Marco teórico

Registro eléctricos a hueco abierto

Es una medida a lo largo del hueco en pies bajo la mesa rotatoria (u otro datum de referencia). Cuando la punta de la sarta toca la mesa rotatoria la medida de profundidad es cero. En pozos verticales la profundidad medida (MD) es igual a la profundidad vertical verdadera (TVD). En pozos desviados se necesita un registro de desviación (survey) para calcular la profundidad vertical. La longitud del cable en el hueco se mide con una precisión de±0,1%.

Tipos de Registros Básicos

• Espesor del reservorio (Gamma Ray, Spontaneous Potential)

• Porosidad (Density, Neutron, Sonic)

Se usan para calcular porosidad, identificar litologías y diferenciar aceite de gas.

• Resistividad (Laterolog, Induction, Microresistivity)

Junto con los registros de porosidad se usan para calcular saturaciones de hidrocarburos.

Otros tipos de registro son:

Side wall sampler: Toma muestras de roca las cuales se usan para confirmar litología y tipo de fluido.

Formation tester: Mide presiones de formación y puede recuperar muestras de fluidos.

Dipmeter: Mide rumbo y buzamiento de las capas

Checkshot & VSP: Usado para calibrar sísmica

FMI, UBI: Ofrecen una imagen del hueco basadas en conductividad y reflexión acústica de la roca.

Potencial Espontáneo

El SP es un registro de los potenciales naturales terrestres, que se producen entre un electrodo móvil dentro del pozo (A) y un electrodo fijo en superficie (B).

Enfrente de lutitas, la curva de SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas.Enfrente de formaciones permeables, la línea muestra deflexiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante, definiendo así una línea de arenas.Ésta curva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar capas permeables, correlación de capas, determinar la resistividad del agua de formación y una estimación aproximada del contenido de arcillas.

Las deflexiones de la curva del SP provienen de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo.

El SP tiene 2 componentes: un componente Electrocinético y un componente Electroquímico.

a) El Componente Electrocinético.

Este componente se conoce también como potencial de corriente o potencial de electro- filtración. Se produce cuando un electrolito fluye debido a que una solución es forzada por presión diferencial a fluir a través de un medio poroso, permeable no metálico (membrana).

b) El Componente Electroquímico

Este potencial se produce por contacto de soluciones de diferentes salinidades. El contacto puede ser directo o a través de una membrana semi-permeable como las lutitas. De acuerdo con el tipo de contacto el potencial puede ser: Potencial de contacto de líquidos o potencial de membrana.

Potencial de Contacto de Líquidos

Tiene lugar en el límite entre la zona lavada y la zona virgen, no hay lutitas separando las dos soluciones. Tanto los aniones como los cationes pueden pasar de una solución a otra.

Debido a que la salinidad del agua de formación es más alta, tanto los cationes Na+ y los aniones Cl- migrarán hacia el filtrado del lodo. El ión Na+ es comparativamente mayor y arrastra 4.5 moléculas de agua. El ión Cl- es más pequeño y arrastra solo 2.5 moléculas de agua. De allí que el Cl- migrará más fácilmente que los iones Na+.

El resultado es un incremento de las cargas positivas dejadas en el agua de formación, estas cargas restringen la migración de Cl- hacia la zona lavada esto equivale a un flujo de corriente convencional en la dirección opuesta.

Potencial de Membrana

Debido a la estructura laminar de la arcilla y a las cargas en las láminas, las lutitas son permeables a los cationes Na+ pero impermeables a los aniones Cl-,es decir actúan como membranas selectivas por esto el potencial a través de las lutitas se llama potencial de membrana.

Potencial electrocinético

El paso de una solución de resistividad eléctrica ρ y viscosidad η a través de un medio capilar o poroso, puede generar un gradiente de potencial eléctrico a lo largo de la trayectoria del flujo. Este potencial es lo que se conoce como Potencial electrocinético.

Según Dakhnov, la génesis de este potencial se debe a la adsorción preferencial de iones de la misma polaridad (en general aniones) en la superficie de los granos, formando una capa fija. Como respuesta a este fenómeno, se produce un enriquecimiento por parte del fluido intersticial de iones de polaridad opuesta formando otra capa (en este caso móvil), de forma que en presencia de un gradiente hidráulico, el movimiento del agua intersticial y por tanto de la capa móvil, genera una carga neta de separación en la dirección del movimiento. Estas dos capas es lo que se conoce como la doble capa de Helmotz.

