Manual Del Participante Registros Geofísicos PRELIMINAR

Registros Geofísicos

1


2

ÍNDICE

OBJETIVO GENERAL ..................................................................................................... 5

INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 6

1. DEFINICIONES BÁSICAS Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS ............................. 7

1.1 Porosidad y tipos de porosidad ............................................................................. 7

1.2 Permeabilidad y tipos de permeabilidad ............................................................. 11

1.3 Temperatura y presión ....................................................................................... 12

1.4 Resistividad ....................................................................................................... 12

1.5 Factor de formación ........................................................................................... 13

1.6 Saturación de fluidos. ......................................................................................... 16

1.7 Zonas de un pozo ............................................................................................... 19

1.7.1 Lodo de Perforación o MUD (M) ....................................................................... 21

1.7.2 Zona de Enjarre o Mudcake (MC) ...................................................................... 21

1.7.3 Zona Lavada o Invalida (MUD FILTRATED, MF) ............................................ 21

1.7.4 Zona de Transición ............................................................................................ 22

1.7.5 Zona virgen o no invadida (verdadera o true) ..................................................... 22

1.8 Temperatura de formación ................................................................................. 22

2. REGISTROS GEOFÍSICOS .................................................................................... 23

2.1 Definición de los registros ................................................................................. 23

2.2 Resolución de los Registros Geofísicos de Pozo (RGP) ...................................... 26

2.3 Presentación de los registros .............................................................................. 28

2.4 Registro Caliper ................................................................................................. 30

2.5 Registro de Potencial Espontáneo ...................................................................... 32

2.6 Registro de Rayos Gamma ................................................................................. 37

2.7 Registro de Densidad ......................................................................................... 43

2.8 Registro de Litodensidad (FACTOR FOTOELÉCTRICO) ................................. 51

2.9 Registro de Neutrón ........................................................................................... 56

2.10 Registro Sónico o Acústico ................................................................................ 63

2.11 Registro de Resitividad y Conductividad ............................................................ 70


3

2.12 Correcciones a los Registros Geofísicos de Rayos Gamma y Resistivos ............. 77

2.12.1 Corrección para RG por efecto del pozo ...................................................... 78

2.12.2 Corrección de resistividad profunda a resistividad verdadera (Rt). .............. 79

3. ARENAS ARCILLOSAS......................................................................................... 82

3.1 Arenas Arcillosas ............................................................................................... 82

3.2 Naturaleza de minerales arcillosos y lutita .......................................................... 85

3.3 Distribución de lutita o arcilla en arenas arcillosas ............................................ 88

3.4 Análisis en arenas arcillosas ............................................................................... 92

3.4.1 Método de Doble Agua, Sin el Registro de Porosidad ........................................ 99

3.4.2 Método de compensación automática sin el Registro de Porosidad ................... 100

3.4.3 Método de compensación automática ............................................................... 101

3.4.4 Método de arcillas dispersas............................................................................. 102

3.4.5 Método de Simandoux (1963) .......................................................................... 104

3.4.6 Método de Fertl (1975) .................................................................................... 105

3.4.7 Método de doble agua ...................................................................................... 106

4. METODOLOGÍA PARA LA REEVALUACIÓN DE UN CAMPO PETROLERO ... 109

4.1 ETAPA 1 ......................................................................................................... 110

4.1.1 Cargar datos ..................................................................................................... 110

4.1.2. Visualización de la curva ................................................................................. 111

4.1.3 Edición de datos ............................................................................................... 112

4.2 Etapa 2 ............................................................................................................ 112

4.2.1 Definición de la matriz ..................................................................................... 112

4.2.2 Determinación de Rw ...................................................................................... 113

4.2.3 Determinación del volumen de arcilla .............................................................. 114

4.2.4 Determinación de Sw ....................................................................................... 114

4.2.5 Determinación de la litología ........................................................................... 115

4.3 Etapa 3 ............................................................................................................. 115

4.3.1 Interpretación ................................................................................................... 115

4.3.2 Cálculo de la Saturación de hidrocarburo (so) .................................................. 116

4.3.3 Identificación de la zona de interés................................................................... 116

5. PERMEABILIDAD ............................................................................................... 117


4

5.1 Importancia en Registros Geofísicos ................................................................ 119

5.2 Mediciones en laboratorio ................................................................................ 120

5.2.1 Determinación de la permeabilidad absoluta .................................................... 120

5.2.2 Permeámetro a gas ........................................................................................... 122

5.2.3 Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad .................................. 123

5.2.4 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg .................................................... 123

5.2.5 Reactividad de los líquidos .............................................................................. 123

5.2.6 Presión de sobrecarga ...................................................................................... 124

6. TEORÍA DE PRESIÓN DE PORO ........................................................................ 125

6.1 Presión subnormal ........................................................................................... 126

6.2 Presión normal ................................................................................................. 126

6.3 Presión anormal ............................................................................................... 127

6.3.1 Incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible................................. 127

6.3.2 Expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado ............................... 129

6.4 Método de Eaton para Presión de Poro ............................................................. 129

6.4.1 Presión de Fractura (Método de Eaton) ............................................................ 130

6.5 Determinación de la magnitud del esfuerzo vertical, v (Método de la integral) 132

7. HERRAMIENTAS MODERNAS .......................................................................... 135

7.1 Registro Sónico Dipolar (DSI) ......................................................................... 135

7.1.1 Modos de Operación ........................................................................................ 136

7.2 Registros de Neutrones Pulsados Compensados (PNC) .................................... 143

7.2.1 Física de la Medición ....................................................................................... 146

7.2.2 Aplicaciones .................................................................................................... 147

CONCLUSIONES ......................................................................................................... 150

BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 152

ANEXO ......................................................................................................................... 155


5

OBJETIVO GENERAL

Al término del curso el participante será capaz de describir los fundamentos

generales de los registros de pozo, mismos que constituyen una técnica valiosa

de evaluación de formaciones, que permite recolectar datos y parámetros

importantes en áreas como perforación, producción e ingeniería en

yacimientos. Aplicando los registros tratados en la enseñanza para la

identificación y evaluación de hidrocarburos en formaciones productoras.


6

INTRODUCCIÓN

Los métodos geofísicos se utilizan para desarrollar trabajos de exploración,

caracterización y evaluación de yacimientos en la industria petrolera. Dentro

de estos métodos se pueden incluir los Registros Geofísicos de Pozos (RGP),

mismos que proporcionan información puntual valiosa acerca de las

propiedades físicas de las formaciones en las que los RGP van midiendo.

El análisis detallado de un conjunto de RGP, elegidos cuidadosamente, se

efectúa para minimizar el grado de incertidumbre entre datos y el modelo del

yacimiento donde se sitúa el campo de estudio.

En las investigaciones realizadas a campos petroleros, la tecnología de las

herramientas empleadas se convierte en un elemento indispensable, ya que los

avances tecnológicos ayudan a la obtención de datos más precisos y

confiables.

Adicionalmente, es muy importante contar con una metodología que permita

realizar una adecuada evaluación o revaluación de un yacimiento, formación e

incluso un campo petrolero; todo lo anterior con ayuda de los RGP, núcleos,

muestras de canal, apoyos geológicos y sísmicos, entre otros, para una

correcta calibración.


7

1. DEFINICIONES BÁSICAS Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante definirá cada uno

de los conceptos de las propiedades petrofísicas, así como los tipos de

porosidad con los que cuentan las rocas, la permeabilidad y su factor de

formación, entre otros.

1.1 Porosidad y tipos de porosidad

La porosidad son los espacios o huecos que tiene una roca, se clasifica según

la disposición física del material que rodea a los poros, a la distribución y forma

de los granos (figura 1), es un número sin unidades con valores entre 0 y 1

(aunque se acostumbra usar unidades de porcentaje, %, u.p. o p.u.), puede

ser expresada matemáticamente como:

t

p

V

V 1.1

Donde:

Porosidad

pV Es todo el volumen del espacio poral o de poros, ocupado por fluidos (agua, aceite y

gas)

tV Es el volumen total de la roca, incluye los sólidos y fluidos

Figura 1. Componentes de una muestra: Formaciones limpias y arcillosas.


8

Tipos de porosidades:

Porosidad efectiva

Es la relación de espacios interconectados en un volumen de roca por los que

se desplaza un fluido. El símbolo que representa la porosidad efectiva es e .

Porosidad absoluta o total

Es la relación del volumen total de poros interconectados y no conectados al

volumen total de la roca. El símbolo que representa la porosidad total es t .

t =Volumen de espacios de roca llenos con algún fluido/Volumen total de la

roca

Porosidad potencial

Son los huecos conectados por gargantas de sección mayor que un valor

límite, debajo de ellos, los fluidos no se desplazan, pueden ser mucho menores

que la porosidad efectiva. El símbolo que representa es pot .

Porosidad aparente

Es el valor de porosidad obtenido de un registro (densidad, neutrón y sónico)

asumiendo una litología, ausencia de arcilla y zona lavada totalmente invadida.

La porosidad también se clasifica como primaria y secundaria.

Porosidad primaria

Existe en las rocas desde el momento en que se deposita. También se clasifica

como intragranular, intercristalina o de matriz, las rocas que contienen

porosidad primaria son más uniformes en sus características.


9

Porosidad secundaria o inducida

Se debe a la acción de las aguas de formación (diagénesis) o fuerzas

tectónicas en la matriz de la roca después del depósito.

1.2

Los procesos que pueden afectar la porosidad de las rocas sedimentarias son:

1. Acomodamiento de los granos (compactación, recristalización, etc.).

Si los granos son esféricos y todos del mismo tamaño, indicarán

diferentes porosidades dependiendo del arreglo geométrico, como se

muestra en la tabla 1.

Si los granos son esféricos y de diferente tamaño, dependerá del grado

de acomodo de éstos, figura 2.

2. Cementación.

En las rocas algunos poros quedan sellados por la cementación de los

materiales.

3. Angulosidad y redondez de los granos.

4. Granulación; es un proceso en el que los granos son quebrados por

presión.

5. Solución de minerales por acción del agua.


10

Arreglo geométrico Porosidad

Cúbico 47.6%

Ortorrómbico 40%

Romboedral 34.5%

Hexagonal 25.9%

Tetragonal 15%

Empaquetamiento de los granos 10%

Tabla 1. Muestra la porosidad de acuerdo al arreglo geométrico del mismo tamaño.

Figura 2. Porosidad de acuerdo al arreglo geométrico (Modificado de Torres-Verdín, 2010;

Saldungaray P, 1990).


11

Para la estimación de la porosidad existen diversos métodos y ecuaciones,

dependiendo su aplicación o el tipo de registro geofísico a usar; entre éstas

tenemos:

Registro Sónico 1.3

Factor de Formación 1.4

Porosidad usando la Ecuación de Archie 1.5

Registro de Densidad 1.6

Donde

a Es un coeficiente que depende de la litología

m, n Exponente de cementación y de saturación

Ø Porosidad

vm, vw, vf Volumen de la matriz, del agua y de la formación o del registro

rm, rw, rf Densidad de la matriz, del agua y de la formación o del registro

F Factor de formación

Sw Saturación de agua

Rw Resistividad del agua de formación

Rt Resistividad de la formación

1.2 Permeabilidad y tipos de permeabilidad

La permeabilidad se define como la facilidad que tiene un fluido al pasar en un

volumen de roca. En el código API se establece que es una propiedad del

medio poroso y también una medida, tanto de la capacidad del medio para

transmitir fluidos como de la magnitud del flujo del fluido por unidad de

gradiente hidráulico. El símbolo que representa es k .

La permeabilidad de una roca está afectada por el tamaño y el número de

huecos por los que se desplaza el fluido y aumenta con la porosidad, pero

puede disminuir mientras que ésta sigue siendo la misma.


12

La medida del volumen de fluidos con viscosidad de 1 centipoise que pasan por

un área de 1cm² bajo un gradiente de presión de 1 psi. La unidad de la

permeabilidad es el darcy, para el uso petrolero es muy grande, por lo tanto

se utiliza la milésima parte (milidarcy).

La determinación de la permeabilidad en rocas no porosas es una situación

especial, debido a que en carbonatos de baja porosidad, rocas ígneas,

metamórficas y arcillosas están a menudo más controladas por las fracturas

(porosidad secundaria) que por la matriz.

La permeabilidad con un solo fluido en los poros se denomina permeabilidad

absoluta y cuando los poros presentan más de un fluido se conoce como

permeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa es la relación que existe

entre la efectiva con un fluido específico y la absoluta (Arroyo, 1996).

1.3 Temperatura y presión

La temperatura y la presión controlan la solubilidad y viscosidad de los tres

fluidos, petróleo, gas y agua. Por lo tanto, la relación de fase de la solución

petróleo/gas puede tener variaciones significativas en respuesta a cambios de

temperatura y presión.

1.4 Resistividad

La resistividad eléctrica de un material es la capacidad de impedir el flujo de

corriente eléctrica a través de sí misma, la unidad es ohm-metro²/metro =

ohm-metro ( m ) y fluirá solo a través del agua intersticial que satura la

estructura porosa de la formación, mientras mayor sea la concentración salina,

menor será la resistividad, mientras más grande sea la porosidad y mayor la

cantidad de agua de formación, la resistividad será menor (figura 3). El

petróleo y el gas son excelentes aislantes.


13

Conductividad eléctrica es el recíproco de la resistividad y se expresa en

miliohms por metro (mohm/m).

1.7

Figura 3. Esquema de una formación conductiva, la corriente eléctrica está restringida por los

fluidos de formación mientras la matriz no es conductiva (Modificada de Asquith, 1998).

1.5 Factor de formación

Se define como la relación que existe entre la resistividad de una muestra de

roca saturada 100% con agua salada y la del agua que satura dicha roca, si oR

es la resistividad de una roca de formación no arcillosa saturada al 100% con

agua salada y wR es la resistividad del agua en una zona virgen, entonces.

w

o

R

RF 1.8

Para la zona lavada puede utilizar la ecuación 1.9, con la resistividad mfR del

filtrado del lodo, con resistividad xoR de la roca en la zona lavada estando

100% saturada de filtrado de lodo.

mf

xo

R

RF 1.9


14

Figura 4. Representa tres formaciones que tienen la misma porosidad pero diferentes valores de

factor de formación (F) (Asquith, 1998).

Actualmente los valores de factor de formación se calculan a partir de

ecuaciones empíricas que históricamente han dado buenos resultados y que

están en función de la porosidad (figura 4), su obtención se ha realizado con

pruebas de laboratorio, siendo las más conocidas las siguientes:

mF Fórmula de Archie 1.10

Donde m es el factor de cementación

15.2

62.0

m

aF Fórmula de Humble para arenas 1.11

Donde a es el factor de tortuosidad.

2

1

F Para formaciones compactas 1.12


15

1.13

Considerando un cubo de volumen unitario (1 m³) totalmente lleno de agua de

formación y aplicando una corriente eléctrica que fluya de una cara hacia una

opuesta a través del agua, como se muestra en las figuras 5 y 6, se puede

medir la resistencia presentada por el agua al paso de la corriente. Siendo el

volumen unitario wR (resistividad del agua de formación).

Agregando arena dentro del cubo (con lo que parte del agua contenida debe

salir del cubo) y repitiendo el procedimiento de pasar corriente, como se

muestra en la figura 5, se puede medir la resistencia oR de la arena saturada

con agua, que es mayor a la resistividad del agua de formación ( wR ) debido a

que la arena no conduce la corriente eléctrica. Experiencias de laboratorio

muestran que existe una proporcionalidad entre el valor wR y oR , presentado

en la fórmula 1.8.

Figura 5. Un cubo lleno de agua de formación aplicando una corriente eléctrica se puede medir la

resistencia del agua al paso de la corriente.

Figura 6. Agregando arena dentro del cubo y repitiendo el procedimiento de pasar corriente, se

mide la resistencia de la arena saturada con agua Ro que es mayor al agua de formación Rw,

debido a que la arena no conduce la corriente eléctrica.


16

1.6 Saturación de fluidos.

Es la fracción del volumen del poro de una roca que está lleno con un fluido. El

símbolo que representa la saturación esS .

S = volumen del fluido / volumen del poro

Al agua original que se depositó junto con los sedimentos se llama agua

congénita, en un yacimiento se localiza a lo largo de las paredes de los poros

mientras los hidrocarburos ocupan el resto del espacio del poro.

Figura 7.1 Cubo con saturaciones.

Saturación de agua

Es el porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Cuando

únicamente existe agua (figura 7) en los poros se dice que tenemos una

saturación de agua ( wS ) del 100%.

1.14


17

Donde

SW Saturación del agua.

VW Volumen del espacio del poro que contiene agua

Vp Volumen del espacio del poro, ocupado por fluidos

Archie determinó de manera experimental que la saturación de agua de

formación limpia se puede expresar en función de su resistividad real.

Fórmula de Archie para el cálculo de saturación de agua.

t

wn

wR

FRS =

t

w

wR

FRS = Fórmula de Archie 1.15

Donde

n Exponente de saturación

a Es un coeficiente que depende de la litología

m Exponente de cementación

Φ Porosidad

Rw Resistividad del agua de formación

Rt Resistividad verdadera

Cuando la resistividad de la formación está saturada al 100% con agua, la

saturación de agua se expresa como se muestra en la ecuación 1.16, tomando

en cuenta que wFR oR .

t

o

wR

RS 1.16

La tabla 2, incluye los valores más comunes para los exponentes de

saturación, y de cementación en litología comunes.


