FILTRADO Y ENJARRE

Una de las funciones que tiene el fluido de perforación es el crear un enjarre y lograr controlar las presiones que se puedan ir encontrando conforme avanza la perforación. El uso del lodo de perforación puede traer como consecuencia que en las formaciones porosas y permeables se produzca una filtración de la fase liquida que compone a dicho lodo de perforación, dentro de la formación, lo que es mejor conocido como “filtrado del lodo”, como resultado de este fenómeno que es la filtración, las partículas solidas se van quedando en la pared del pozo, dando origen a la formación de una película de lodo llamado “enjarre o revoque”.

Cabe mencionar que al principio de un ritmo de filtración, esta filtración alcanza su valor máximo y conforme va avanzando el tiempo, el filtrado va disminuyendo ya que el espesor del enjarre va aumentando y evita la entrada de filtrado.

El control de la relación de filtración es necesario por dos razones:

1. Una excesiva filtración provoca un excesivo enjarre. Reduce el diámetro del agujero, esto incrementa la posibilidad de que se atore la barrena de perforación en el momento de su extracción. Ocasiona problemas en la interpretación de registros.

2. Una excesiva perdida de filtrado causa una invasión profunda, ocasionando gran dificultad en la interpretación de los registros. Una invasión profunda introduce una gran cantidad de agua dentro de la formación y reduce la permeabilidad.

Si tomamos en cuenta el factor eléctrico, el comportamiento de filtración dentro del sistema roca fluidos, es un poco diferente a que si este se encontrara solamente sometido al agua de formación y/o hidrocarburos. Por lo tanto se analizaran estos dos casos que se presentan en la mayoría de los pozos.

Formaciones con agua como fluido único original.

La siguiente figura es la representación de un corte de un pozo y de una zona vecina, en una formación que solo tiene contenido de agua, si vamos del centro del pozo hacia adentro de la formación podemos apreciar y distinguir las diferentes zonas de filtrado.

Fig. Corte horizontal sin presencia de hidrocarburos

Donde:

Rm: Lodo de perforación Rmc: Enjarre o Revoque Rxo: Zona Barrida o Lavada Ri: Zona Invadida (transicional) Ro: Zona No Invadida (Virgen o no contaminada por filtrado)

Esta figura representa un perfil de la variación de las resistividades de las diferentes zonas, partiendo desde el centro o eje del pozo hacia adentro de la formación, y suponiendo como un caso muy general que la resistividad del filtrado del lodo es mayor que la resistividad del agua de la formación a la temperatura misma que se encuentra el intervalo en observación.Cada zona mencionada anteriormente tiene sus características individuales, que son: La Zona Barrida (Rxo), es la zona donde ha ocurrido el máximo desplazamiento de agua de la formación

debido al filtrado del lodo, por lo tanto la resistividad de esta zona es más alta que la de la zona no contaminada; es por eso que esta zona es de mucha importancia durante la interpretación cuantitativa de los registros eléctricos ya que los valores de resistividad, que son obtenidos por las mediciones de las microsondas, facilitan la obtención del factor de formación, que para este caso en particular quedaría expresado de la siguiente forma:

La Zona Invadida (Ri) comprende también la zona barrida antes descrita y se define como la zona que abarca la invasión de filtrado de lodo; partiendo de la pared del pozo hacia dentro de la formación, cada vez existirá menor invasión de filtrado del lodo, así gradualmente hasta llegar a una zona totalmente no contaminada (Ro). Por lo tanto podemos decir que los límites de esta zona son Rxo y Ro.

La Zona No Invadida o No Contaminada (Ro) tiene comienzo donde termina la zona invadida y puede ser definida como la zona donde la invasión no tiene influencia alguna, por lo tanto podemos decir que su resistividad será la resistividad verdadera de la formación que se encuentra invadida al 100% con agua salada.

Formaciones con Hidrocarburos.

La siguiente figura representa un corte horizontal de un pozo, pero a diferencia del caso anterior, este se refiere a una formación que tiene contenido de hidrocarburos.

La Zona Barrida (Rxt), se tendrá además de filtrado del lodo de perforación, un contenido de hidrocarburos residuales, ya que el desplazamiento de los hidrocarburos por el agua del filtrado del lodo no es efectivo al 100%.