LA CURVA SP

La curva de potencial espontáneo (SP) es un registro de fenómenos físicos, que ocurren naturalmente en las rocas de una formación o reservorio dado.

La curva del SP registra el potencial eléctrico producido por la interacción entre el agua de formación, el fluido de perforación (conductivo) y lutitas, este voltaje es resultado de una corriente continua que se genera en dichos bordes por la diferencia de salinidad.

La pendiente de la curva de SP es proporcional a la intensidad de corriente del SP en el lodo del pozo a ese nivel, dichas intensidades de corriente están al máximo en los límites de las formaciones permeable.

La forma de la curva del SP y la amplitud de la deflexión enfrente a la capa permeable dependen de varios factores.

FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA SP

Los factores que afectan la distribución de las líneas de corriente del SP y las disminuciones de potencial que tienen lugar en cada uno de estos medios a través de los que fluye la corriente de SP son:

Tipo de fluido de perforación utilizado (lodo), es decir conocer sus características

de salinidad.

Diámetro de invasión de la zona contaminada con lodo.

Espesor de capa h.

Resistividad verdadera Rt de la capa permeable (formación).

Baja permeabilidad.

Inclusiones de lutitas, presentes como cuñas dentro la capa permeable.

Diámetro del agujero.

Temperatura.

Fracturas y fallas.

USOS DE LA CURVA DE POTENCIAL ESPONTANEO

Determinar valores de Rw (resistividad del agua de formación).

Seleccionar zonas permeables, solo cualitativamente no proporciona un valor de

K, ni compara permeabilidades.

Estimar el contenido arcilloso de la roca reservorio.

Correlacionar unidades litológicas y ayuda a definir modelos depositacionales.

Identificación de pasos de falla.

Ayuda a definir arenas drenadas.

Gamma Ray

Se basa en la medición de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayores el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).

Se lee de izquierda a derecha (->). Si el GR es bajo indica bajo contenido de arcilla y si es alto indica alto contenido de arcilla. La unidad de medida es en grados API, con un

rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API. Sirve para calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh), para estimar tamaño de grano y diferenciar litologías porosas de no porosas. Puede utilizarse en pozos entubados

Registro de Espectrometría (NGS)

El registro de espectrometría o GR espectral sirve para determinar el tipo de arcillas que contiene una formación. Se basa en la relación de proporciones de los tres minerales radiactivos principales: potasio (K), torio (Th) y uranio (U).

ELEMENTOS QUE AFECTAN LOS REGISTROS DE GAMMA RAY

1. La radioactividad de la formación

2. La densidad de la formación

3. Peso del fluido

4. Tamaño de la herramienta

5. Posición de la herramienta

6. Caising

APLICACIONES PRINCIPALES DE LOS REGISTROS DE GAMMA RAY:

1. Correlación de pozo a pozo

2. Indicación de esquisto en las formaciones

3. depósitos de minerales radioactivos

4. Calcular el volumen de esquisto en las formaciones

5. Para sustituir al SP cuando este no sirve

6. Determinaciones de profundidad

7. Correlación de pozo abierto a pozo cerrado

8. Posición de cañones

9. Producción de agua en pozos viejos

Densidad

El registro densidad o density utiliza el fenómeno físico de dispersión y absorción del registro gamma ray,para relacionar la densidad de electrones de una formación con la densidad física in situ de la misma; como parte de la interpretación geofísica de una zona.

Ésta técnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la formación. La medición de la densidad de la formación, también se aplica en la identificación de minerales, detección de gas, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas en la determinación de arcillas petrolíferas.

Una fuente de rayos gamma bombardea la roca; estos rayos colisionan con los electrones en la formación, perdiendo energía. La cantidad de estos GR atenuados a una distancia fija es inversamente proporcional a la densidad de electrones de la formación.

De la densidad de electrones se calcula la densidad total (bulk density).

Ésta técnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la formación. La medición de la densidad de la formación, también se aplica en la identificación de minerales, detección de gas, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas en la determinación de arcillas petrolíferas.

El registro de la density mide la densidad de los electrones, la cual es proporcional a la densidad física de la masa de la formación. La medida básica de la herramienta es la densidad ρb medida en gr /cm3(Schulumberger, 1989).