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FORMACIÓN a M n

Arenas 1.45 1.54 2

Arenas arcillosas 1.65 1.33 2

Arenas carbonatadas 1.45 1.33 2

Carbonatos 1.45 1.33 2

Tabla 2. Valores de a, m y n para litología básica (Halliburton, 2004).

Saturación de agua irreducible

Los fluidos que fueron generados en otro lugar y migraron dentro del espacio

poroso no desplazan toda el agua de la roca; el pequeño volumen retenido por

tensión superficial alrededor de los granos es denominado agua irreducible que

no puede ser desplazada por la migración de fluidos, está representada por

( wirrS ).

Saturación de hidrocarburo

Es la parte de la porosidad que contiene hidrocarburos, se representa como

oS . Cuando apenas parte de la porosidad está ocupada por agua y la otra

parte por hidrocarburos (aceite o gas) se puede definir como:

p

hy

hyV

VS 1.17

Donde:

hyS Saturación de hidrocarburo.

hyV Volumen del espacio poral que está ocupado por el hidrocarburo.

pV Volumen del poro (ocupado por fluidos).


19

Sea gas o aceite, la fracción del volumen poroso que contiene la roca debe

estar saturada con otro líquido, por lo que de la suma de todos los líquidos

obtenemos una saturación del 100%. La fracción de volumen poroso que

ocupan los hidrocarburos es:

oS =1- wS 1.18

1.7 Zonas de un pozo

Durante el proceso de perforación, algunas zonas de la pared del pozo, pueden

erosionarse o colapsarse originando diámetros menores o mayores que el de la

barrena con que se perforó originalmente. En formaciones permeables es

común que dichas zonas sean lavadas por los fluidos de perforación (lodo o

mud) generando enjarre (mudcake) en la pared del pozo. El proceso de

invasión o lavado de la formación sólo ocurre cuando la formación es

permeable y está originado por la presión hidrostática del lodo al ser mayor

que el de la formación. En la figura 8, se describen las zonas que comúnmente

se encuentran durante el proceso de invasión debido a la perforación.


20

Figura 8. Diferentes zonas formadas durante el proceso de invasión durante y después de la

perforación (Tomado de Coconi M. E. 2011, modificado de Asquith and Gibson, 1982).


21

1.7.1 Lodo de Perforación o MUD (M)

Fluido que se usa para perforar un pozo, su simbología es “m” Sus usos

principales son: enfriar la barrena, controlar la presión del pozo y llevar los

recortes de la barrenas a la superficie para que sean analizadas por un

geológo. Cuando se mide su resistividad se usa la siguiente abreviatura Rm (R

de resistividad).

1.7.2 Zona de Enjarre o Mudcake (MC)

Es el lodo de perforación que se queda pegado en la formación. En ocasiones la

misma barrena erosina parte de este enjarre. Casi siempre este enjarre tiene

una permeabilidad baja. El símbolo Rmc indica la resistivida de dicha zona. La

invasión de enjarre comienza a partir de que la barrena corta la formación

permeable, es erosionado por la rotación durante la perforación y durante las

maniobras de la tubería, el espesor típico es de ¼” a ¾”. El símbolo de la

resistividad del enjarre es mcR .

1.7.3 Zona Lavada o Invalida (MUD FILTRATED, MF)

Es la siguiente zona del pozo, contiene el lodo filtrado de la perforación o

mud-filtrate (mf), se presenta de la pared del pozo hacia dentro de la

formación, hasta una distancia en donde los fluidos encontrados sean los

originales en la roca (zona virgen). La simología para la resistividad de esta

zona es Rmf, esta distancia es la profundidad de invasión.

mfR Resistividad del filtrado del lodo (solo fluido)

xoR Resistividad que presenta la zona lavada (involucra a la roca y al

fluido)


22

1.7.4 Zona de Transición

Es la zona inmediata a la zona lavada y en ella se ha efectuado una invasión

parcial del filtrado del lodo.

1.7.5 Zona virgen o no invadida (verdadera o true)

Representa la zona donde la roca permeable contiene en el espacio poral,

fluidos no afectados por el proceso de perforacion ni por el de invasión. Para el

caso de la resistividad su simbolo es Rt.

tR Resistividad total (incluyendo la roca y el fluido)

wR Resistividad del agua de formación (solo fluido)

1.8 Temperatura de formación

Para obtener la temperatura de la zona de estudio, se emplean los datos

disponibles en el encabezado de los registros para definir un gradiente lineal en

función de la profundidad y:

Temperatura de fondo, máxima (Tmáx) o BHT (Bottom Hole

Temperature), a la profundidad total o Pmáx (Total Deph).

Temperatura de superficie o Ts (Surface Temperature), a la profundidad

cero.

Con este gradiente puede calcularse la temperatura de formación (Tf) a la

profundidad de formación (Pf).

Tf = Ts + [(Tmax – Ts) / (Pmax)]*Pf 1.19


23

2. REGISTROS GEOFÍSICOS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante comprenderá los

registros geofísicos de los pozos, su resolución, presentación y los diferentes

tipos de registros, así como los usos cuantitativos y cualitativos para la

aplicación en la exploración petrolera.

2.1 Definición de los registros

El registro geofísico de pozo es la representación digital o analógica de una

propiedad física que se mide contra la profundidad. Registrando las

características litológicas y propiedades petrofísicas del subsuelo que son

medidas indirectamente a través de herramientas eléctricas, acústicas,

radiactivas y magnéticas desde el interior del pozo perforado (figura 9).

Figura 9. Esquema de la toma de un Registro Geofísico de Pozo (Schlumberger, 1982).


24

El primer registro de pozo fue el de resistividad, tomado por los hermanos

Schlumberger, Marcel y Conrad en 1927, en Pechelbronn Alsacia, Francia.

Después se adicionó el de Potencial Espontáneo (SP) diseñado por el mismo

grupo de investigación francés.

Actualmente, se tienen una gran variedad de registros de pozos dependiendo

de las características de las rocas y la naturaleza de los fluidos contenidos en

ellas.

Los registros y mediciones que se pueden obtener de un pozo dependen de

criterios técnicos y económicos, son los siguientes (figura 10):

Mediciones durante la perforación o MWD (Measuring-While-Drilling)

Registro durante la operación o LWD (Logging-While-Drilling)

Muestras de canal y análisis de núcleos

Registros por la propiedad física que mide (a cable)

Registros resistivos

Registros acústicos

Registros radiactivos

Registros electromagnéticos

Registros mecánicos

Pruebas de producción


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Figura 10. Clasificación de los RGP por su principio de medición.

Los registros se pueden correr en agujero ademado o abierto, con fluido de

perforación.

Los registros de pozos se utilizan en:

Exploración o desarrollo y explotación petrolera

Minería

Geohidrología

Geotermia

La información que se puede obtener de los registros puede ser de uso

cualitativo y cuantitativo.

Usos cualitativos

Con la información aportada por el pozo y con el auxilio de uno o varios

registros se pueden determinar:


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Propiedades petrofísicas y de fluidos de las rocas.

Límites de las unidades estratigráficas.

Determinación de fallas estructurales.

Inferir por correlación con los registros de otros pozos si el pozo será

productor, invadido de agua salada o seco.

Usos cuantitativos

El análisis cuantitativo de los registros geofísicos tiene como objetivo principal

la obtención de porosidad y saturación de agua de las rocas que constituyen

los yacimientos.

Existen dos tipos de medidas en los registros de pozo; las globales y las

microvolumétricas que dependen, tanto del tamaño de dispositivo de medida

como de su tipo. Las mediciones globales comprenden un volumen de

formación relativamente grande. Las mediciones microvolumétricas se

hacen con los dispositivos que van colocados sobre un patín que se mantiene

en contacto con la pared del agujero.

2.2 Resolución de los Registros Geofísicos de Pozo (RGP)

Cuando se utilizan herramientas con más de un sensor o una combinación de

ellas, el sensor de abajo va a medir la profundidad del registro, la información

que registran los de arriba corresponde a profundidades menores, cada uno

debe disponer de un circuito electrónico de memorización localizado en la

superficie para grabar la información en un medio magnético. Las mediciones

con múltiples sensores o con varias herramientas pasan por un proceso de

memorización antes de ser graficadas en el registro.


27

La resolución de los registros geofísicos puede ser definida de dos maneras,

horizontal que es la profundidad de investigación y vertical que va a depender

de la herramienta utilizada para la medición (figura 11).

La profundidad de investigación de una herramienta es referida a la

distancia horizontal dentro de las formaciones geológicas hasta donde mide las

características de la roca, y es mayor cuando la separación de sensores

transmisor-receptor es grande, cuando hay un patín apoyado en la pared del

pozo tienen menores profundidades.

La resolución vertical se refiere a la cantidad de mediciones realizadas por

la herramienta a escalas muy pequeñas en profundidad, es decir, a mayores

mediciones realizadas en un intervalo de profundidad, mayor resolución

vertical tiene la herramienta utilizada y esto permite identificar capas delgadas

de litología presentes en las unidades geológicas.

Figura 11. Resolución de los RGP (Coconi-Morales E. 2011).


28

2.3 Presentación de los registros

Encabezado (Header): colocado en la parte superior de los registros, ver

figura 12. Actualmente llevan la siguiente información:

Nombre del pozo.

Nombre del registro con sus curvas.

Escala.

Ubicación del pozo.

Cotas de localización.

Datos generales del registro como:

Profundidad del registro.

Fecha.

Datos del fluido de perforación.

Temperatura.

Nombre del responsable de la toma de registro.

Observaciones de la toma de registro.

Descripción del conjunto de herramientas (sondas) para la toma de

registro.

Estado mecánico del pozo (tuberías de revestimiento, equipo de

perforación, unidad de registro, conjunto de preventores).

Curvas (Curves).


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Figura 12. Encabezado de un pozo con formato estándar API.

Las curvas representan en forma gráfica las mediciones realizadas por las

herramientas durante la operación, la escala (scales) se representa en la

parte superior de cada pista, carril o track, los trazos que representan cada

línea pueden ser elegidos fino, grueso, continuo o trazos de puntos y aparecen

en el encabezado del track junto a la escala que se utilizó para la misma curva.

El registro puede tener 3 o 4 pistas, el encabezado de cada curva está en la

parte superior, una de las pistas corresponde a la profundidad del registro del

pozo.

Mallado (Grid); son las líneas paralelas a los bordes de las pistas, hay dos

tipos que son de separación constante o lineal y de separación logarítmica

(figura 13).


30

Figura 13. Tipos de malla

2.4 Registro Caliper

La tabla 3 y la figura 14, muestran un resumen del funcionamiento, aplicación,

escala y principio del registro mecánico Caliper o calibrador.


31

REGISTRO CALIPER

( CALI)

Figura 14. Principio de medición de diámetro de pozo (Modificado de Torres Verdín, 2003E).

Carril 1

PRINCIPIO

Medir el diámetro interno del agujero

y también la geometría del pozo

(dimensiones).

MEDICIÓN

Muestra donde ocurre la desviación

normal y el diámetro del pozo. Se

miden el azimut de la herramienta,

desviación del pozo y el rumbo

relativo.

ESCALA

De 6” a 16” para la curva principal. O

también 0” a 10”; junto a una línea

recta que representada el diámetro de

la barrena, ‘’Bitsize’’ o BS.

APLICACIÓN

• Geometría del agujero.

• Información direccional.

• Volumen de agujero y de cemento.

Tabla 3 Características del Registro Caliper.


32

2.5 Registro de Potencial Espontáneo


escala y principio del registro SP o potencial Espontáneo.

REGISTRO POTENCIAL ESPONTÁNEO

(SP)

2.1

2.2

2.3

Donde

SSP Valor estático

K Coeficiente que depende de la

temperatura

Valor de la resistividad del lodo filtrado

Valor del agua de formación

2.4

Donde

Vsh Volumen de lutita

Esp Separación de Sp de la línea base de

lutitas

Essp Valor estático de SP

Figura 15. Principio de medición del Registro

SP (Departamento de Geofisica,2005,D)

Carril 1

PRINCIPIO

Las deflexiones de la curva del SP resultan de las corrientes

eléctricas que fluyen en el lodo del pozo. Estas corrientes

del SP se deben a fuerzas electromotrices en las

formaciones que tienen un origen electrocinético y

electroquímico.

Resultado del movimiento de corrientes eléctricas que

fluyen en un sistema de electrodos en que se encuentra uno

móvil (en la herramienta) en el pozo, y otro de referencia en

superficie.


33

MEDICIÓN

Registra un fenómeno físico en el pozo, producido por la

interacción del agua de la formación, el fluido de perforación

y las lutitas o arcillas. El potencial espontáneo de las

formaciones en un pozo (SP), se define como la diferencia

de potencial que existe entre un electrodo colocado en la

superficie del suelo, y otro electrodo móvil en el lodo dentro

del pozo.

ESCALA

El SP es medido en milivolts y la escala más

usada es de 10 o 20 milivolts por división del

carril.

El carril esta dividido en 10 partes lo que da un

total de 100 o 200 mV por carril sea el caso.

No tiene un valor cero absoluto.

La escala se fija durante el registro para tener una

mejor curva de SP preferiblemente de la zona de

interés y como sea posible en la mayor parte del

resto del pozo.

APLICACIÓN

Indicador de litologías.

Indicador de arcilla.

Determinar la resistividad del agua de formación

RW.

Determinación del diámetro de invasión. Definir

límites de capas.

Tabla 4. Características del Registro de Potencial Espontáneo.

Este registro se conoce desde 1931, desarrollado por Conrad Schlumberger y

H. G. Doll.

El potencial espontáneo de las formaciones de un pozo, se define como la

diferencia de potencial que existe entre dos electrodos, uno colocado en la

superficie del suelo en un medio húmedo, y otro móvil en el lodo dentro del

pozo.


34

Escala y unidades

La unidad de medida es milivolts (mV) y la escala más utilizada es de 10 o 20

mV por división del carril, no tiene un valor cero absoluto, se registran los

cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta frente a

diferentes capas.

La curva se presenta normalmente en la pista 1 y se corre en lodo base agua.

La línea de referencia para las lecturas de la curva de Potencial Espontáneo

corresponde a la de lutitas, se mantiene prácticamente constante en tramos

grandes y se llama línea base de lutitas que está próxima al extremo derecho,

y funciona como referencia para hacer las lecturas del potencial, permitiendo

identificar intervalos permeables.

El tamaño de la separación con respecto a la línea base de lutitas hacia la

izquierda o derecha, depende del contraste de salinidad entre el fluido de

perforación ( mfR ) y el agua de formación ( wR ). Generalmente se conoce el

valor del fluido de perforación, por lo tanto, se puede estimar el valor de wR . El

potencial puede ser positivo o negativo según sea el desplazamiento.

El lodo del pozo debe ser conductivo para permitir la circulación de las

corrientes eléctricas; por otro lado, si es altamente conductivo no existirá

diferencia de potencial que pueda ser detectada ya que produciría un

cortocircuito, cuando existen rocas con resistividades altas, las corrientes de

SP continúan circulando por el lodo hasta encontrar una formación permeable,

este fenómeno hace difícil la identificación del contacto entre capas.

Si el agua de formación es más dulce que el filtrado (lodo de perforación), la

curva de SP se separa de la línea base de lutitas hacia los valores positivos,

frecuentemente en zonas permeables el agua de formación es más salada que

el filtrado, entonces la línea de configuración se separa de la línea base de

lutitas hacia los valores más negativos de la curva del SP (figura 16).


35

En formaciones limpias y permeables la curva del SP no se separa de la línea

base de lutitas, se considera que la salinidad del agua de formación es similar

que la del filtrado, especialmente si existe evidencia de formación de enjarre.

Usos cualitativos

Los cambios o desviaciones de la curva indican capas porosas y

permeables.

Las desviaciones también indican cambios de litología y algunos

minerales.

Es uno de los primeros registros que permite identificar la secuencia de

arenas arcillosas.

Se puede estimar el espesor de las capas.

Usos cuantitativos

El Potencial Espontáneo Estático o SSP (Static Spontaneous Potential) es una

lectura frente a una roca limpia o una arena

SSP= -K logw

mf

R

R Ecuación de Nerst 2.5

Donde:

K Es un coeficiente que depende de la temperatura de formación

mfR Resistividad del filtrado de lodo

wR Resistividad del agua de formación

TK 24.065 Si la temperatura T está en °C 2.6

TK 133.061 Si la temperatura T está en °F 2.7


36

Potencial Espontáneo Pseudo-estático, es la lectura en zonas de arenas

arcillosas con contactos de agua

PSP= -K logt

xo

R

R 2.8

Donde:

K Es un coeficiente que depende de la temperatura de formación

xoR Resistividad en la Zona lavada

tR Resistividad total en la Zona no contaminada

1001% SSP

PSPVsh

Volumen de arcilla 2.9

Figura 16. Respuestas típicas del Registro de Potencial Espontáneo (Rider M., 1992).


37

2.6 Registro de Rayos Gamma


escala y principio del registro de Rayos Gamma.

