracturamiento hidráulico.

En el POZO-6, se recomienda cañonear siguiendo el patrón X, en la dirección

Norte 65º Este.

177


Norte 43º Este.


Norte 53º Este.

Es recomendable una mayor difusión de este tipo de tecnología para que la

industria la aproveche como una valiosa herramienta para la mejoría en la

producción hidrocarburífera.

Se debe organizar cursos en donde se imparta los fundamentos básicos y

aplicaciones de esta tecnología con el objetivo de que tanto los estudiantes como

los profesionales se familiaricen con la misma y puedan tenerla como una opción

en el campo de registros eléctricos.

Se recomienda la utilización de esta tecnología para aprovechar la facilidad de

interpretación de resultados gracias a la manera clara de visualizarlos, ya que

esto acelera la toma de decisiones para emitir mejores criterios en la optimización

de la producción.

178

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Baker Atlas, BAKER HUGHES, Distrito Ecuador; Archivo de Registros de

Pozos.

Baker Atlas, BAKER HUGHES, Ed l. Bigelow; “Introduction to Wireline Log

Analisis”; 1995.

Baker Atlas, BAKER HUGHES; “ Acousting Logging Applications” 2003.

BENDECK Jorge Olivella, A.G.G.; “Una Herramienta Para La Evaluación de

Formaciones”; 1993.

GÓMEZ German, Baker Atlas; “Nuevas Tecnologías en la Evaluación de

Formación”, 2002.

PIRSON Sylvain, “Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos”, 1994.

Western Atlas, Atlas Wireline Services; “Log Interpretation Charts”; 1985.

M. FONT-ALTABA, “Atlas de Geología”·, 1987.

PAZMIÑO Jorge, “Fundamentos de la Teoría del Fracturamiento Hidráulico”,

2004.

SCHON, J.H., Handbook of Geofisical Exploration, vol 18, “Physical

Properties of Rocks”, 1998.

RUIZ, F.,ABASS, H., “Parámetros Elásticos, Esfuerzos, Fracturamiento

Hidraulico y Estabilidad de Hoyo en el Pozo GUN-IX”, 1997.

179

ANEXOS

180

ANEXO 2.1 REGISTRO DE SECCIÓN DE INTERÉS

CORRESPONDIENTE AL POZO-2

181

Hollín Inferior; Intervalo: 7604 – 7714 pies. Nota: Esta zona no presenta registros de resistividad ya que el pozo se registró a

hueco entubado, el mismo había sido previamente registrado a hueco abierto y

definida la zona de interés por otra compañía de servicios, Baker Atlas tomó

nuevos registros, por lo que no se registró resistividad.

182

ANEXO 2.2 REGISTRO DE SECCIONES DE INTERÉS

CORRESPONDIENTES AL POZO-3

183

Arena U Inferior; Intervalo: 9838 – 9880 pies. Arena T Superior; Intervalo: 10060 – 10098 pies.

184

Arena T Inferior; Intervalo: 10100 – 10152 pies.

185


CORRESPONDIENTES AL POZO- 4

186

Arena Basal Tena; Intervalo: 9094 – 9112 pies. Arena U Superior; Intervalo: 9828 – 9862 pies.

187

Arena U Inferior; Intervalo: 9940 – 9966 pies. Arena T Inferior; Intervalo: 10152 – 10250 pies.

188

ANEXO 2.4 REGISTRO DE SECCIÓN DE INTERÉS


189

Arena Basal Tena; Intervalo: 3526 – 3550 pies.

190

ANEXO 2.5

REGISTRO DE SECCIONES DE INTERÉS CORRESPONDIENTES AL POZO-6

191

Arena U Inferior; Intervalo: 9420 - 9440 pies.

Arena T Superior; Intervalo: 9560 - 9580 pies.

192

Arena T Inferior; Intervalo: 9648 - 9670 pies. Arena Hollín Superior; Intervalo: 9806 - 9860 pies.

193

Arena Hollín Inferior; Intervalo: 9870 - 9890 pies.

194



195

Arena U Superior; Intervalo: 9434 - 9452 pies. Arena U Inferior; Intervalo: 9620 – 9670 pies.

196

Arena T Superior; Intervalo: 9680 - 9704 pies.

Arena Hollín Superior; Intervalo: 9818 - 9847 pies.

197


198



199


200

Arena T Superior; Intervalo: 9574 - 9592 pies. Arena Hollín Superior; Intervalo: 9858 - 9872 pies.

201


202

ANEXO 3.1 TRAZAS RESULTANTES DEL PROCESAMIENTO

DE DATOS DE LAS SECCIONES DE INTERÉS CORRESPONDIENTES AL POZO-1

203

Arena Basal Tena; Intervalo: 8781 - 8804 pies. Arena U Superior; Intervalo: 9528 – 9550 pies.

204

Arena U Inferior; Intervalo: 9584 – 9646 pies. Arena T Superior; Intervalo: 9836 – 9878 pies.

205

Arena T Inferior; Intervalo: 9874 – 9928 pies. Arena Hollín Superior; Intervalo: 10044 – 10072 pie s.

206

Arena Hollín Inferior; Intervalo: 10084 - 10130 pie s.

207

ANEXO 3.2

TRAZA RESULTANTE DEL PROCESAMIENTO DE DATOS DE LA SECCIÓN DE INTERÉS


208

Arena Hollín Inferior; Intervalo: 9604 – 9714 pies.

209


DE DATOS DE LAS SECCIONES DE INTERÉS CORRESPONDIENTES AL POZO-3

210

Arena U Inferior; Intervalo: 9838 – 9880 pies.

211

Arena T Superior; Intervalo: 10060 – 10098 pies. Arena T Inferior; Intervalo: 10100 – 10152 pies.

212


DE DATOS DE LAS SECCIONES DE INTERÉS CORRESPONDIENTES AL POZO- 4

213

Arena Basal Tena; Intervalo: 9094 – 9112 pies. Arena U Superior; Intervalo: 9828 – 9862 pies.

214

Arena U Inferior; Intervalo: 9940 – 9966 pies. Arena T Inferior; Intervalo: 10152 – 10250 pies.

215



216

Arena U Inferior; Intervalo: 9420 - 9440 pies. Arena T Superior; Intervalo: 9560 - 9580 pies.

217

Arena T Inferior; Intervalo: 9648 - 9670 pies. Arena Hollín Superior; Intervalo: 9806 - 9860 pies.

218


219

ANEXO 3.6

TRAZAS RESULTANTES DEL PROCESAMIENTO DE DATOS DE LAS SECCIONES DE INTERÉS


220


221


222


223



224

5

5


225


5

5

226

5


ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/583/1/CD-0877.pdf · 2019. 4....

Documents

Transcript of ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/583/1/CD-0877.pdf · 2019. 4....