La ecuación muestra una relación entre la la densidad bulk ( ρb) y de la porosidad de la formación, la cual puede ser escrita nuevamente como:

Donde ρma depende de la litología,ρb es medido por el perfil y ρ f depende del tipo de fluido que ocupa el volumen poroso (filtrado de lodo de perforación).

RHOB: densidad total

DRHO: corrección de la lectura (función del espesor de la torta y de la densidad

DPHI: densidad real; es derivada de la curva RHOB

Desventajas

La porosidad obtenida a partir del registro density, necesita ser corregida por efectos del hueco (rugosidad) y por el espesor de la torta de lodo o revoque, que ocasiona valores de porosidad que no son representativos de la zona para ciertas correcciones ∆ ρ . Además solo se puede determinar si se conocen las ρma y ρ f ; si estas se escogen mal, los valores de porosidad no serán reales.

Factores que afectan el perfil

1. Litología

2. Arcilla

3. Tipo de fluido

4. Petróleo

5. Agua

6. Gas

7. Efecto del hueco

Aplicaciones del perfil

El registro density resulta útil para:

1. Calculo de la porosidad total de una formación, incluyendo la porosidad secundaria de la misma

2. Para determinar litologías

3. Para localización de zona gasíferas

4. Junto con el registro neutrón permite determinar contactos gas-agua o gas-aceite

5. Calculo de propiedades mecánicas de las rocas y magnitud del esfuerzo vertical

Neutrón

Los perfiles neutrónicos son utilizados principalmente para determinar la porosidad en las formaciones permeables, así como para determinar su porosidad, este tipo de registros responde inicialmente a la cantidad de hidrogeno presente en la formación; por lo tanto en formaciones limpias cuyos poros pueden estar llenos de agua, gas o petróleo, este perfil neutrónico nos da el valor aproximado del espacio real o bien el volumen de poros llenos de fluidos.

La fuente y dos detectores están montados en una herramienta, la cual está presionada contra las paredes del hueco. De la relación de neutrones detectados por los detectores (lejano y cercano), se determina empíricamente la cantidad de átomos de hidrogeno en la formación.

La herramienta asume que todos los átomos de H están presentes en el espacio poroso (agua o HC). La herramienta está calibrada para leer porosidad en calizas saturadas con agua. Estas porosidades son computadas en unidades de porosidad (p.u.).

• A través de calizas con contenido de agua el registro entrega la porosidad real. A través de areniscas o dolomitas con contenido de agua y/o aceite, el registro debe corregirse por litología para calcular la porosidad real.

•El gas tiene una concentración de hidrógeno más baja que el petróleo o el agua debido a su baja densidad. Por consiguiente en zonas de gas, la herramienta registra un valor de NPHI más bajo que la porosidad real.

•Las arcillas tiene agua ligada en su estructura, pero esta agua es inmóvil y NO representa porosidad efectiva.

FACTORES QUE AFECTAN LAS LECTURAS

-Diámetro del hoyo: Mientras mayor sea el diámetro del hoyo, mas neutrones serán capturados en el lodo y por lo tanto disminuirá la intensidad de los rayos de captura que llegan al detector. Esto trae como consecuencia indicaciones falsas de porosidad.

- Salinidad del lodo: Cuando el lodo presenta altas concentraciones de sales se tiene una alta sección de captura de neutrones, debido a que hay mayor presencia del ion cloro.

-Efectos de formación: la cantidad de arcilla presente dentro de las formaciones permeables afectara las lecturas debido a que estas tienen gran cantidad de agua confinada y por lo tanto presentaran un elevado índice de hidrogeno; en estas condiciones, se registraran porosidades erróneas.

-Propiedades de los fluidos: El fluido presente en la formación dentro del radio de

Investigación de la herramienta afectara la respuesta del perfil dependiendo de su índice de hidrogeno. El petróleo y el agua tienen índices de hidrogeno similares. El gas en cambio, tiene un índice muy bajo y por tanto su efecto vendrá manifestado por una disminución calculada en ese punto. Si la invasión ha sido muy efectiva, en ocasiones será imposible detectar el gas mediante el perfil neutrónico.