REGISTRO RAYOS GAMMA

(GR)

FÓRMULAS

minmax

minlog%

GRGR

GRGRI sh

………….2.10

Donde

GRlog Rayos Gamma medido

GRmin Rayos Gamma Mínimo

GRsh Rayos Gamma máximo

Vsh Volumen de lutitas

2.11

(no consolidadas)

-1) 2.12

(consolidadas)

2.13

Figura 17. Principio de medición de registro GR

(Torres Verdin,2003,A)

Carril 1

PRINCIPIO

Los rayos Gamma chocan con el detector

ocasionando un centelleo que excita un

fotocátodo, cada fotón de luz libera

electrones, éstos son acelerados en un

campo eléctrico y producen una corriente

proporcional a la energía incidente. Este

registro responde a los rayos gamma

producidos en el proceso de decaimiento

radiactivo que ocurre naturalmente en


38

los minerales que componen la roca.

MEDICIÓN

Correlación entre el contenido de arena y

la actividad Gamma y mide los niveles de

energía de los rayos gamma emitidos por

la formación. La herramienta para RG

consta de un detector adecuado al pozo

que mide la emisión continua de rayos

gamma. El detector de centelleo

dependiendo de la longitud genera un

pulso eléctrico por cada rayo gamma

observado y el parámetro reconocido es

el número de pulsos por segundo

registrados por el detector.

ESCALA

De 1 a 100 o 0 - 150 API (American

Petroleum Institute). Regularmente la

curva de GR se presenta en el carril 1,

junto con la curva de SP y calibrador.

APLICACIÓN

Identificación de zonas

permeables.

Indicador de litología.

Realizar correcciones pozo a pozo.

Determina la cantidad de arcilla.

Determinar espesor de capas.

Facilita el cálculo de volumen de

arcilla en porcentaje.

Determinar espesores de capa,

utilizando los puntos de inflexión

de la curva de GR.

Detección de capas permeables.

Interpretación de sistemas de

depósito mediante el

reconocimiento de patrones.

Tabla 5. Características del Registro Rayos Gamma.


39

Responde a los rayos gamma producidos en el proceso de decaimiento

radiactivo que ocurre naturalmente en los minerales que componen la roca.

Escala y unidades

La curva de GR es presentada en la pista 1 junto a la de Potencial Espontáneo

y de calibrador. La escala es de 0 a 100 o 0 a150 y sus unidades son API

(American Petroleum Institute en Houston Texas, USA), es definida como

1/200 de la respuesta generada por un calibrador patrón constituido por una

formación artificial que contiene cantidades bien definidas de uranio, torio y

potasio, mantenida por el API.

La radiación natural de las formaciones proviene de las tres familias de

elementos presentes en las rocas: Torio (Th), Uranio (U) y Potasio (K). El

decaimiento de éstos genera la emisión continua de los rayos gamma naturales

y son medidas utilizando un detector adecuado dentro del pozo. Por ejemplo,

un detector de centelleo con una longitud de 20 a 30 cm genera un pulso

eléctrico por cada rayo gamma observado, el parámetro reconocido es el

número de pulsos por segundo registrados por el detector. Cuando la curva

está próxima a los valores menores de la pista representan a una zona

permeable.

La curva SGR (Standard Gamma Ray) es la contribución total de las tres

familias de elementos en unidades API.

La curva CGR (Computed Gamma Ray) que es GR sin Uranio representa la

contribución del torio y el potasio en unidades API y facilita el cálculo de

arcillosidad (las lutitas frecuentemente no contienen Uranio).

Existen dos tipos de herramientas, las que miden la radiactividad natural total

de la formación y la de espectrometría de rayos gamma naturales (tabla 5),

ambas pueden ir acompañadas por un registro de Coples o CCL (Casing Collar

Locator) que permite la correlación entre registros de pozo abierto y revestido


40

para el posicionamiento de las pistolas de perforación frente a las zonas de

interés.

La herramienta de Espectrometría de Rayos Gamma consiste de un contador

de centelleo y foto-multiplicador. Ésta aprovecha que los rayos gamma

emitidos por las tres familias de elementos radiactivos (uranio, torio y potasio)

tienen diferentes energías (espectros), para distinguir cuál de los elementos

origina la radiación medida.

El registro de Espectrometría de Rayos Gamma Natural, tiene un detector que

permite analizar las energías de los rayos gamma detectados, discriminando el

contenido de cada elemento radiactivo de la formación, los valores medidos de

torio y uranio se presentan en partes por millón (ppm) y el valor de potasio se

presenta en porcentaje de peso (1% equivalente a 10 000 ppm).

El registro GR es utilizado para determinar la arcillosidad, ya que los elementos

radiactivos están generalmente concentrados en estos minerales, el registro de

Espectrometría de Rayos Gamma Naturales puede utilizar la curva de CGR en

lugar de GR para la determinación de la arcilllosidad sin considerar la

contribución del uranio.

El registro CGR es útil en la detección y evaluación de minerales radiactivos, el

potasio o uranio también puede ser utilizado en la definición de depósito de

minerales no radiactivos como el carbón. El torio es buen indicador de arcilla.

Usos cualitativos

Determinación del espesor de capa, se obtiene utilizando los puntos de

inflexión o cambios en valores altos y bajos de la curva de GR.

Detectar capas permeables.

El valor de rayos gamma varía, pero en algunas áreas del pozo los

valores altos indican la línea de lutita y los más bajos indican las arenas.


41

Interpretación de sistemas de depósito mediante el reconocimiento de

patrones (figura 18).

Usos cuantitativos

El cálculo del volumen de arcilla se presenta en porcentaje:

minmax

minlog%

GRGR

GRGRI sh

Índice de lutita 2.14

Donde:

shI Índice de lutita

logGR Valor de Rayos Gamma (tomado en la zona de interés)

maxGR Rayos Gamma en 100% lutita

minGR Rayos Gamma en formación limpia (0% lutita)

1233.02

shI

shV Para rocas pre-terciarias (consolidadas) 2.15

12083.07.3

shI

shV Para rocas terciarias (no consolidadas) 2.16

Usos cuantitativos del registro SGR (Spectral Gamma Ray)

El Rayo Gamma Simple es usado para el cálculo de volumen de arcilla, como

se muestra en la ecuación 2.14, también para el volumen de minerales

radiactivos (ecuación 2.17) y es considerado el mejor indicador de arcilla

minmax

minlog

ThTh

ThThtVsh

2.17

Donde:

maxTh Valor del Torio en 100% lutitas (ppm)

minTh Valor del Torio en formaciones limpias o sin lutitas (ppm)


42

logTh Valor del Torio en la zona de interés (zona a evaluar)

tVsh Volumen de Torio en lutita

Los valores del potasio nos dan el volumen de arcilla más el de minerales

radiactivos

Volumen de minerales radiactivos =

a

KVKK sh minmaxminlog 2.18

Donde:

minK Valor del potasio [%] en formaciones limpias

maxK Valor del potasio en lutitas puras

logK Valor del potasio (en la zona a evaluar)

a Factor empírico por la formación de interés (factor de tortuosidad)


43

Figura 18. Registro de Rayos Gamma, algunas respuestas típicas (Rider M., 1992).

2.7 Registro de Densidad


escala y principio del Registro de Densidad.


44

REGISTRO DENSIDAD

(RHOB)

fbma

bbma

D

2.19

bmamafb V )( …..2.20

Para una formación limpia

2.21

2.22

Donde

ØD valor teórico que medirá el registro de

densidad en la formación especificada

porosidad de la roca

Valor de la densidad del agua en la zona

investigada

Vma Volumen de la matriz

Valor de la densidad

Vsh Valor de la fracción de la roca por la lutita

Valor de la densidad de la lutita

Figura 19.- Principio de medición de Registro

Densidad (Torres Verdin,2003,C)


45

Carril 3 o

4

PRINCIPIO

Utiliza una fuente radiactiva emisora

de rayos gamma de alta energía y se

usa para obtener la densidad de la

formación e inferir con base en esto la

porosidad, así como efectuar una

identificación de la litología. También

se puede obtener la porosidad en

función de la densidad de la roca.

Puede tomarse en pozos con fluidos o

sin ellos.

MEDICIÓN

Tiene un patín en donde se localizan la

fuente de rayos gamma y los dos

detectores. El patín se mantiene

contra la pared del agujero por medio

de un brazo de respaldo activado por

un soporte.

Es un método artificial pues cuenta

con una fuente de radiación que

bombardea la formación. Este registro

de densidad es llamado también

gamma-gamma pues su

funcionamiento consiste en que el

flujo de rayos gamma es captado en

los receptores y a su vez éste flujo

esta en función de la densidad

electrónica de la matriz de la roca.

ESCALA

De 1.95 a 2.95 gr/cm3, Curvas

de densidad o RHOB. La curva

de corrección de densidad o

DRHO va de -0.25 a 0.25 gr/cc.


46

APLICACIÓN

Corrección de densidad.

Análisis de la porosidad.

Porosidad del densidad.

Factor fotoeléctrico.

Calcular porosidades.

Obtener la densidad

volumétrica.

Determinar litologías en

conjunto con otros registros.

Obtener volumen de arcilla.

Saturación de agua.

En conjunto con el registro

sónico proporciona información

para determinar módulos

elásticos e impedancia acústica.

Porosidad total. Es necesario

conocer la densidad de la matriz

que se pude obtener de tablas.

Tabla 6. Características del Registro Densidad.

Registra de manera indirecta la densidad de la roca en formaciones constantes.

Geológicamente el valor total es una función de la densidad de los minerales

de la roca (matriz) y el volumen de los fluidos encerrados.

El flujo de rayos gamma en los receptores es función de la densidad electrónica

de la matriz de la roca, la del electrón está en relación con la del elemento sólo

si el número de protones es igual al número de neutrones, si no es así, deben

realizarse correcciones. Para convertir los valores a porosidad, se necesita

asumir la densidad de la roca y del fluido.


47

Escalas y unidades

Normalmente tiene escala lineal entre 1.95 y 2.95 g/cm³ y se corre en la pista

2 o 3.

La profundidad de investigación es de aproximadamente 30cm, similar a su

definición vertical. Algunas veces la herramienta de densidad es afectada por

las condiciones del agujero, en zonas porosas donde ésta tiene usos

petrofísicos, va a medir la zona invadida ahí es poco probable de detectar

hidrocarburos.

Si la resolución de las capas es buena, el registro de densidad también los es

para delimitar capas.

Efectos medidos no deseados

Los más frecuentes son: cavernas y el contenido de barita en el lodo de

perforación (tabla 7). En profundidades someras de investigación, la

herramienta de densidad es muy susceptible a las condiciones del agujero, por

lo que debe ser interpretado con el registro Caliper.

La barita tiene un valor de sección transversal fotoeléctrica extremadamente

alto, lo que afecta la medición e impide la aplicación del factor fotoeléctrico

para la identificación de litología.

Factor Efectos en el registro Severidad

Caverna o rugosidad. Decrece la densidad de la formación hasta aproximadamente el valor de densidad del lodo de perforación.

Frecuente.

Barita en el lodo de

perforación.

Corrección automática en la herramienta

cuando el enjarre es grueso y da la densidad del lodo.

Rectificando.

Tabla 7. Efectos del medio ambiente no deseados en el Registro de Densidad (Rider, 1992)


48

Usos cualitativos

No es un buen indicador de litología, pero combinado con el registro

Neutrón puede ser excelente, también para determinar la compactación

de lutitas que comprende una serie de texturas y cambios

composicionales resultando un incremento progresivo de densidad.

La densidad de las lutitas es frecuentemente indicadora de la edad, las

más antiguas son muy densas y por lo tanto más compactas. Un cambio

en dirección de éstas puede indicar cambio de edad (discordancia) y de

porosidad.

La presencia de materia orgánica en lutitas tienen valores de densidad

bajos (0.50 g/cm³ a 1.80 g/cm³). Estos efectos pueden determinar el

espesor y ser usados para evaluar el origen de las rocas.

Usos cuantitativos

Cálculo de porosidad (figura 2.12).

Densidad de hidrocarburos con dificultad.

Cálculo de Impedancia acústica.

Para calcular la porosidad total a partir de este registro, se necesita conocer la

densidad de la matriz en la roca (tabla 8):


49

Tabla 8. Muestra la densidad de litologías comunes (Rider, 1992).

Si se conoce la densidad del grano (matriz) y del fluido, se puede resolver la

ecuación que da la porosidad, sumando ambas componentes en el caso de

unidades de rocas limpias.

mamafb V Roca limpia 2.23

Donde:

b Valor de densidad (es una medida de la herramienta y por lo tanto, la porosidad y la

densidad del grano)

f Densidad del fluido

ma Densidad de la matriz

Porosidad

Despejando la porosidad:

fma

bma

D

2.24

shshmamafb VV Roca con arcilla 2.25

Litología Densidad (gr/cm³)

Grano Rango

Arcilla o lutita varía 1.8-2.75

Arenisca 2.65 g/cm³ 1.9-2.65

Caliza 2.71 g/cm³ 2.2-2.71

Dolomita 2.87 g/cm³ 2.3-2.87


50

Donde:

sh Valor de densidad de la lutita

shV Volumen de arcilla

Figura 20. Respuestas típicas en el Registro de Densidad (Rider M., 1992).


51

2.8 Registro de Litodensidad (FACTOR FOTOELÉCTRICO)


escala y principio del registro de Factor Fotoeléctrico.

REGISTRO FACTOR FOTOELECTRICO

(PEF)

(Ec.31)

Donde

Pe es el factor fotoeléctrico

Z número de electrones por átomo

A es el peso atómico

Nota: para la interpretacion se

supone Z/A=0.5 lo que cumple para

la mayoría de los elementos

comunes, excepto para el Hidrógeno

que afecta a la medicion.

Figura 21. Principio de medición de PEF

(T-Halliburton,2004,C)


52

Carril 3 o 4

PRINCIPIO

El efecto fotoeléctrico ocurre cuando la

energía del rayo gamma incidente es

completamente absorbida por un

electrón, que es expulsado de su átomo.

MEDICIÓN

Efecto que ocurre a baja energía, se

mide con la ventana de más baja energía

de la herramienta. Este registro tiene

detectores sensibles que permiten

registrar el nivel de energía de los rayos

gamma, además de llevar su conteo.

ESCALA

De 0 a 10 barns/electrón o de 0-

20 barns, la unidad empleada, un

barns que equivale a 10-24cm2.

APLICACIÓN

Indicación de litología. Indicador de la matriz.

Para derivar cada fracción de

volumen que fue integrado por

densidad registrada.

Interpretación de arcilla. Identificación de minerales

pesados.

Facilita la evaluación de presencia

de gas.

Tabla 9. Características del Registro Fotoeléctrico.

Esta curva se obtiene del número de rayos gamma de baja energía detectados

por la herramienta (los que fueron sometidos a absorción fotoeléctrica), este

parámetro indica básicamente la litología de la roca con muy poca influencia de

la porosidad del tipo de fluido en la formación (Viro Consultoría Ltda., 1997).

Es un registro continuo de la absorción fotoeléctrica efectiva en el índice de

sección transversal o eP de una formación que depende del número atómico

promedio Z que constituye una formación que implica la composición y la

diferencia de litología.


53

El índice de absorción fotoeléctrico es usado principalmente de manera

cuantitativa como un indicador de matriz.

El uso del registro litodensidad es ineficaz cuando utilizan lodos de barita en

agujero descubierto. El valor de barita eP es 267 barns/electrón y

normalmente los minerales tienen eP menores a 6 barns/electrón.

La curva del índice volumétrico de absorción fotoeléctrica U es calculada y no

registrada, se define como el producto nivel a nivel de las curvas de densidad,

ésta puede expresarse a través de una ecuación de respuesta como la suma de

los índices volumétricos de absorción fotoeléctrica de cada elemento en la

formación.

mamamf UvUU log 2.26

Donde:

logU Es el índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la formación, en barns/cm³

Porosidad de la formación

mfU Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica del filtrado ( mfU 0.5 barns/cm³)

mav Fracción de una roca ocupada por la matriz limpia 10 mav

maU Índice volumétrico de absorción fotoeléctrica de la matriz limpia, en barns/cm³

( 8.138.4 mav barns/cm³)

La suma de la porosidad y el volumen de la matriz constituyen el total de la

roca, por lo tanto se debe cumplir:

mav 1 2.27

El grado de absorción depende del número atómico Z y la densidad del

electrón de los átomos e en términos geológicos se relaciona con la

composición química e indirectamente a la litología.


54

El registro PEF tiene una resolución vertical de 50-60cm, la profundidad de

investigación depende de la configuración del detector lejano y la señal

procesada en adversos efectos del pozo descubierto.

Escalas y unidades

La unidad usada es barns por electrón, donde un barn es igual a 224

10 cm

.

La curva del registro normalmente está combinada con densidad y neutrón en

la pista 3 y 4. La escala es de 0-20 barns ó 0-15 barns.

Usos cualitativos

Ayuda a identificar la litología y puede ser usado para separar arenas limpias

de caliza.

Usos cuantitativos

Los valores del Registro de Factor Fotoeléctrico pueden ser usados para derivar

cada fracción de volumen que fue integrado por la densidad registrada. eP no

es un volumen pero se puede contar la masa, por lo tanto la velocidad y U está

relacionada con el volumen (figura 22).

Los usos más efectivos es cuando tres minerales están presentes, el valor de

eP existe en combinación con el del registro de densidad.


55

Figura 22. Respuestas típicas del Registro de Factor Fotoeléctrico (Rider M., 1992).


56

2.9 Registro de Neutrón

La tabla 10 y la figura 23, muestran un resumen del funcionamiento,

aplicación, escala y principio del registro de Neutrón.

REGISTRO NEUTRÓN (NPHI)

………..Caliza….….2.28

…...…..Arcillas……2.29

……….Gas………..2.30

……….Arenas……..2.31

……….Dolomías…..2.32

Donde:

ØN Porosidad del registro de neutrón

compensado

ØD Porosidad del registro de

litodensidad compensada

Figura 23.- Principio de medición del registro

Neutrón (Torres Verdin,2003,A)


57

Carril 3 o 4

PRINCIPIO

Bombardeo rápido de neutrones en la

formación al chocar los neutrones con

los átomos de hidrógeno pierden la

mitad de su energía, estos núcleos

emiten rayos gamma de captura, que

son detectados por la sonda.

MEDICIÓN

Responde principalmente a la cantidad

de hidrogeno presente en la formación.

Indicador de gas ya que debido a que

mide el índice de hidrogeno (cantidad

de hidrogeno por unidad de volumen) y

el gas contiene un bajo índice.

El registro de neutrón tiene una fuente

radiactiva en la sonda que emite

constantes neutrones de alta energía,

éstos chocan con los núcleos de los

materiales de la formación, a dichos

choques se les conoce como colisiones

elásticas. Y con cada una, el neutrón

pierde algo de energía y la cantidad

depende de la masa relativa del núcleo

con el que choca el neutrón, la mayor

pérdida ocurre cuando el neutrón que

es una partícula eléctricamente neutra,

golpea un núcleo con masa igual, en

este caso el hidrógeno tiene una masa

semejante.

ESCALA

La escala más común va de 45%

a -15% (unidades de porosidad)

o también puede ser utilizada

una razón en vez de porcentaje,

siendo la escala de 0.45 a 0.15


58

unidades de porosidad. Es

calibrada en matriz caliza o

limestone.

APLICACIÓN

Determinación de la porosidad.

Identificación de la litología.

Análisis del contenido de arcilla.

Detección de gas.

Tipo de fluidos.

Tipos de fluidos.

Tabla 10. Características del Registro Neutrón.

La herramienta de neutrón mide el índice de hidrógeno de la formación. Se

utiliza para delinear formaciones y determinar la porosidad. En rocas limpias

cuyos poros están saturados de agua o aceite reflejan la cantidad de porosidad

saturada de fluido. Los hidrocarburos líquidos tienen índices de hidrógeno

cercanos al del agua, el gas generalmente tiene una concentración más baja

que varía con la temperatura y la presión.

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cada uno tiene una masa

semejante a la de un átomo de hidrógeno, una fuente radiactiva en la sonda

emite constantes neutrones de alta energía, que chocan con los núcleos de los

materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones

elásticas, con cada una el neutrón pierde algo de energía y la cantidad

depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor

pérdida es cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa igual

(hidrógeno).


59

Los neutrones interactúan con el núcleo por disipación o captura, y depende de

la energía de éstos:

Neutrones rápidos arriba de 100 keV.

Neutrones de energía puntual intermedia de 100 eV y 100 keV.

Neutrones lentos o epitermales, aquéllos entre 0.025 eV y 100 eV.

Neutrones con energía de 0.025 eV se conocen como termales.

La energía que se imparte de un electrón cuando es propulsado por una

diferencia de potencial de un volt se denomina electrón–volt (eV), la que se

utiliza en registros geofísicos de pozos es el mega electrón-volt (MeV=6

10 ).

Escalas y unidades

Generalmente se presenta en las pistas 2 y 3 en escala coherente con la

densidad de 45 a –15 pu (porosity units). Los neutrones pueden ser

capturados por un núcleo a cualquier energía, la probabilidad de que uno

rápido sea capturado es menor que la de un lento. La energía que se aplica a

un núcleo se realiza por medio de rayos gamma que se caracteriza del núcleo y

se puede observar y registrar, la disipación de neutrones es chocar de la

misma forma que dos bolas de billar, la colisión puede ser de dos maneras:

Colisión Elástica: donde la colisión del núcleo es estrictamente cinética y se

transfiere sólo energía cinética del núcleo. No se produce radiación de ningún

tipo, sólo pérdida de energía interna transferida del neutrón al núcleo.

Colisión Inelástica: donde la colisión tiene tanto energía cinética como

interna, los rayos gamma son conocidos y es indicativa del tipo de núcleo.

La energía perdida por una colisión elástica de neutrones es dependiente de las

masas relativas del neutrón y del núcleo. Si el átomo es hidrógeno que tiene

un solo protón, el núcleo puede perder su energía total en la colisión.


60

Los neutrones son partículas sin carga que producen una ionización

insignificante cuando pasan a través de la materia y no pueden ser detectados

por cualquier instrumento cuya acción dependa de la ionización causada por

las partículas. La detección de neutrones depende de efectos secundarios, los

que resultan de sus interacciones con el núcleo. Dos de éstas que son

aplicables a las medidas de los pozos son:

La absorción de un neutrón por un núcleo con la pronta emisión de una

partícula rápida cargada.

La disipación de un neutrón por un núcleo ligero, tal como un protón,

como resultado del rechazo del núcleo ligero que produce ionización.

Tipos de detectores:

Neutrones epitermales.

Neutrones termales.

Rayos gamma de captura.

Los neutrones que la formación deja llegar a los dos detectores ubicados a

unas pulgadas de la fuente en la herramienta de registro, permiten obtener el

índice de hidrógeno de la formación.

Usos cualitativos

Determinación de límites de capas.

Litología, tipos de fluidos y porosidad.

Usos cuantitativos

Consiste básicamente en la determinación de la porosidad total (figuras 24 y

25).


61

Figura 24. Respuesta en los registros de densidad y neutrón. Efecto de gas (Rider M.,1992).


62

Figura 25. Respuesta de la combinación de CNL-FDC en algunas litologías comunes (Rider M.

,1992).


63

2.10 Registro Sónico o Acústico


aplicación, escala y principio del registro Sónico o Tiempo de Tránsito.

REGISTRO SÓNICO

(Δt)

Ecuación de Wyllie

…………..2.33

Donde

Ø Porosidad de la formación

Δt El tiempo de tránsito medido

Δt ma Tiempo de tránsito de la matriz

Δtf Tiempo de tránsito del fluido

Figura 26. Principio de medición del registro

sónico (Schlumberger,2000).

Carril 3

PRINCIPIO

El sonido emitido desde el transmisor

choca con las paredes del agujero,

generando ondas de compresión y

cizallamiento dentro de la formación,

ondas de superficie a lo largo de la

pared del agujero y ondas dirigidas en la

columna del fluido. El registro sónico

mide el tiempo de tránsito en las rocas

(∆t) (inverso de la velocidad), esto es

una medición de la capacidad que tienen

de transmitirse las ondas de sonido al

pasar por una formación,

geológicamente ésta varía con la textura

de las rocas y litología, que es


64

principalmente la porosidad.

MEDICIÓN

Mide el tiempo de retardo que tarda en

viajar el pulso de sonido entre el

transmisor y receptor. La herramienta

del registro sónico consta de dos

transmisores de ondas acústicas y

cuatro receptores que permiten eliminar

efectos externos como los del pozo, esta

herramienta transmite frecuencias

desde el origen entre 10-40 kHz (Kilo

Hertz) o 10,000-40,000 ciclos por

segundo. La separación entre receptores

determinará el tiempo que tardará la

onda en su camino por la formación

hasta ser registrada.

ESCALA

Escala de 40 a 140 µs/ft. La

velocidad es el recíproco del

tiempo de tránsito (1/∆t) y las

unidades son en m/seg. o ft/seg.

APLICACIÓN

Determinar porosidad (primaria y

secundaria).

Amarres sísmicos.

Presión de poro.

Indicador de permeabilidad.

Dirección de fracturas.

Detección de gas

Características mecánicas de la

roca.

Sismogramas sintéticos.

Estabilidad del agujero.

Determinación de litologías.

Zonas de gas.

Zonas de presiones anormales.

Tabla 11. Características del Registro Sónico.


65

El registro sónico mide el tiempo de tránsito en las rocas ( t ), esto es la

capacidad que tienen de transmitirse las ondas de sonido al pasar por una

formación, geológicamente varía con la textura de las rocas y litología, que es

principalmente la porosidad.

El objetivo de la herramienta del registro sónico, es registrar el tiempo que

tarda en viajar el pulso de sonido entre el transmisor y el receptor. La

medición del pulso es la onda P o compresional que es el primer arribo, en el

que la vibración de las partículas es en dirección del movimiento.

La herramienta del sónico transmite frecuencias desde el origen entre 10-40

kHz (kilo Hertz) o 10,000 - 40,000 ciclos por segundo. La longitud de onda

acústica está entre 7.5 -75 cm (0.25 ft. - 2.5 ft.) sobre el rango de velocidad

de 1500 m/s (5000 ft./seg.) a 7500 m/s (25,000 ft./seg.), esto es un contraste

limpio en una señal sísmica típica.

Escalas y unidades

Las unidades del registro sónico son microsegundos por pie fts / , el rango

del tiempo de tránsito ( t ) más común está entre 40 fts / y 140 fts / , la

escala es elegida de acuerdo al registro. La velocidad es el recíproco del tiempo

de tránsito del sónico (1/ t) y sus unidades son ft/seg.

La curva del registro sónico normalmente se corre en el centro del pozo y es

mostrada en la pista 2 o 3, algunas veces se puede combinar con otras

herramientas y puede aparecer solo en la pista 3. El tiempo de tránsito

integrado (TTI) es registrado simultáneamente, representa un tiempo derivado

por la velocidad promedio registrado en la formación y viene integrada la

profundidad vertical en los intervalos en milisegundos, que está en la parte

inferior de cada columna o barra, 10 milisegundos se representa con una línea

más larga.


66

El camino de la onda compresional registrada es esencialmente a lo largo de la

pared del pozo descubierto con penetración pequeña, generalmente entre 2.5

cm a 25 cm. Ésta es independiente de la separación de las reservas y depende

de la longitud de onda de la señal, entre más grande es, mayor es la

penetración y se presenta en formaciones de alta velocidad.

frecuencia

velocidad 2.34

Donde:

es la longitud de onda

La resolución vertical del sónico está en función de la distancia entre

detectores y puede ser de 2 pies (61 cm).

Usos cualitativos

La velocidad en los tipos de roca sedimentaria es común, probablemente en

altas esté asociado con carbonatos, medias con arenas y bajas con lutitas.

Aunque la respuesta del registro sónico no puede ser definida en términos de

litología, éste es muy sensitivo en la textura de las rocas en cambios suaves. El

camino en el que viaja el sonido a través de una formación, está íntimamente

asociado con materiales de la matriz, distribución, tamaño, forma del grano y

cementación.

En muchos casos, los resultados de la textura causados por la respuesta del

registro sónico pueden no ser conocidos, por lo que difícilmente se puede

calcular la porosidad. Indudablemente ocurren cambios de porosidad pero

éstos también son debido al tamaño de grano y estratificación (estructuras

sedimentarias), no es posible extraer, separar e identificar cada influencia

individual.


67

Usando la tendencia de la compactación, es posible estimar una discordancia,

generalmente es acompañada por efectos diagenéticos que son irreversibles y

presentan valores altos en el tiempo de tránsito, por lo tanto, la compactación

de un sedimento representa valores bajos, similarmente en algunos saltos nos

pueden indicar discordancias o fallas, cuando se compara la tendencia general

del pozo puede dar una idea de la cantidad perdida en la sección.

Usos cuantitativos

En interpretación sísmica se puede usar para determinar intervalos y perfiles

de velocidad, también puede ser calibrado con la sección sísmica. El sónico es

usado para producir el registro de impedancia acústica.

El registro sónico puede ser usado para el cálculo de porosidad, aunque

frecuentemente los valores son inferiores a los del neutrón y al de densidad

(figura 27).

Para usar el registro, es necesario proponerlo cuando hay una formación

promedio y distribución uniforme de poros pequeños. Es propenso a configurar

presiones altas siendo una relación entre la velocidad y la porosidad.

maL VVV

11 2.35

Remplazando 1/V por t tenemos la ecuación de respuesta de Wyllie

(ecuación 2. 36) que es la más utilizada y establece una relación lineal entre el

tiempo de tránsito t medido y la porosidad de la formación; según este

modelo t de la formación es la suma de cada elemento, ponderados por sus

volúmenes en la formación.

maL ttt 1 2.36


68

Esta ecuación, es la suma del tiempo de tránsito medido por la herramienta y

transcurrido en la matriz del sólido y del fluido, se denomina tiempo promedio.

Donde:

V Velocidad medida por la herramienta

LV Velocidad del fluido

maV Velocidad de la matriz

Porosidad

t Intervalo de tiempo de tránsito medido por el registro sónico

Lt Tiempo de tránsito del fluido

mat Tiempo de tránsito de la matriz

Para estimar la porosidad real en presencia de gas, la calculada debe ser

multiplicada por un factor entre 0.7-0.8, hay que tomar en cuenta que es

únicamente una estimación.

Si la porosidad es calculada en presencia de arcilla, el registro sónico debe ser

corregido a partir de otros registros.


69

Figura 27. Respuestas típicas del registro sónico o intervalo de tiempo de tránsito t (Rider M.,

1992).


70

2.11 Registro de Resistividad y Conductividad

Las tablas 12, 13 y las figuras 28 a 31, muestran un resumen del

funcionamiento, aplicación, escala y principio del registro de Resistividad y

Conductividad.

REGISTRO RESISTIVIDAD

(LLD, MSFL, LLS)

Figura 28. Principio de medición del Registro de Resistividad

(Torres Verdín, 2003,D).

Carril

3

PRINCIPIO

La resistencia es la capacidad de impedir el

flujo de corriente eléctrica y la resistividad

es la resistencia por unidad de longitud. El

registro eléctrico mide la resistividad de las

formaciones (resistencia) al paso de la

corriente eléctrica. La magnitud medida es la

conductividad (inverso de la resistividad) de

una formación o habilidad para conducir o

inducir corrientes eléctricas.


71

MEDICIÓN

Se utilizan electrodos para obtener

simultáneamente la medición de las curvas

profunda y somera, se emplean en pozos

perforados con lodo de baja conductividad.

La resistividad del subsuelo se puede

obtener midiendo ya sea directamente la

resistividad o su inversa, la conductividad.

La primera, se logra suministrando una

corriente a través de dos electrodos

colocados en la herramienta y que generan

una diferencia de potencial, mientras que si

se induce una corriente alrededor del pozo,

se puede medir la capacidad de la formación

para conducirla.

ESCALA

Logarítmica de 0.2 a 2000 ohm

m2/m. El rango de las magnitudes

medidas de la resistividad es muy

amplio y se mide en ohm-m.

Son graficados en escalas

semilogarítmicas.

Generalmente se grafican en el carril

2 o 3.

APLICACIÓN

Determinar la resistividad de la zona

no invadida Rt .

Diferencia entre zonas de agua salada

y zonas de hidrocarburos.

Estima diámetro de invasión, usando

las tres curvas.

Correlacionar formaciones.

Determinaciones de saturaciones de

agua.

Determinación del diámetro de

invasión.

Tabla 12. Característica del Registro de Resistividad.


72

Tabla 13. Tipo de variantes de los Registros de Resistividad.

INDUCCIÓN LATEROLOG MICROESFÉRICO

Figura 29. Principio de

medición de la inducción

(Torres Verdin,2003.D).

Figura 30. Doble Laterolog

(Torres Verdin,2003,D).

MEDICIÓN MEDICIÓN MEDICIÓN

Realiza medidas de

resistividad a tres diferentes

profundidades de

investigación. Proporciona

información para determinar

las resistividades de la zona

virgen, la zona barrida y la

zona de transición.

Proporciona dos mediciones

con la mayor profundidad de

investigación, de tres

mediciones necesarias que se

requieren para tratar de

determinar la resistividad de la

zona invadida y de la zona

virgen, a éstas se les conocen

como Lateral somera y Lateral

Profunda.

Se basa en el principio de

enfoque esférico usado en los

equipos de inducción pero con

un espaciamiento de

electrodos mucho menor.

Reduce el efecto adverso del

enjarre del fluido del pozo.

APLICACIÓN APLICACIÓN APLICACIÓN

Funciona en lodos no

conductivos o en pozos

perforados con aire.

Para formaciones de bajas

resistividades ( menores

que 100Ωm).

Adecuada para capas de

más de 6ft de espesor.

Amplio rango dinámico de

0.2 a 20000 ohm-m

utilizable en lodo de

salinidad media y alta.

Lectura confiable en altos

contraste Rt/Rm.

Detección de vista rápida

de hidrocarburos.

Gráficos de invasión.

Resistividad de la zona

lavada.

Localización de poros y

zonas permeables.

Indicador de hidrocarburo

móvil.

Calibrador.

Figura 31. Principio de medición de registro

microesférico (Halliburton, 2004,D).


73

Este registro mide la resistencia al paso de corriente eléctrica en la formación.

La medición es la conductividad o la habilidad para conducir corriente eléctrica

medida por la herramienta de inducción, generalmente es convertida

directamente y trazada en un registro de resistividad.

Los hidrocarburos son la excepción de los fluidos conductores, por lo que son

infinitamente resistivos. Cuando una formación es porosa y contiene agua

salada, la resistividad total tiende a bajar, cuando esta misma contiene

hidrocarburos va a ser muy alta.