SENCIBILIDAD A EFECTOS AMBIENTALES

-Diámetro del pozo: El efecto del diámetro del pozo puede tener un efecto apreciable en la lectura del perfil. En general, cuando densidad y neutrón son corridos combinados, esta corrección es efectuada automáticamente utilizando el, diámetro del calibrador del perfil de densidad que, en pozos ovalados, mide el diámetro máximo del pozo.

- Espesor del revoque: Existe un efecto residual por espesor del revoque ya que el "ratio" no es completamente insensible a la presencia del revoque.

-Salinidad del lodo: Es la corrección por el efecto del cloro en el lodo, originada en su gran sección transversal de captura para neutrones termales.

-Salinidad en la formación: Es la corrección por el efecto del cloro en la formación, originada en su gran sección transversal de captura para neutrones termales.

- Densidad del lodo: Es la corrección por el efecto de la densidad del lodo, que disminuye el valor de porosidad del perfil. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la densidad del lodo.

-Separación herramienta/pared del pozo: El efecto de la separación entre la herramienta de perfilaje y la pared del pozo puede afectar apreciablemente la lectura del perfil. Es la corrección por el efecto del lodo entre la herramienta y la formación, originada por la presencia de un separador o "stand-off" que normalmente es de 0.5.

-Presión hidrostática: Es la corrección por el efecto de la presión hidrostática dentro del pozo, que aumenta el valor de porosidad del perfil. Su importancia aumenta al aumentar la porosidad y el valor de la presión hidrostática en el lodo.

- Temperatura del lodo: El efecto de la temperatura del lodo puede tener un efecto apreciable en la lectura del perfil. Este efecto es mayor a altas porosidades y aumenta con la temperatura del lodo. Las compañías que prestan servicios de perfilaje publican gráficas que permiten efectuar las correcciones mencionadas, así como por arcillosidad y efecto de hidrocarburos livianos.

Combinación Densidad/Neutrón

Las herramientas Densidad y Neutrón determinan porosidad de una reservorio, pero lo hacen midiendo cantidades diferentes:

– Densidad mide densidad total– Neutrón mide densidad de hidrógeno

Por esta razón estas herramientas reaccionan diferente a fluidos de poro y litologías.

En reservorios con contenido de gas la porosidad neutrón es menor y la densidad se reduce (aumenta la porosidad densidad). La separación resultante con Neutrón a la derecha y Densidad a la izquierda se llama separación de gas.

Las lodolitas tienen un efecto invertido (separación de shale). Debido al agua que está químicamente adjunta a las partículas de arcilla, la herramienta neutrón registra alta porosidad, donde en realidad no existe porosidad efectiva.

Registro sónico

Los registros acústicos para la evaluación de la formación pueden ser definidos como el reporte de uno o más parámetros del viaje de las ondas acústicas para la estimación de propiedades fundamentales de las rocas como porosidad, saturación, entre otros (Jordan and Campell, 1986). Adicionalmente la medida de la velocidad obtenida a partir de estos puede ser utilizada para cálculo de propiedades mecánicas de las rocas, por ejemplo la resistencia compresiva no confinada (UCS) relación de Poisson, entre otras

El perfil sónico mide el tiempo de tránsito de una onda de compresión (onda P, una onda de cizalla (onda S) o una onda Stoneley, a través de la formación. El tiempo de

tránsito de intervalo ∆ t es el recíproco de la velocidad de la formación y se expresa en

microsegundos por pie (μsecft

) para evitar pequeñas fracciones decimales

Ondas compresivas (Ondas P)

También llamadas de modo compresional normal u ondas primarias. Son un tipo de onda sísmica rápida con velocidades entre 4-7 km/s proveniente de una fuente monopolar, que viaja a través de la pared del pozo.

Ondas de cizallamiento

También llamadas transversales, rotacionales, distorsiónales, secundarias u ondas S. Se generan por la conversión de la onda compresional cuando se refracta en la cara del pozo. Se convierte nuevamente a una onda P cuando se refracta a través del pozo, para alcanzar el detector de la herramienta.

Registro sónico (BHC)

El registro sónico BHC (Borehole compensated), es empleado principalmente para determinar la porosidad de una formación, para lo cual el dispositivo tiene un trasmisor que emite ondas acústicas que se propagan a través de la formación y de los fluidos contenidos en ella.