El registro de resistividad puede indicar las zonas donde es factible encontrar

hidrocarburos mediante análisis cuantitativo, una formación resistiva puede

contribuir con la información de litología, facies y sobrepresiones

principalmente. Éste es usado frecuentemente por correlación. El registro se

toma en agujero descubierto con lodos conductivos que son mezclados con

agua salada y no se pueden correr en base aceite o agua dulce.

Los registros de inducción son más efectivos con lodos no conductores (base

aceite o agua dulce), de cualquier forma éstos se pueden correr, además, con

lodos base agua salada son efectivos, las lecturas crudas pueden ser

necesarias para usos cuantitativos.

El principio que determina la resistencia eléctrica en un circuito con instalación

de alambre. Se mide en ohms en términos eléctricos, con unidades de ohms

m²/m que existe en las resistencias con dimensiones normalizadas.

Resistividad (ohms m²/m)=dadconductivi

x10001(milimhos/m) 2.37

La conductividad de las rocas es debido al agua intersticial en los poros que

contiene transmisión de corriente en sal, el esqueleto de la roca no es

conductor pero pueden jugar un papel importante, cuantitativamente se

expresa como wo RFR


74

La meta esencial de los registros de resistividad es como está la resistividad

verdadera de la formación tR y especialmente si es una saturación en

hidrocarburos, en este efecto es necesario considerar la invasión del lodo

filtrado (con cierta salinidad y por lo tanto, resistividad mfR ). En una formación

contiene cualquiera de las dos; agua o hidrocarburo.

Escalas y unidades:

El registro de resistividad es graficado en una escala logarítmica en la pista 2 o

en la 2 y 3. Los valores son usualmente 0.20-20 ohm m²/m por una pista ó

0.2-2000 ohm m²/m en la pista 2 y 3 son usados juntos.

Los registros de resistividad o conductividad son afectados por contrastes de

resistividad grandes entre el medio ambiente y la formación.

Usos cualitativos:

La resistividad de la roca se encuentra relacionada a la textura, la expresión

simple de la misma es la variación de la resistividad con cambios de porosidad,

cuando decrece ésta la resistividad aumenta, cuando es constante y hay

desviación en relación a la resistividad, indica un cambio en saturación de agua

y la presencia de hidrocarburos (figura 32).

El registro de resistividad no puede ser usado para un primer reconocimiento

de litologías comunes. En ciertos casos específicos, los registros de resistividad

pueden ser usados para indicar litología, donde ciertos minerales son valores

de resistividad distintivos; sal, anhidrita, yeso, carbón, caliza compacta y

dolomita todos son altos, fuera de lo común.


75

Usos cuantitativos:

Cálculo del volumen de aceite o en términos petrofísicos, determinar la

saturación de agua wS cuando no es 100%, por presencia de hidrocarburos.

1- wS = hcS 2.38

Donde:

hcS Es saturación de hidrocarburo

wo RFR La ecuación tiene otras aplicaciones aparte de la medición de la resistividad

Resistividad total de la roca = el factor de formación resistivo x la resistividad

del fluido de formación

o

t

R

RI 2.39

Ecuación de Archie.

t

wn

wR

RFS

2.40

Donde:

wS Es la saturación de agua

n El exponente de saturación, usualmente 2

ow RRF Cuando la formación es 100% saturada de agua

La ecuación anterior normalmente se escribe.

t

ow

R

RS 2 2.41


76

La saturación de agua se obtiene con la siguiente ecuación:

t

ow

R

RS ó

t

w

R

RF 2.42

Ecuación de Archie promedio.

t

ww

R

RS

15.2

62.0

Ecuación saturación de agua 2.43


77

Figura 32. Repuestas típicas del registro de resistividad en presencia de fluidos (Rider M.,

1992).

2.12 Correcciones a los Registros Geofísicos de Rayos Gamma y Resistivos

Debido a que la respuesta de los registros se ve afectada por varios factores,

como el espesor de la capa, diámetro de agujero, densidad del lodo, espesor

del cemento atrás de las tuberías de revestimiento, etc. Se sugiere hacer

correcciones para obtener resultados más confiables; así se pueden efectuar

las siguientes modificaciones:


78

2.12.1 Corrección para RG por efecto del pozo

Si el tamaño de agujero varía considerablemente, en los intervalos dentro de la

zona a analizar o dentro de la zona de arcilla usada para escoger el valor de

RGmax, la corrección de RG es necesaria. Correcciones para SP raramente son

usadas, aunque algunos efectos del tamaño del agujero y propiedades de lodos

pueden ser vistos. Tablas de correcciones complejas están disponibles, para

llevar a cabo dichos cambios se ocupa la siguiente fórmula:

(2.44)

Donde:

CAL – tamaño del agujero en milímetros

GR – lectura de rayos gamma

GRc – lectura de rayos gamma corregida por tamaño del agujero y densidad del lodo

en API

MWT – densidad de lodo en kg/m3

La ecuación 2.44 se deriva de la figura 33. Si la densidad del lodo no es

conocida, las soluciones más comunes son:

Ocupar una densidad del lodo de 1250 kg/m3

No realizar la corrección y usar el valor de RG original


79

Figura 33. Corrección de RG por efecto de pozo.

2.12.2 Corrección de resistividad profunda a resistividad verdadera (Rt).

En este caso se pueden hacer correcciones ocupando dos curvas, la de doble

laterolog de inducción (ILD) y la de doble laterolog (DLL).

Corrección con ILD

Una de las ventajas de este tipo de registros es que el valor de Rt (resistividad

verdadera de la formación), es más preciso que el obtenido con los

levantamientos eléctricos. Todas las curvas de resistividad necesitan

correcciones. Para la corrección de la ILD se puede usar la gráfica de tornado

(figura 34) u ocupar la siguiente relación matemática derivada de la gráfica:

(2.45)


80

Figura 34. Gráfica Tornado para obtener Rt y Rxo con registros de inducción (Schlumberger,

2000).

Corrección con LLD

El doble laterolog con Rxo (resistividad de la zona lavada) emplea laterolog

profundo (RLLD) y somero (RLLS). Junto con el registro microesférico enfocado

(MSFL), estos proporcionarán las mediciones de resistividad usadas para

corregir la resistividad profunda (RLLD) a Rt. Cuando Rxo es medido junto con

LLD el valor de Rt puede ser determinado con la ayuda de una gráfica de

tornado (figura 35) o con la relación:

(2.46)


81

Figura. 35. Gráfica de Tornado para herramientas LLD (Schlumberger, 2000).

En el caso de que no se tenga una curva que mida Rxo y RLLs > RLLd, se puede

usar la siguiente ecuación:

(2.47)

Cuando RLLd > RLLs se ocupará una relación diferente:

(2.48)


82

3. ARENAS ARCILLOSAS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante reconocerá lo

que afecta en los parámetros obtenidos de los registros geofísicos, la

naturaleza de los minerales arcillosos, su distribución y análisis en las arenas

arcillosas.

3.1 Arenas Arcillosas

Una cantidad pequeña de arcilla, dispersa en los poros, puede ser útil en los

entrampamientos del agua intersticial, permitiendo la producción de

hidrocarburos en reservas con alta saturación de agua.

El contenido de arcillas laminares o dispersas en las arenas, afectan los

parámetros obtenidos por los registros geofísicos como son la porosidad,

saturación de agua, en una pequeña parte el flujo y la dirección del

hidrocarburo.

La arcilla autígena puede precipitarse directamente del agua de formación o a

través de alteraciones diagenéticas de feldespatos y fragmentos de roca

volcánica.

El agua contribuye a la conductividad eléctrica, pero no a la hidráulica, porque

está vinculada a la inmovilidad del agua, ya que las arcillas son capaces de

absorber grandes cantidades de agua en sus poros.

Un yacimiento con arcillas dispersas puede tener porosidad efectiva y total.

La presencia de lutitas o arcillas en areniscas tiene dos efectos en el

yacimiento:


83

1. Afectan la capacidad de almacenamiento en un yacimiento por reducción

de porosidad efectiva.

2. Reducen en un yacimiento la habilidad de transmisión de los fluidos por

disminución de permeabilidad.

Además de la pérdida de porosidad efectiva y permeabilidad, las arcillas

también pueden causar problemas en la terminación de un pozo:

Migración de finos; donde los minerales arcillosos están sueltos y son

desplazados (erosionados) con los granos de arena, y emigran con los

fluidos de yacimiento en el pozo perforado y obstruyen los poros,

causando una pérdida de la permeabilidad.

Reacción con el agua; las arcillas del yacimiento se hinchan cuando el

agua es introducida, causando pérdidas de porosidad efectiva y

permeabilidad.

Reacción con ácidos; cuando el ácido clorhídrico (HCl) reacciona con

arcillas que contienen hierro, se forma hidróxido férrico que es una

precipitación gelatinosa que obstruye los poros y reduce la

permeabilidad.

La presencia de arcillas en un yacimiento tiene dos efectos en los registros

geofísicos:

1. La resistividad es baja

2. Generalmente registra altos valores de porosidad en los registros:

sónico, neutrón y densidad.

En la figura 36 se muestra la relación entre resistividad del agua de formación

( wR ) y en areniscas saturadas de agua ( oR ). En una arena limpia (libre de

arcilla) las trazas pasan por una línea recta a través del origen con una


84

inclinación igual a uno sobre el factor de formación (F*), multiplicado por la

resistividad del agua wR , la ecuación es

wR

F

1. Si el contenido de arcillas

aumenta en las arenas, es remplazado en algunas rocas de la matriz y si los

restos de porosidad efectiva está inalterada, la línea es desplazada hacia abajo

(figura 36), indicando resistividad baja (alta conductividad), se debe al alto

contenido de agua y conductividad asociada con las arcillas en las areniscas.

Figura 36. Se muestra la relación entre resistividad del agua de formación ( wR ) contra la

resistividad en areniscas saturadas de agua ( oR ) en una arenisca limpia y una arcillosa con una

porosidad de 31.6%.

(Asquith, 1998).

En la figura 36, los efectos en las arcillas no son uniformes y la resistividad es

más baja cuando es alta en el agua de formación ( wR ).

La presencia de arcilla se determina por los siguientes registros de porosidad:

10

1.0

0.10.01 0.1 1.0 3.3 10

Rw

Ro

Are

na lim

pia

F=10

Arenas arcillosas

10

1.0

0.10.01 0.1 1.0 3.3 10

Rw

Ro

Are

na lim

pia

F=10

Arenas arcillosas


85

1. Sónico; es el registro más antiguo, el intervalo de tiempo de tránsito de

arcillas o lutitas es alto, donde la porosidad es calculada usando el de la

matriz.

2. El segundo registro es el Neutrón compensado; que mide las

concentraciones de iones de hidrógeno en los espacios porosos de una

formación.

3. El tercero es el de densidad; registra porosidades altas cuando la

densidad de la matriz de arcillas es menor que la del yacimiento, de

cualquier forma en el caso donde éstas son las mismas, puede registrar

buena porosidad efectiva. Si en arcillas es mayor o menor que la de la

matriz de las arenas (2.65 gr/cc), la porosidad del registro puede ser

menor o mayor que la calculada en una arenisca libre de arcilla.

En análisis de arenas arcillosas, las mediciones de porosidad de los tres

registros deben ser corregidos por la presencia de arcilla, para obtener la

porosidad efectiva, ésta es capaz de permitir el movimiento de los fluidos en

los yacimientos.

Las lutitas o arcillas pueden causar valores incorrectos de saturación de agua

total (muy altos wtS >70%) que indican que la zona está saturada de agua,

donde en realidad ésta puede ser productiva, por lo tanto, la corrección en

arenas arcillosas es utilizada para discriminar entre la saturación de agua total

y efectiva ( weS < wtS ).

3.2 Naturaleza de minerales arcillosos y lutita

La lutita es la mezcla de minerales arcillosos y limos muy finos, su depósito se

presenta en un ambiente profundo y de baja energía. La fracción de limos en

lutita consiste de partículas finas (<0.0625 mm) principalmente de cuarzo, por

otro lado, la fracción de arcilla en lutitas es creada por minerales de silicatos

de aluminio hidratados con pequeñas cantidades de magnesio, hierro, potasio


86

y titanio. Las partículas de arcilla tienen una estructura de plaquetas en forma

de capa colocándose unas sobre otras (Arroyo, 1996).

Los minerales arcillosos pueden ser clasificados dentro de grupos específicos

de acuerdo a su estructura cristalina, como se muestra en la tabla 14.

Tipo de arcilla

CEC

meq/g

dCNL

av

g/cc

Constituyentes

Menores

Componentes del

RG espectral

K

%

U

ppm

Th

ppm

Montmorillonita 0.8-1.5 0.24 2.45 Ca, Mg, Fe 0.16 2-5 14-24

Ilita 0.1-0.4 0.24 2.65 K, Mg, Fe, Ti 4.5 1.5 <2

Clorita 0-0.1 0.51 2.8 Mg, Fe ------- ------- ------

Caolinita 0.03-0.06 0.36 2.65 ------- 0.42 1.5-3 6-19

Tabla 14. Propiedades de las arcillas ( Asquith, 1998).

)(av Densidad promedio Th Torio

SGR Rayos Gamma Espectral K Potasio

CNL Porosidad del Neutrón U Uranio

La primera columna indica la capacidad de intercambio de cationes (CEC) de

cada mineral arcilloso, que es la capacidad del agua absorbida de las arcillas al

intercambiar cationes de posición con los de sodio que están en el agua libre.

La distribución de iones de sodio (Na) y moléculas de agua ( OH 2 ) cercanas a

las láminas de arcilla directamente sobre las superficies de éstas es un estrato

de agua absorbida, después es una capa hidratada por iones de Na con

equilibrio suficiente se encargan de las láminas de arcillas negativas. Los iones

de Na son llamadas cationes intercambiables (figura 37).


87

La CEC es expresada en miliequivalente por gramo de arcilla (1meq = -

20106 átomos).

La conductividad eléctrica de la arcilla se considera derivada del agua ligada al

tipo de arcilla, que varía de acuerdo al tipo de éstas y es mayor para las más

finas (con mayores áreas de superficie), como la montmorillonita y menor para

las más gruesas como la caolinita.

La capacidad de intercambio de cationes (CEC) en montmorillonita e ilita es

alto comparado con la clorita y caolinita debido a la cantidad de agua que

tienen estos minerales.

Figura 37. Modelo de agua y distribución de cationes intercambiables en la superficie de arcillas

(Asquith, 1998).

Las arenas arcillosas con grandes cantidades de montmorillonita e ilita tienen

más alta conductividad que las arenas arcillosas que tienen caolinita y clorita.

La clorita y caolinita tienen porosidades mayores que la montmorillonita y la

ilita.

Esquema de

la molécula

de aguaPlano

exterior de

Helmholtz

AGUA

Agua de

hidratación

Xh

Cristal de

arcilla

Agua absorbida

Ion de sodio

Esquema de

la molécula

de aguaPlano

exterior de

Helmholtz

AGUA

Agua de

hidratación

Xh

Cristal de

arcilla

Agua absorbida

Ion de sodio


88

La montmorillonita se hincha al contacto con el agua y sufre diagénesis a ilita a

altas temperaturas, esto ocasiona eliminación de agua y contribuye a

aumentar la presión de las arenas adyacentes. Otro componente en las arcillas

es el hierro (Fe) que afecta la sensibilidad del ácido clorhídrico (HCl).

Los minerales arcillosos de la tabla 14, se presentan en los yacimientos como

una mezcla mineralógica llamados estratos mezclados.

3.3 Distribución de lutita o arcilla en arenas arcillosas

Las arcillas se dividen de la siguiente forma:

Laminar

Alogénicas

Estructural

Arcillas

Autigénica Dispersas (es producto de la diagénesis)

Lutita laminada

Se encuentran en estratos de una o varias pulgadas de grueso entre capas de

arena o arenisca (figura 38b), cuando es muy delgada la resistividad es menos

afectada, la lutita o arcilla rica de detritos de limo tienen baja resistividad

debido a que tienen esencialmente permeabilidad cero y retienen el agua.

El promedio de permeabilidad y porosidad en secuencias de arenas y lutitas

interlaminadas teóricamente, serán reducidas en una proporción al volumen de

lutita shV . Por ejemplo un 40% de ellas teóricamente reducirá la porosidad y


89

la permeabilidad en un 40% y la arena limpia tendrá un volumen del 60%; se

asume que en un yacimiento se puede producir hidrocarburo con un 50% de

ellas. El 30% o 40% de éstas es la tolerancia máxima para la producción

comercial en este tipo de distribución de lutita.

Lutita estructural

En ésta, los granos de arcilla, clastos o partículas de lutitas se encuentran

intercaladas con granos de arena (figura 38c). Usualmente las arcillas ocurren

como granos o clastos y tienen poco efecto en la porosidad y permeabilidad.

Afectan menos la capacidad de los yacimientos. Las lutitas estructurales y

laminadas tienen respuestas similares en los registros.

Arcillas dispersas

Son arcillas que están dispersas en los espacios porosos de arenas y

reemplazan el volumen del fluido (figura 38d). Este tipo de distribución es muy

dañino porque una cantidad pequeña de éstas estrangula los poros reduciendo

la porosidad efectiva y la permeabilidad.

El volumen de arcilla máximo tolerable es 15-20 % la mayoría son autígenas,

esto quiere decir que la composición de las arcillas (incluyendo el contenido de

agua) en las arenas pueden ser radicalmente diferentes y tener significativos

cambios de resistividad. De esta manera, en el análisis de arenas arcillosas es

arriesgado usar la resistividad de la lutita adyacente, es necesario tomar en

cuenta si la distribución fue laminada (figura 38b), estructural (figura 38c) o

arcillas bioturbiditas alogénicas. En todos estos casos el origen es detrítico, la

resistividad de la lutita adyacente es por lo tanto compatible con la lutita en

arenas arcillosas.


90

Figuras 38 (a,b,c y d). Modo de ocurrencia de las lutitas y arcillas en areniscas ( Asquith, 1998).

La figura 39, muestra los tres diferentes tipos de dispersión de la arcilla

autígena que pueden ser presentadas en arenas.

a) El tipo de partículas separadas consiste principalmente de caolinita que

crea plaquetas aisladas que reduce la porosidad y la permeabilidad

(figura 39).

b) El tipo pore linning o poro revestido (clorita) forra los granos con barbas

formando microporos que atrapan el agua en los poros y reducen

significativamente la permeabilidad.

c) El tipo pore-bridging (ilita) estrangula los poros con arcillas fibrosas que

bajan significativamente la porosidad y reducen drásticamente la

permeabilidad.

Arena limpia Lutita laminar

(arcilla detrítica)

Arcilla estructural

(arcilla detrítica)

Arcilla dispersa (arcilla autígena)

a. b.

c. d.


91

Figura 39. Muestra los tres modos de ocurrencia de la arcilla autígena en las reservas de

areniscas (Asquith, 1998).

Pore-linning

Poro revestido (clorita)

Partículas sin conexión

(caolinita)

Pore-bridging

Poro en forma de puente (ilita)

Granos

de arena

a.

b.

c.

Granos

de arena

Granos

de arena

Pore-linning

Poro revestido (clorita)

Partículas sin conexión

(caolinita)

Pore-bridging

Poro en forma de puente (ilita)

Granos

de arena

a.

b.

c.

Granos

de arena

Granos

de arena


92

3.4 Análisis en arenas arcillosas

Para elegir la técnica depende de la información disponible en los datos de los

registros.

En el análisis de arenas arcillosas las fórmulas son usadas para disminuir los

valores de saturación de agua por los efectos de lutitas o arcillas.

Determinación del volumen de arcilla

El primer paso, en el análisis de arenas arcillosas es determinar el volumen de

arcilla ( clV ), que siempre se debe realizar durante el análisis de registros.

Rayos Gamma (GR); detecta arcillas por un incremento de radiación.

Potencial Espontáneo (SP); detecta arcillas por las deflexiones del SP

causado por la pérdida de permeabilidad iónica en arenas arcillosas.

Neutrón-Densidad; detecta la presencia de arcillas por el aumento de

porosidad en el registro neutrón, por encima de la que obtiene el de

densidad, si ésta es alta en el neutrón es resultado de altas

concentraciones de iones de hidrógeno en arcillas.

Registro de Rayos Gamma

Determinación del volumen de arcilla, nos permite conocer si las arenas son o

no consolidadas. Comúnmente las arenas del Terciario son sin consolidar.

minmax

minlog

GRGR

GRGRIGR

Índice de Rayos Gamma 3.1


93

0.1233.02

GRI

clV Volumen de arcillas en arenas consolidadas 3.2

0.12083.07.3

GRI

clV Volumen de arcillas en arenas sin consolidar 3.3

Donde:

GRI Índice de Rayos Gamma

logGR Rayos Gamma para arenas arcillosas (zona a evaluar)

minGR Rayos Gamma mínimo (arenas limpias)

maxGR Rayos Gamma máximo (lutitas)

Registro de Potencial Espontáneo

SSP

PSPVcl 0.1 Volumen de arcillas 3.4

Donde:

clV Volumen de arcillas

PSP Potencial Espontáneo Pseudoestático (SP en arenas arcillosas)

SSP Potencial Espontáneo Estático (SP en arenas limpias gruesas)

Registro Neutrón-Densidad

dshnsh

dnclV

Volumen de arcillas 3.5

Donde:

clV Volumen de arcilla

n Porosidad del Neutrón en arenas arcillosas

d Porosidad del Densidad en arenas arcillosas

nsh Porosidad del Neutrón en lutitas adyacentes

dsh Porosidad del Densidad en lutitas adyacentes


94

El volumen de arcilla puede ser determinado por la aplicación de los tres

métodos, y se usará el valor más bajo obtenido en las ecuaciones de porosidad

y arenas arcillosas. Si éstas forman parte de un yacimiento con gas, el

volumen de arcilla ( clV ) no debe ser determinado por el registro de neutrón-

densidad, ya que el gas puede afectar las curvas del neutrón o densidad.

Las arcillas con alta capacidad de cambio de cationes (CEC) tienden a dirigirse

hacía la superficie, por lo tanto, ellos también tienen alto contenido de agua y

poseen más efectos pronunciados en las mediciones de registros.

Los registros de Rayos Gamma no deben ser usados para determinar el

volumen de arcillas cuando están presentes los feldespatos en arenas, porque

la presencia de potasio puede causar una sobreestimación.

Corrección de porosidad

Después de determinar los valores del volumen de arcillas ( clV ) éstos son

usados para corregir la porosidad del registro por efecto de arcilla. Las

fórmulas para la corrección del sónico, densidad y la combinación Neutrón-

Densidad son:

maf

mashcl

shmaf

ma

ett

ttV

ttt

tt 100log Registro Sónico 3.6

Donde:

e Porosidad efectiva (registro sónico corregido por arcilla)

logt Intervalo de tiempo de transito en formaciones de lutitas (zona a evaluar)

mat Intervalo del tiempo de tránsito de la matriz de la formación

ft Intervalo de tiempo de tránsito del fluido (lodo dulce 189 y lodo salado 185)

sht Intervalo de tiempo de tránsito de lutitas adyacentes



95

fma

shmacl

fma

bmae V

Registro de Densidad 3.7

Donde:


e Porosidad efectiva (registro de densidad corregido por arcillas)

ma Densidad en la matriz en formaciones libres de arcillas

b Densidad en formación de lutitas

f Densidad del fluido (1.0 para lodos dulces y 1.1 para lodos salados)

sh Densidad de lutitas adyacentes

Combinación del registro Neutrón-Densidad (Dewan,1983)

nshclnnc V 3. 8

dshclddc V 3.9

2

dcnce

Para aceite 3.10

21

22

2

dcnc

e

Para gas 3.11

Donde:

e Porosidad efectiva (registros neutrón y densidad corregidos por arcillas)

n Porosidad del neutrón en formaciones de lutitas

d Porosidad de densidad en formaciones de lutita


nc Porosidad del neutrón corregida por arcillas


96

dc Porosidad de densidad corregida por arcillas

nsh Porosidad del neutrón en lutitas

dsh Porosidad de densidad en lutitas

Desarrollo del análisis de arenas arcillosas en el periodo 1950-1980’s

Las fórmulas usadas para la corrección de Saturación de agua total ( wtS ) a

efectiva ( weS ) depende de la disponibilidad de cierto grupo de registros, de

todos modos la distribución de las arcillas es conocida (estructural, laminada o

dispersas).

En la tabla 15 se muestran los diferentes métodos de análisis de arenas

arcillosas con los registros necesarios para los cálculos, siguiendo el orden de

las fórmulas que corrigen las mediciones de éstos por la presencia de lutita o

arcilla.


97

Métodos en arenas

arcillosas

Registros Observaciones

Principio

1950’s

Doble agua Rayos Gamma

Potencial Espontáneo

Resistividad

Sin utilizar registros de

porosidad Compensación

automática

Finales

1950’s

Compensación

automática

Rayos Gamma


Resistividad

Sónico

1960’s

Arcillas Dispersas

Rayos Gamma


Resistividad

Sónico

Densidad

1970’s

Simandoux Rayos Gamma


Resistividad

Sónico

Neutrón-Densidad

Fertl

1980’s Método de doble agua

Tabla 15. Métodos y registros utilizados para el cálculo de arenas arcillosas (Asquith, 1998).


98

A principio de los cincuenta, solo se obtenían los registros eléctricos y de

porosidad, la fórmula para calcular la porosidad ( ) a partir de la resistividad

(tabla 16) es:

m

xo

xomf

tS

RRa1

2

/

3.12

Donde:

t Porosidad total derivada de la resistividad (sin corrección de arcillas)

mfR Resistividad del lodo filtrado

xoR Resistividad poco profunda o superficial

xoS Saturación de agua en zona de fluido abundante

a =0.81, m=2.0 en arenas consolidadas

a =0.62, m=2.15 en arenas sin consolidar

API° xoS

Gas ----- 60-90

Aceite con gravedad alta 40-50 90-95

Aceite con gravedad media 20-40 80-90

Aceite con gravedad baja 10-20 70-80

Tabla 16. Las unidades API y la saturación de agua de los hidrocarburos y su gravedad.

Porosidad efectiva es entonces calculada.

clte V 1 3.13


99

Donde:

e Porosidad efectiva derivada de la resistividad

t Porosidad total derivada de la resistividad


Después de calcular la porosidad total ( t ) derivada de la resistividad y la

efectiva ( e ), la Saturación de agua efectiva ( weS ) se puede obtener a partir de

los métodos de doble agua y de compensación automática, ambos sin el

registro de porosidad.

3.4.1 Método de Doble Agua, Sin el Registro de Porosidad

Primero se calcula la resistividad del agua ligada a las arcillas

2

tshb RR 3.14

Donde:

bR Resistividad del agua ligada a las arcillas

shR Resistividad de lutita adyacente

t Porosidad total (derivada de la resistividad)

Usando el modelo de doble agua, se calcula la resistividad de las arenas

arcillosas si están 100% saturadas de agua ( 0.1wS ), donde la porción de

lutitas o arcillas de las rocas tienen una resistividad de agua de bR y el agua

libre (sin relación con las arcillas) tienen una resistividad total de wR .

21 tclbclw

wbo

VRVR

RRR

3.14


100

Asumiendo que:

a =1 m=2.0

Donde:

oR Resistividad mojable (puede ser igual a tR ) en arenas arcillosas

bR Resistividad del agua ligada a las arcillas



t Porosidad total derivado de la resistividad

21

t

owe

R

RS Saturación de agua efectiva 3.15

Donde:

weS Saturación de agua efectiva (corregido de arcillas)

oR Resistividad mojable

tR Resistividad total de formación (incluye la roca y el fluido)

3.4.2 Método de compensación automática sin el Registro de Porosidad

Este método está basado sobre un entendimiento que la resistividad causada

por la presencia de lutita o arcillas ( tR ) va a ser baja y la porosidad total ( t )

obtenida de la resistividad será alta, el índole alrededor de estos dos efectos

permite la compensación de otros pasos. La Saturación de agua efectiva ( weS )

se calcula con la siguiente fórmula:

21

t

w

m

t

weR

RaS

3.16


101

Donde:

a =0.81, m =2.0 En arenas consolidadas

a =0.62, m =2.15 En arenas sin consolidar

wR Resistividad de agua de formación

tR Resistividad total de formación (incluye roca y fluido)

weS Saturación de agua efectiva

t Porosidad total, obtenida de la resistividad sin corrección de arcillas

3.4.3 Método de compensación automática

A finales de 1950 el registro Sónico fue agregado al grupo de registros, y así

junto con el eléctrico son empleados para la corrección de lutita. La técnica

para el análisis de arenas arcillosas es llamada método de compensación

automática, que analiza los efectos de baja resistividad ( tR ) que causan en los

registros eléctrico y sónico, lecturas altas de porosidad ( s ) y las fórmulas para

la corrección de las arenas arcillosas son:

21

2

81.0

t

w

s

weR

RS

3.17

shmaf

ma

sttt

tt

100log 3.18

maf

mashcl

shmaf

ma

ett

ttV

ttt

tt 100log 3.19

Donde:

s Porosidad del sónico sin correcciones de arcilla (porosidad total)



102

tR Resistividad total de formación (incluye roca y fluido)

e Porosidad efectiva


logt Intervalo de tiempo de tránsito en arenas arcillosas (zona a evaluar)

ft Intervalo de tiempo de tránsito en el fluido

mat Intervalo de tiempo de tránsito en la matriz

sht Intervalo de tiempo de tránsito en lutitas


sht

100= Corrección por compactación, válida sólo para arenas sin consolidar

3.4.4 Método de arcillas dispersas

Los registros de densidad fueron añadidos a los de resistividad y sónico. La

técnica de arenas arcillosas fue llamada Método de arcillas dispersas en 1963.

El Sónico detecta la mezcla de arcillas dispersas con agua en los poros y

obtiene valores de porosidad igual a la suma de fracción volumétrica ( t

porosidad total). El de Densidad detecta únicamente la porosidad llena de

agua. La fracción de arenas limpias en espacios de poros intergranulares

ocupado por arcillas es llamado q.

q =

s

ds

3.20

Donde:

s = Porosidad del Sónico sin corrección de arcillas (o porosidad total)

d = Porosidad de Densidad sin corrección de arcillas

La Saturación de agua efectiva es:

q

qq

R

R

St

w

s

we

1

22

8.02

2 3.21


103

Donde:


s Porosidad del sónico sin corrección de arcillas (o porosidad total)


tR Resistividad total de formación (incluyendo roca y fluido)

Un aspecto importante del método de arcillas dispersas, es que la ecuación no

requiere un valor para la resistividad de lutita ( shR ) o volumen de arcilla ( clV )

porque el factor de lutita (q) es determinado dentro de las arenas arcillosas.

La porosidad efectiva es:

fma

shmacl

fma

bmae V

3.22

Donde:


ma Densidad de la matriz

b Valor de densidad para arenas arcillosas

f Densidad del fluido

sh Densidad de la lutita


El método de arcillas dispersas puede tener una credibilidad pobre en arenas

con gas, porque la porosidad de Densidad puede ser más grande que la del

Sónico (recordar que q en la ecuación asume que s > d ).

Un cálculo adicional para obtener q (aparte de usar las porosidades del Sónico

y Densidad) es por medio de las siguientes fórmulas:

t

etq

3.23


104

s

claVq

3.24

cld

cl

aV

aVq

3.25

Donde:


t Porosidad total


d Porosidad de Densidad

s Porosidad del Sónico

a =0.35 Areniscas consolidadas

a =0.25 Arenas sin consolidar

En los setenta, el grupo de registros usados incluía el registro eléctrico y la

combinación de Neutrón-Densidad.

3.4.5 Método de Simandoux (1963)

sh

cl

sh

cl

tw

e

e

w

weR

V

R

V

RR

RCS

22

2

5

3.26

Donde:




105

shR Resistividad de la lutita adyacente


tR Resistividad total de la formación (incluyendo roca y fluido)


C=0.40 Para areniscas

C=0.45 Para carbonatos

3.4.6 Método de Fertl (1975)

22

12

clcl

t

w

d

we

VaVa

R

RS

3.27

Donde:


d Porosidad de Densidad sin corrección de arcillas


tR Resistividad total de la formación (incluye roca y fluido)


a =0.25 Costa del golfo

a =0.35 Rocas de montañas

0.81

t

w

R

R Usado en la costa del golfo

La porosidad efectiva ( e ) es calculada por las mismas fórmulas usadas con la

ecuación de Simandoux.

La técnica de Fertl tiene dos ventajas sobre la técnica de Simandoux:

1. Es más fácil de calcular


106

2. Ésta no necesita un valor de resistividad de la lutita adyacente, que

puede ser importante en áreas de arenas y lutitas consolidadas. Como

ya se ha mencionado frecuentemente, la resistividad de las lutitas

adyacentes es más alta que las areniscas arcillosas.

Hay una transformación en el análisis de arenas arcillosas que es intentar usar

la Capacidad de intercambio de cationes (CEC) en lugar del Volumen de arcillas

( clV ), se obtiene una mejor medida del impacto de arcillas sobre los registros,

esto debe ser determinado en el laboratorio y depende de los datos del núcleo.

3.4.7 Método de doble agua

Para el método de doble agua se presenta la siguiente secuencia:

1. Cálculo del volumen de arcilla ( clV ).

2. Corrección de la porosidad (obtenida del Neutrón y Densidad)

por arcilla.

3. Cálculo de la Porosidad efectiva.

Calcular la porosidad efectiva a partir la combinación de registros

Densidad-Neutrón.

4. Cálculo de porosidad total en la lutita adyacente.

nshdshtsh 1 3.28

Donde:

=0.5 a 1.0

dsh Porosidad de Densidad en la lutita

nsh Porosidad del Neutrón en la lutita


107

5. Cálculo de porosidad total y Saturación de agua ligada o

vinculada

tshclet V 3.29

t

tshclb

VS

3.30

Donde:

bS Saturación de agua ligada a las arcillas

t Porosidad total



tsh Porosidad total de la lutita adyacente

6. Cálculo de la resistividad del agua ligada a las arcillas

2

tshshb RR 3.31

Donde:

bR Resistividad del agua ligada

shR Resistividad del la lutita adyacente

tsh Porosidad total de lutita adyacente


108

7. Cálculo de la resistividad del agua aparente en arenas arcillosas

2

ttwa RR 3.32

Donde:

waR Resistividad del agua aparente en la formación

tR Resistividad profunda de formación

t Porosidad total

8. Cálculo de Saturación de agua total corregida por arcilla

wa

wwt

R

RbbS

2 3.33

Donde:

wtS Saturación de agua total corregida por arcilla


waR Resistividad del agua aparente de formación

2

1

b

w

bR

RS

b 3.34

9. Cálculo de la Saturación de agua efectiva

b

bwtwe

S

SSS

1 3.35

Donde:


wtS Saturación de agua total

bS Saturación de agua ligada a las arcillas


109

4. METODOLOGÍA PARA LA REEVALUACIÓN DE UN CAMPO

PETROLERO

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante identificará la

importancia de contar con una metodología que le permita realizar

evaluaciones de formaciones mediante los datos de registros geofísicos de los

pozos, así como su diseño para le tratamiento y análisis de la información de

RGP.