La herramienta sónico mide el tiempo qu a un pulso acústico al viajar a través de la formación (Δtlog). Los resultados se despliegan en μs/pie (o μs/m).

Esta medida de tiempo de viaje en la formación puede interpretarse en términos de velocidad sísmica de la formación, la cual es un parámetro esencial en la conversión tiempo-profundidad de datos sísmicos. El tiempo de viaje (de la onda P) también puede usarse para estimar la porosidad de la formación.

La ecuación de tiempo promedio asume que el tiempo de viaje es una combinación lineal de los tiempos de viaje de la matriz (Δtma) y del fluido de poro (Δtf):

Δtlog = Φ*Δtf + (1-Φ)*Δtma

Para calcular la porosidad se usa la siguiente fórmula:

Φ = (Δtlog – Δtma) / (Δtf – Δtma)

Δtf: lodo = 189 μs/pie 620 μs/mΔtma: arenisca = 55 μs/pie 182 μs/m caliza = 47 μs/pie 156 μs/m dolomita = 43 μs/pie 143 μs/m

Porosidad secundaria:}

La presencia de porosidad secundaria (fracturas, vugs) tiene el efecto de reducir la cantidad de energía acústica q alcanza el receptor. En otras palabras, el registro sónico responde solamente a la porosidad primaria (de matriz). Como la herramienta Densidad mide la porosidad total, una diferencia entre las dos medidas podría indicar la presencia de porosidad secundaria.

Φsec = ΦD – ΦS

Ventajas

Determinación del tiempo de transito compresional.

Su corto espaciamiento la hace una herramienta de menor dificultad para su transporte y posterior manipulación.

La grabación de onda completa

Desventajas

Ya que es una herramienta corta, se presentan varios problemas debido a las condiciones que pudieran presentarse en el pozo.

En formas lentas, el tiempo de transito de las ondas de corte no puede determinarse debido al hecho de ser una herramienta monopolar, este tipo de herramientas tiene limitación

REGISTRO DE IMÁGENES

Miden propiedades físicas en la pared del pozo

La información es convertida en imágenes con colores de los 360 grados de la pared del pozo

Utilidades practicas -Interpretación de estructuras como sedimentologías de los datos de pozos. -Correlacionar los núcleos a las profundidades -Caracterización de facies, procesos diageneticos -Interpretación de fracturas en los yacimientos -Determinar si esas fracturas son naturales y si fueron inducidas durante la perforación.

REGISTROS DE IMAGEN RESISTIVOS

Numerosos ejemplos en los cuales las imágenes de microrresistividad han dado grandes beneficios para el entendimiento y el desarrollo de reservorios incluyen:

La identificación y caracterización de fracturas en yacimientos de gas profundos y no convencionales.

La identificación de intercalaciones de gas en yacimientos no convencionales de baja permeabilidad.

La identificación de esfuerzos característicos in‐situ que resultan cuando se perforan pozos cerca o sobrebalance.

Aplicaciones en yacimientos de turbiditas cuando las estimaciones exactas de la proporción de las unidades de arenas finas en las secuencia es vital.

La caracterización de las fracciones de porosidad secundaria en yacimientos de carbonatos vugulares y fracturados.

APLICACIONES

Zonificación estructural (por análisis de buzamiento) • Interpretación de límites estructurales • Integración del análisis de curvatura con los registros y datos sísmicos • Caracterización del una fractura, la descripción de la fractura y su distribución • Análisis del régimen de esfuerzos y parámetros geomecánicos

• Evaluación de la porosidad secundaria • Determinación del espesor de la arena neta • Determinación de la dirección de las paleo corrientes

CONCLUSIONES

-Los registros de pozo son técnicas que evalúan formaciones, brindando mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo, comparado con la demás técnicas geofísicas.

-Con la ayuda de software moderno la interpretación de datos de los registros de pozo es mucho más sencillo.

-Debido a la velocidad con la que opera ciertos equipos de registro de pozo es posible que se presenten lecturas falsas en capas de formación delgada

-Es importante llevar un registro de pozo, así como una supervisión física al equipo superficial e instalaciones de manera constante

BIBLIOGRAFÍA

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SCHLUMBERGER WELL SERVICE.HOUSTON.TEXAS.1978.FUNDAMENTOS DE LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES.[CITADO 12 DE SEPTIEMPRE DE 2015]

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