La metodología propuesta para la revaluación de un campo petrolero tiene una

estructura organizada en la adquisición, recopilación de la información y el

procesamiento adecuado de los datos; con la finalidad de analizar y localizar la

ubicación en donde se encuentra el hidrocarburo o zona de interés

La secuencia de proceso de evaluación propuesta como una metodología,

comprende diferentes apartados o etapas que faciliten el proceso, mismos que

están enfocados para ser aplicados en un caso práctico y real (figura 40).


110

Figura 40. Metodología para la evaluación de formaciones.

4.1 ETAPA 1

4.1.1 Cargar datos

Se crea un proyecto, que consiste en un conjunto de pozos que contiene el

campo petrolero a evaluar, para ello se deben importar de acuerdo con uno de

los diversos formatos que existen.

.las

.ascii

.lis

.dlis


111

En esta etapa, es importante hacer un censo del tipo de información con que

se cuenta (tabla 17).

Tabla 17. Ejemplo de censo para un campo petrolero.

4.1.2. Visualización de la curva

Después de una correcta importación de los pozos, el segundo paso es graficar

los registros, que se tienen que adaptar o dar formato a una escala

correspondiente, dependiendo del registro que se grafique, los principales

parámetros son:

A) Cabezal de escalas (la indicación de los límites máximos y mínimos de la

curva en cuestión).

B) Cuerpo de carriles conteniendo curvas (tres carriles principales, cada uno

de ellos tiene una o más curvas de registro).


112

4.1.3 Edición de datos

Se realiza una verificación o una prueba de calidad para sustentar si las

herramientas de los registros y/o la adquisición de los datos son adecuadas,

ésta se debe efectuar siempre, ya que tienen que coincidir las profundidades,

unidades, etc.

El primer paso en cualquier análisis de RGP, es definir los registros, buscando

anomalías o cualquier respuesta extraña en ellos. Todas las compañías que se

encargan de la adquisición de registros han desarrollado programas de control

de calidad detallado de registros en su sitio.

Es conveniente enfatizar que con los sistemas disponibles de adquisición de

datos en la actualidad, las curvas nos son entregadas en el escritorio con las

correcciones ambientales aplicadas automáticamente.

4.2 Etapa 2

4.2.1 Definición de la matriz

Para estimar la matriz de nuestra zona de estudio (formación) existen dos

formas principales:

Gráficas cruzadas (Neutrón-Densidad, Neutrón-Sónico y Sónico-

Densidad)

Información de Núcleos (si se cuenta con ella)

Las gráficas cruzadas cuentan con tres líneas, cada una hace referencia a un

tipo de mineral (caliza, LS; dolomía, DOL, y arenisca, SS). La gráfica dará la

tendencia de guía de acuerdo a que mineral es más predominante en la zona

donde fue tomado el registro, es decir la línea más concurrida donde caigan los

valores dentro de la gráfica (figura 41).


113

Figura 41. Gráfica Neutrón vs Densidad del pozo K-3

4.2.2 Determinación de Rw

El Cálculo de Rw se puede llevar a cabo por:

Registro SP

Gráfica Pickett

Crossplot Neutrón-Resistividad

El cálculo de Rw se puede obtener por medio de gráficas auxiliares

llamadas Pickett (figura 42). Uno de los principales propósitos de esta

gráfica es aportar los valores correspondientes de la Resistividad de la

formación y además el coeficiente m (coeficiente de cementación), a

(constante litológica), que serán necesarios emplearlos para el cálculo

de la Saturación del agua.


114

Figura 42. Gráfica Pickett

4.2.3 Determinación del volumen de arcilla

El cálculo del volumen de arcilla (Vcl), es necesario para realizar correcciones

ya que comúnmente afecta a los registros, posterior a ello, se deberá corregir

la porosidad por el efecto de la arcilla o también llamada porosidad efectiva, la

finalidad es hacer más despreciables los errores que puedan ser causados por

la presencia de arcilla y que puedan afectar la interpretación.

Para la estimación de la curva de Vcl, se deben seleccionar los registros con los

que se cuenten como (Rayo Gamma, SP, Resistividad, Neutrón), y asimismo

hacer lecturas de zonas limpias y zonas sucias, para cada uno de los registros.

Una vez que se calculó, se gráfica para poder visualizar las curva de salida,

que es el resultado de seleccionar el valor más bajo de arcilla, de cada

registro, para cada profundidad.

4.2.4 Determinación de Sw

El cálculo de saturaciones de agua (Sw), involucra información adicional de los

distintos métodos que pueden ser aplicados.

Los métodos más usados son: Archie, Indonesia, Simandoux, Fertl, Doble Agua

entre otros. Independientemente del método se requiere cierta información

como: porosidad, temperatura de formación, temperatura de Rw, volumen de

arcilla, Resistividad verdadera, Rw, coeficiente n, m y a, entre otros.


115

4.2.5 Determinación de la litología

Las mediciones de los registros neutrón, densidad y sónico dependen no solo

de la porosidad sino también de la litología de la formación, del fluido en los

poros, y en algunos cados la geometría de la estructura porosa. Cuando se

conoce la litología, y en consecuencia los parámetros de la matriz, pueden

obtenerse los valores correctos de porosidad con base en dicho registro en

formaciones limpias y saturadas de agua o no.

Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar como

varias combinaciones de registros responden a la litología y porosidad.

4.3 Etapa 3

4.3.1 Interpretación

Durante y al concluir con el proceso de interpretación es importante contar con

la recolección de datos que contengan información del yacimiento o formación,

como geología, geofísica (secciones sísmicas), RGP adicionales y núcleos.

La interpretación de registros permite describir los parámetros medibles en los

parámetros petrofísicos como porosidad, saturación de hidrocarburos,

permeabilidad, litología, volumen de arcilla, entre otros.

El primer paso de cualquier análisis e interpretación de los registros geofísicos,

es la Interpretación cualitativa que consiste en dar una idea general al

conjunto de registros con el fin de identificar diferentes zonas:

1. Identificación de litologías (arenas, calizas, dolomías, anhidrita,

arcillas, etc.).

2. Localización de zonas permeables.

3. Contenido de fluidos en zonas permeables (agua, aceite, gas).


116

4. Condiciones del agujero que pueden afectar la respuesta de la

herramienta (agujero uniforme, cavernas, rugosidad, salinidad del

lodo, etc.).

4.3.2 Cálculo de la Saturación de hidrocarburo (so)

Para determinar la saturación de hidrocarburo dentro de la porosidad, existen

varios métodos, el más sencillo es usar la siguiente ecuación:

(4.1)

4.3.3 Identificación de la zona de interés

Una vez procesados los pozos que integran el campo petrolero, se marcan las

cimas de las formaciones y se hace una correlación en donde se integran los

datos que hacen referencia a la geología presente en cada formación, ahí se

encuentra el o los yacimientos petroleros de acuerdo con los datos cualitativos

y cuantitativos arrojados por la interpretación de los registros Geofísicos de

Pozos.


117

5. PERMEABILIDAD

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante reconocerá la

capacidad de una roca para admitir el flujo de fluidos, así como los tipos de

permeabilidad, su importancia que tiene dentro de los registros geofísicos, su

medición dentro de un laboratorio y los factores que afectan.

La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el

flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca

no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.

Henry Darcy fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de

fluidos a través de medios porosos. En 1856, Darcy publicó su trabajo, en el

que se describían estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros

de arena no consolidada, que tenían como objetivo procesar los requerimientos

diarios de agua potable del pueblo de Dijon (Francia).

Existen tres tipos de permeabilidad:

Absoluta

Efectiva

Relativa

La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de

permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el

medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.

Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la

capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a

través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La

permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad

absoluta y es función de la saturación de la fase.


118

La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la

permeabilidad absoluta, debido a las siguientes razones:

Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una

sola fase, son bloqueados cuando dos o más fases se encuentran

presentes en el medio poroso, por ello, el número total de canales que

permiten el flujo se reduce y la capacidad que tiene la roca de permitir el

flujo de fluidos es menor.

La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso,

implica la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo

tanto, se generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de

los fluidos a través del medio poroso.

La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base se

define como permeabilidad relativa. Dependiendo del propósito con el que

se desean utilizar las curvas de permeabilidad relativa, se pueden usar

dos bases diferentes:

(5.1.)

Donde

Krx = Permeabilidad relativa de la fase x.

Kx = Permeabilidad efectiva de la fase x.

K = Permeabilidad absoluta.

(K) Sx max = Permeabilidad efectiva de la fase x medida a la saturación máxima de

dicha fase.

Debido a que la sumatoria de las permeabilidades efectivas no puede ser

mayor que la permeabilidad absoluta, entonces la sumatoria de las

permeabilidades relativas (que tienen como base la permeabilidad absoluta) no

puede ser mayor que 1.

(5.2)


119

5.1 Importancia en Registros Geofísicos

No existe un registro geofísico que mida la permeabilidad como tal, pero es

posible calcular la misma con algunas relaciones de porosidad, áreas, tamaño

de grano y el factor m, pero por lo general las mediciones para la

permeabilidad se realizan en laboratorio y se apoyan de las relaciones de la

permeabilidad y otras propiedades para obtener mejores resultados.

Estas relaciones no son totalmente certeras, pero existe una gran variedad de

relaciones propuestas por los científicos para diferentes casos. En registros de

pozo tener el dato de permeabilidad puede ser usado para ubicar zonas en

donde puede o no estar atrapado el hidrocarburo o conocer como migran estos

hidrocarburos.

Ahora, algunas relaciones ya publicadas como la de Kozeny Carman que es

aplicada en este trabajo fue publicada por Mavko et al (1997) introduciendo la

porosidad de percolación .

(5.3)

Donde es permeabilidad, es el diámetro de grano, es tortuosidad, y es

porosidad, la porosidad de percolación corresponde a porosidad abajo

mostrada donde la porosidad remanente es desconectada y no contribuye al

flujo, y generalmente es del orden de 1% a 3% en areniscas Mavko et al

(2009).

Raiga-Clemenceau (1977) dio una relación entre permeabilidad y exponente de

cementación en la ecuación.

(5.4)

Otra relación entre porosidad, permeabilidad y coeficiente m fue publicada por

Olsen (2008), donde c está en función de la tortuosidad.


120

(5.5)

5.2 Mediciones en laboratorio

5.2.1 Determinación de la permeabilidad absoluta

La permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos

(pequeñas piezas cortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis

del núcleo completo proporcionará resultados más exactos que el simple

análisis de tapones de núcleos.

La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso, por lo tanto,

puede variar en función a la dirección a la que es medida. Los análisis

rutinarios de núcleos, generalmente utilizan tapones de núcleos tomados

paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La

permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del

yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados

perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la

permeabilidad vertical del yacimiento (Kv). La figura 43 ilustra el concepto de

los tapones de núcleos y la permeabilidad asociada a cada uno de ellos.

Figura 43. Tapones de núcleo y permeabilidad asociada.

(http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-

yacimiento/procedimientos-para-medir-la-porosidad.php)


121

Existen muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de

error en la determinación de la permeabilidad de un yacimiento. Estos factores

son:

La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento,

debido a la heterogeneidad del yacimiento.

El núcleo extraído puede encontrarse incompleto.

La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el

corte del mismo o cuando se limpia y prepara para los análisis.

El proceso de muestreo puede ser modificado, debido a que sólo son

seleccionadas las mejores partes del núcleo para el análisis.

La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad μ conocida

a través del tapón de núcleo, al que se le han medido las dimensiones (A y L),

Luego se determina la tasa de flujo q y la caída de presión ∆P. Resolviendo la

ecuación de Darcy para la permeabilidad se tiene:

(5.6)

Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes

condiciones:

Flujo laminar (viscoso).

No reacción entre el fluido y la roca.

Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso.

Usualmente se utilizan gases secos como N2, He o aire, para determinar la

permeabilidad, con la finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la

roca.


122

Las mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de

flujo (laminar). Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada

para describir la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión.

5.2.2 Permeámetro a gas

Es un instrumento que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta

de secciones de núcleos consolidadas, forzando el flujo de un gas de viscosidad

conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas. El núcleo

del yacimiento es hermetizado en la celda porta núcleo para que el gas que

ingresa a la celda atraviese completa y exclusivamente la muestra, para

después salir a la atmósfera.

El equipo está conformado por el porta núcleo (1), la prensa porta núcleo (2),

el termómetro (3), el flujómetro de rango triple (4), el manómetro (5), la

válvula reguladora de presión (6), la válvula de tres vías (7) y la conexión de

entrada de gas (8) los que están interconectados y ensamblados en un panel o

caja principal (9) con un marco adecuado para la instalación de pared, tal

como se muestra en la figura 44.

Figura 44. Permeámetro de gas.

(http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/135/1/195.pdf)


123

5.2.3 Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad

Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad

realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la

permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando

es líquido el fluido usado, hay que tener cuidado de que no reaccione con el

sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido al cambio

en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra.

5.2.4 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg

Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire

como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de

permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un

líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire,

siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido.

Con base en sus experimentos de laboratorio, Klinkenberg postuló, que la

velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras

que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto. En

otras palabras, los gases se deslizan en las paredes de la roca. Este

deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado

diferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un determinado

medio poroso al aumentar la presión promedio, la permeabilidad calculada

disminuye.

5.2.5 Reactividad de los líquidos

La Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio

poroso. En ciertos casos, el medio poroso contiene sustancias activas,

principalmente arcillas, que se hidratan y aumentan en volumen cuando se

ponen en contacto con agua, especialmente si el agua es dulce. El efecto se

disminuye si se usa agua salada, y desaparece si se mide la permeabilidad

usando un líquido que no sea polar, como el kerosén.


124

Para problemas de ingeniería que requieren el flujo de un fluido que reacciona

con la roca, lo más lógico es medir la permeabilidad usando el fluido en

cuestión o una solución de la misma salinidad y pH.

Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este

fenómeno no disminuye el valor de la Ley de Darcy, más bien resulta en un

nuevo medio poroso, cuya permeabilidad es determinada por la nueva

geometría.

5.2.6 Presión de sobrecarga

Cuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de

confinamiento son removidas. Se le permite a la roca expandirse en todas

direcciones, cambiando parcialmente la forma de los canales de flujo dentro

del núcleo. La compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60% de

reducción de permeabilidad.


125

6. TEORÍA DE PRESIÓN DE PORO

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante explicará la

presión de formación, en la que se encuentran confinados los fluidos en el

espacio poroso de la formación así como sus distintas clasificaciones.

La presión de formación, también conocida como presión de poro (Pp), es

aquélla a la que se encuentran confinados los fluidos en el espacio poroso de la

formación, que pueden ser gas, aceite y/o agua salada. Para entender las

fuerzas responsables que provocan la presión de poro se deben de considerar

los eventos geológicos en la zona de interés.

Figura 45. Distribución de la presión de formación en sedimentos deltaicos someros.

Un ejemplo, se muestra en la figura 45 y ocurre en los sedimentos someros

que fueron depositados lentamente en un ambiente de sedimentación deltaico,

el material detrítico se transporta por el río hacia el mar; los sedimentos

formados inicialmente no están consolidados y tienen porosidades y

permeabilidades relativamente altas; el agua de mar mezclada con estos

sedimentos permanece en comunicación ejerciendo una presión hidrostática.


126

Una vez que la sedimentación sucede, el peso de las partículas sólidas se

soporta por el punto de contacto grano a grano; por lo tanto, la presión

hidrostática del fluido contenido en los espacios porosos de los sedimentos

depende solamente de la densidad del fluido.

Conforme la profundidad incrementa y la sedimentación continúa, los granos

de la roca previamente depositados están sometidos a una carga mayor,

teniendo como resultado una mayor compactación y una menor porosidad.

Durante la compactación, mientras exista un flujo relativamente permeable, el

agua se va desalojando de los espacios porosos hacia la superficie hasta

alcanzar un equilibrio hidrostático.

Finalmente, la presión de formación o poro puede clasificarse como subnormal,

normal y anormal.

6.1 Presión subnormal

La presión subnormal de formación es menor que la presión normal, se define

como la presión hidrostática que ejerce una columna de agua dulce a la

profundidad considerada. Generalmente estas presiones se encuentran en

zonas donde las formaciones poseen un alto esfuerzo matricial y alta

porosidad.

6.2 Presión normal

Cuando la presión de formación es aproximadamente igual a la presión

hidrostática teórica a la profundidad de interés, se considera que es una

presión de formación normal; esta presión regularmente se expresa como un

gradiente hidrostático. En general, la presión de formación normal es la

presión hidrostática ejercida por una columna de agua de 80,000 ppm de NaCl,

cuya densidad es de 1.074 g/cm3 desde la superficie hasta la profundidad de

interés.


127

6.3 Presión anormal

El término presión de formación anormal se usa para describir las presiones de

formación que son mayores que la normal. El fenómeno de presión anormal en

una cuenca sedimentaria ha sido atribuido a dos procesos principalmente: (1)

el incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible, y (2) la expansión

de fluido dentro de un espacio poroso limitado. La habilidad para que cada uno

de estos mecanismos genere presiones superiores a la presión normal depende

de la roca, de las propiedades del fluido y de su rango de cambio, bajo el

rango normal de las condiciones de la cuenca.

Las magnitudes de las presiones anormales varían de cuenca a cuenca. Las

condiciones de la cuenca que favorecen una magnitud mayor de presión

anormal, desde el punto de vista de esfuerzos, son un alto índice de

sedimentación y/o fuerzas compresivas laterales. Un alto índice de

sedimentación crea un incremento rápido de temperatura, que a la vez

favorece a la presión anormal, desde el punto de vista de los mecanismos de

expansión de los fluidos. Otra alternativa para alcanzar un incremento rápido

de temperatura es por procesos magmáticos y tectónicos.

A continuación se presenta una explicación breve de los principales procesos

que contribuyen a la generación de presiones anormales:

6.3.1 Incremento del esfuerzo aplicado a una roca compresible

El incremento en el esfuerzo vertical durante la sedimentación, produce un

desalojo incompleto de agua en los sedimentos, ocasionando que parte del

peso de la carga de las formaciones suprayacentes sea soportado por los

fluidos, con lo que se genera una presión de poro mayor. A este mecanismo,

comúnmente se le llama “Desequilibrio de Compactación” y la manifestación

física sobre la roca es una presión de poro excesiva, acompañada de una alta

porosidad, en relación con una roca a la misma profundidad con presión

normal y totalmente compactada.


128

Para entender el proceso de compactación causado por el esfuerzo vertical, se

empleará el modelo de Terzaghi y Peck. Como se muestra en la figura 6.2, en

este modelo se simuló la compactación de arcillas saturadas con agua,

mediante un tubo cilíndrico con platos de metal perforados y separados entre

sí, por resortes y agua. El esfuerzo vertical o de sobrecarga se simula a través

de un pistón, los resortes representan la comunicación entre las partículas de

arcillas, que a su vez están representadas por los platos perforados. El tubo

tiene una válvula de drene y un manómetro.

En la etapa A de la figura 46, se muestra que al aplicar presión sobre el plato

superior, es decir incrementando el esfuerzo vertical (σv), la altura de los

resortes permanece sin cambio, ya que se mantiene cerrada la válvula de

drene que no permite escapar el agua del sistema. Como el agua es casi

incompresible, la carga es soportada totalmente por la misma agua,

incrementando la presión del fluido, Pp. La relación entre la presión (Pp) y el

esfuerzo vertical (σv), está definida por, “λ”.

(6.1)

Figura 46. Representación de modelo de Terzaghi y Peck.


129

6.3.2 Expansión de fluido dentro de un espacio poroso limitado

La presión anormal se crea por la expansión de los fluidos en las rocas de baja

permeabilidad, en donde el volumen de los fluidos intersticiales incrementa con

el mínimo cambio en la porosidad y en un rango que no permite la disipación

efectiva del fluido. Las causas de la expansión del fluido son: deshidratación de

las arcillas, transformación de esmectita a illita, maduración de las rocas

madre, craqueo de gas, precipitación mineral y reacciones de la cementación.

Adicionalmente, la expansión de los fluidos y de la roca ocurre debido al

incremento de temperatura con respecto a la profundidad. En todos los

mecanismos anteriormente mencionados, la magnitud de la presión anormal

está controlada por el rango de cambio del volumen y por las propiedades de

la roca sedimentaria donde sucede el cambio.

6.4 Método de Eaton para Presión de Poro

Este método fue desarrollado por Eaton, en donde básicamente se obtuvieron

cuatro ecuaciones para la predicción del gradiente de la presión de formación a

partir de registros geofísicos y de parámetros de la perforación. Dichas

ecuaciones son:


130

En las ecuaciones anteriores Rn es la resistividad normal, Ro es la resistividad

observada, Cn es la conductividad normal, Co es la conductividad observada,

tn es el tiempo de tránsito normal, to es el tiempo de tránsito observado.

6.4.1 Presión de Fractura (Método de Eaton)

La presión de fractura es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la

presión de poro y la resistencia de la formación (esfuerzo matricial mínimo);

esta resistencia depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos

de compresión a los que esté sometida.

Un fluido no penetrante es el que fluirá dentro de la fractura creada, pero no

fluirá a una distancia significante dentro de los espacios porosos de la roca.

Para que el fluido fracturante entre a la cavidad, su presión debe exceder la

presión del fluido que se encuentra en los espacios porosos de la roca. Como la

presión del fluido fracturante se incrementa (sobrepasando la presión de poro),

la matriz de la roca empieza a comprimirse. La compresión es mayor en la

dirección del esfuerzo matricial mínimo.


131

Cuando la presión del fluido fracturante excede la sumatoria del esfuerzo

matricial mínimo y la presión de poro, ocurre la fractura. Preferentemente la

orientación de la fractura es perpendicular al esfuerzo mínimo principal (figura

47). Las formaciones superficiales sólo presentan la resistencia que es debida

por la cohesión de la roca. Debido a esto, la experiencia confirma que las

fracturas creadas en las formaciones someras pueden ser horizontales. Sin

embargo, a medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de

compresión de la sobrecarga de las formaciones.

Esto es una razón que confirma que la mayoría de las fracturas creadas en

formaciones profundas son verticales. Un gran número de ecuaciones teóricas

o desarrolladas en campo, han sido usadas para la aproximación de la presión

de fractura. Algunas de éstas son adecuadas para cierta área, mientras que

otras requieren una retrospección basada en registros eléctricos tomados

después de que se ha perforado el pozo.

Figura 47. Una fractura se inicia cuando Smin cae por debajo de la resistencia a la tensión de la

formación.


132

Asumiendo que las formaciones de la Tierra son elásticas, Eaton relacionó el

esfuerzo horizontal efectivo, σh’ y el esfuerzo vertical efectivo, σv’, a través de

la relación de Poisson:

(6.6)

La relación de Poisson (v) puede determinarse por medio de velocidades de

onda compresional y de cizallamiento, por los módulos de elasticidad o por

pruebas de laboratorio. Este método es uno de los más utilizados a nivel

mundial para predecir gradientes de presión de fractura, tanto en pozos

terrestres como en marinos.

6.5 Determinación de la magnitud del esfuerzo vertical, v (Método de la

integral)

El esfuerzo vertical se incrementa únicamente con la profundidad. Un valor

promedio del gradiente de esfuerzo vertical es 21.02 KPa/m (1 psi/pie), éste

puede ser tan bajo como 17.7 KPa/m (0.842 psi/pie) para una formación

geológicamente joven a 1500 m y tan alto como 27.09 KPa/m (1.288 psi/pie)

para una formación de mayor tiempo geológico por debajo de los 6000 m. El

esfuerzo vertical varía de un lugar a otro y debe de calcularse para cada zona

en especial. En pozos terrestres, el esfuerzo vertical se calcula a partir de:


133

(6.7)

Donde:

g= es la constante gravitacional

ρb= es la densidad volumétrica.

La densidad volumétrica a cierta profundidad está relacionada con la densidad

del grano de los sedimentos, con la densidad de los fluidos y con la porosidad.

Matemáticamente se representa como:

(6.8)

Donde:

pb= es la densidad volumétrica de la roca,

ρma= es la densidad de la matriz de la roca,

ρfl= es la densidad del fluido de la formación

es la porosidad.

Para calcular el esfuerzo vertical de un pozo en costa afuera se considera

adicionalmente el tirante de agua de mar con densidad de 1.02 gr/cm3 (8.5

lb/gal), resultando la siguiente ecuación:

(6.9)

Donde:

pa= es la densidad del agua de mar,


134

Da= es la longitud del tirante de agua,

D= es la profundidad de interés.

Usualmente el cambio de la densidad volumétrica, con respecto a la

profundidad, se determina por medio de registros geofísicos. Dicho cambio se

debe, principalmente, a la variación de la porosidad de los sedimentos y a la

compactación.


135

7. HERRAMIENTAS MODERNAS

Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante aprenderá a

utilizar las herramientas modernas que permiten medir las formaciones de los

fluidos de los pozos, modo de operación y sus aplicaciones.

7.1 Registro Sónico Dipolar (DSI)

El DSI combina ocho arreglos de receptores. La sonda incorpora los

transmisores monopolar y bipolar (cruzado) con un arreglo de hidrófobos

configurable electrónicamente (figura 48). Esta herramienta permite obtener

las lentitudes compresionales, de corte y Stoneley de un pozo (lentitud como el

inverso de la velocidad y corresponde al intervalo del tiempo de tránsito

medido por las herramientas sónicas convencionales). Con esta herramienta se

pueden medir en formaciones duras y suaves (velocidades de la onda de corte

que sean más rápidas que la velocidad del fluido del pozo).


136

Figura 48. Esquema de la herramienta DSI (Schlumberger, 2000).

La profundidad de investigación con esta herramienta depende del tipo de

formación, lentitud del a onda P y S, del espaciamiento entre transmisores y

receptores.

7.1.1 Modos de Operación

El DSI tiene diferentes modos de adquisición, algunos de ellos se combinan

para tener mejor resolución vertical, Se cuenta con ocho canales para detectar

formas de onda (figuras 49 a 52). Los modos disponibles son:

Upper and lower dipole modes (Modo dipolar ascendente y

descendente).

Crossed dipole mode (Modo dipolar cruzado).


137

Stoneley mode (Modo Stoneley).

P and S mode (Modo P y S).

Especificaciones de la Herramienta:

Rango de Temperatura 350° F (175° C).

Presión 20 kpsi (13.8 kPa).

Diámetro de la herramienta 3 5/8 in (9.2 cm).

Longitud de la herramienta 51 ft (15.5 m).

Intervalo de muestreo 6 in (15.24 cm).

Velocidad máx. del registro 900-3,600 ft/hr.

Tamaño de pozo mínimo 5.5 in (13.9 cm).

Tamaño de pozo máximo 21 in (53.3 cm).


138

Figura 49. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento y mostrando

los ocho detectores para cada caso.


139

Figura 50. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento, mostrando

un detector o arreglo, se indica usando un código de colores para señalar la coherencia.

Figura 51. Presentación del registro DSI para los cuatro modos de funcionamiento, mostrando

un detector o arreglo.


140

Figura 52. Presentación del registro DSI para un sólo modo de funcionamiento, mostrando un

detector o arreglo.


141

Las figuras 53 y 54, muestran el procesamiento de semblanza para un registro

DSI.

Figura 53. Selección de las frecuencias (filtro para la semblanza).


142

Figura 54. Resultado de semblanza para un arreglo.


143

En la figura 55 se visualizan las diferentes tipos de ondas que se pueden

observar en un registro DSI para fines ilustrativos.

Figura 55. Localización de los diferentes tipos de ondas obtenidas con la herramienta DSI.

7.2 Registros de Neutrones Pulsados Compensados (PNC)


aplicación, escala y principio del registro de Neutrones Pulsados Compensados.


144

Tabla 18. Registro de Neutrones Pulsados Compensados.

• Se usa para evaluar pozos viejos.

• monitorear la deflexión.

• Diagnosticar problemas de producción, lo que quiere

decir que esta herramienta puede ser corrida en

pozos entubados.

Usos prácticos

La relación por la que estos neutrones son capturados depende de la sección transversal o sigma (área efectiva en

la que un neutrón puede ser capturado por un núcleo atómico, la unidad de medida es cm-1 o unidades de

captura, u c (Coconi, 2000) que es característica de los elementos presentes en la formación. Los rayos gamma de

captura, que son emitidos y contabilizados mediante uno o más detectores en la sonda mediante diferentes compuertas

de tiempo (electrónicamente activadas).

Escalas y unidades

Esta herramienta va emitir pulsos de neutrones rápidos y va a

medir el índice a la que el nivel de energía de los neutrones es capturada. Este índice es aproximadamente de tipo

exponencial. Va a medir el índice de captura denotado por una

sigma, que es usada para discriminar entre el hidrocarburo y

el agua salada. Ya que sus secciones transversales de captura o sigma son muy diferentes, la del cloro es mucho más

larga que la del hidrocarburo.

Principio de medición

Esta herramienta, va ayudar a compensar las mediciones por efecto de hoyo, y que además va a verificar un modelo

matemático que va a incluir los efectos de difusión.

Registro TDT (Tiempo de Decaimiento

Termal)

La profundidad esta en metros

(m).

Figura 56.- Principio de medida del registro PNC (en este caso es un TDT de la compañía Schlumberger). Schlumberger, 2000.


145

El registro PNC está diseñado para diferenciar el agua y el aceite de la

formación en pozos entubados. La característica principal es su sensibilidad al

cloruro de sodio en el agua (tabla 19).

Tabla 19. Valores principales de Sigma para diferentes litologías y tipos de fluidos.


146

7.2.1 Física de la Medición

Se realiza por la emisión de neutrones de 14 MeV de una fuente artificial

(Minitrón), que al interactuar con los núcleos de los átomos de la formación

reducen su nivel de energía, hasta ser capturados, y producir como resultado

la emisión de rayos gamma, los que son detectados y medidos por la

herramienta, para proporcionar los parámetros de la formación (figuras 57 y

58).

Figura 57. Diagrama del decaimiento termal de los neutrones.


147

Figura 58. Esquema donde se observa como varía Sigma del agua para diferentes salinidades.

7.2.2 Aplicaciones

El registro PNC procesado con los registros originales, proporciona los

parámetros del yacimiento tales como: volumen de arcilla, saturación de agua,

porosidad actual, presencia de gas, contactos agua/aceite, cambios de

litología, auxiliar en la correlación con los pozos vecinos para detectar y

seleccionar zonas de interés para las reparaciones mayores y futuros proyectos

(figura 59).


148

Figura 59. Ejemplo de registros PNC y su aplicación.

Es posible también obtener una porosidad a partir del registro PNC, usando la

gráfica de la figura 60. Dicha porosidad en función de la Sigma del registro y

del ratio o cociente.

VOLUMEN

DE ARCILLA

VOLUMEN

DE FORMACION

Ø e

AUXILIAR EN

LA CORRELACION

INDICADO

R DE GAS


149

Figura 60. Gráficas para estimar la porosidad en función de la Sigma y la relación o ratio.


150

CONCLUSIONES

Se puede concluir que la evaluación de formaciones mediante datos de

registros geofísicos de pozos, es una herramienta muy valiosa ya que nos da

un panorama claro y generalmente fiel de las condiciones que tiene el pozo de

estudio, permitiendo por lo tanto definir zonas de interés, además de posibles

técnicas que faciliten la explotación de los hidrocarburos en dicha zona.

El conocimiento del principio de medición de las herramientas de registros

geofísicos, es una herramienta muy útil para entender las respuestas que tiene

cada uno de ellos con respecto a cierto tipo de litología o a las distintas

condiciones que presenta la formación.

La metodología que se diseñó para el tratamiento y análisis de la información

de RGP demostró entregar resultados confiables en cuanto a los cálculos de

porosidad, de los porcentajes de los minerales contenidos en las formaciones

estudiadas, así como en lo referente a la saturación de fluidos.

Es importante tener un control adecuado en arenas arcillosas, ya que muchas

formaciones arcillosas pueden dar valores que son indicativos de hidrocarburos

o propiedades petrofísicas adecuadas, pero son debido a la presencia de

arcillas.

Las correcciones a los datos de pozo por volumen de arcilla, es debido a que la

arcilla generalmente alteran los valores de porosidad y saturación de agua.

De los tres tipos de lutita: laminar, estructural y dispersa, la que más afecta la

porosidad es la dispersa ya que estrangulan los poros reemplazando el fluido.

El volumen de arcilla tolerable está entre 15 y 20%

En cada método se utiliza un cierto grupo de registros que pueden ser

diferentes a otro método, por lo tanto es necesario saber con que registros se

cuenta.


151

En el ejemplo 1, se realizaron los métodos, pero no todos tienen buenos

resultados de Saturación de agua efectiva, debido a que el método de Fertl

utiliza la combinación del Neutrón-Densidad y el registro de densidad presenta

valores que tienen alteraciones por la presencia de gas que se puede

determinar cualitativamente y con ello descartar el método que utilice este

registro.

Se recomienda usar los métodos de compensación automática y de arcilla

dispersa cuando se tenga presencia de gas.

Usar Simandoux, Fertl o de doble agua (1980) en formaciones sin gas y si se

cuenta con todos los registros.

El método de arcilla dispersa se debe utilizar cuando se esté seguro de estar

trabajando en una zona con este tipo de depositación (dispersa).


152

BIBLIOGRAFÍA

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155

ANEXO

Ejemplo 1. Datos Reales en Arenas Arcillosas

Para el cálculo de saturación de agua efectiva se utilizan los métodos que se

plantearon en el Capitulo III con los datos del POZO-A que se encuentra en

una zona de arenas-arcillosas, donde las arenas no son consolidadas (datos

proporcionados por el geólogo de pozo), el intervalo es de 3000 a 3100

metros, utilizando los siguientes registros: Rayos Gamma, Resistivos, Sónico,

Neutrón, Densidad y Calibración.

Figura 61.- Registro en arenas arcillosas, intervalo de 3000 a 3100 m.

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