La Zona Invadida (Ri) tiene cualitativamente los mismos limites que en el caso de la formación invadida al 100% de agua, en ocasiones puede existir un anillo de baja resistividad a cierta distancia de la pared del pozo dentro de la formación, lo cual corresponde al confinamiento del agua intersticial de la formación que fue desplazada por el filtrado del lodo; ahora, si el anillo no existe, el cambio de resistividad de Rxt a Rt será gradual.

Temperatura de las rocas.

La estimación de la temperatura de formación es de gran importancia para: la ingeniería de yacimientos, operación de perforación y terminación de pozos. Sin embargo, las temperaturas registradas en la mayoría de las operaciones comerciales de perforación, no son temperaturas estáticas, debido a que los tiempos de paro de circulación de fluidos en el pozo son demasiado cortos y no permitan que el lodo en el pozo alcance un equilibrio térmico.

La temperatura y presión también afectan de distintas maneras la producción de hidrocarburos, pues en el yacimiento la temperatura y la presión, son factores que controlan la viscosidad y el grado de solubilidad de los tres fluidos contenidos en un yacimiento; agua, aceite y gas.

Por la razón mencionada, la relación de fase de la solución petróleo –gas, puede verse sometida a variaciones muy significativas en respuesta a cambios de temperatura y presión.

Las relaciones que existen entre la presión y la temperatura, con la fase de las diferentes mezclas de hidrocarburos son muy variables, esto depende del tipo y proporción de hidrocarburo que esté presente.

Regularmente la temperatura en un yacimiento en etapa productiva, no presentara variaciones fuertes, aunque algunas de las técnicas de recuperación secundaria, como puede ser la inyección de vapor, nos da un claro ejemplo de que se rompe esta situación antes mencionada.

Sin embargo se debe considerar que es inevitable detener una caída de presión en el yacimiento, manifestándose en el pozo, por lo que es importante tener en cuenta estos parámetros y mantener la presión por mayor tiempo recurriendo o no a técnicas de recuperación.

Características de las rocas

Las rocas más comunes que se encuentran son arenas y areniscas, calizas, lutitas y rocas ígneas, anhidritas y sal. Cada una de estas tiene diferente respuesta al ser detectada por la herramienta.

Areniscas.

Son rocas compuestas por granos de cuarzo. El material cementante generalmente es el sílice. Los granos pueden variar de tamaño, dependiendo el nivel de energía en el cual se depositaron.Las porosidades de las areniscas son menores del 40%. Cuando las porosidades son debajo de 7% en zonas de gas y 8% en zonas de aceite, la permeabilidad será tan baja que no se podrán extraer estos fluidos.

En general, a medida que disminuya la porosidad, la permeabilidad también decrece y la saturación de agua aumenta. La permeabilidad depende del arreglo de los granos y del grado de cementación.La resistividad variará en función del tipo de fluido que exista en la roca. De igual forma, la propagación de las ondas acústicas dependerá del grano y tipo de fluidos. Si la roca es muy compacta, la velocidad será muy grande. Si la roca es muy porosa, o bien, esta fracturada, la velocidad disminuirá.

Una característica importante en este tipo de yacimientos es la saturación de agua irreductible, la cual se puede definir como aquella agua que no es posible extraerla por ningún medio de la roca, por las fuerzas de atracción que existen entre la roca y el fluido. Esto es, se refiere a la cantidad de agua que queda impregnada en las paredes de los granos.

Carbonatos.

Rocas de origen marino, formadas directa o indirectamente de animales y plantas, como corales, crinoides, moluscos, algas y protozoarios. Están constituidas de mineral de calcita. El espacio poroso que se origina en este tipo de rocas depende del ambiente en el tiempo de depósito, nivel de energía y por procesos orgánicos.En yacimientos comerciales, las porosidades en carbonatos varían de 4% a 40%. Las relaciones de saturación de agua-porosidad son mucho más variables que en las areniscas.

Los tipos de porosidad que se pueden encontrar en rocas carbonatadas son:

Interparticular Intraparticular Transparticular

El arreglo del poro es importante para poder determinar si la roca puede tener permeabilidad, siendo los arreglos más comunes: el regular, por textura y el irregular.

Es común en este tipo de formaciones que se fracturen, esto se debe a que son frágiles cuando están sujetas a fuerzas tectónicas, o bien a profundidades mayores de 4,000 m. Las fracturas no aumentan el volumen del poro, pero si favorecen la permeabilidad

Rocas ígneas.

Este tipo de rocas comprende un rango muy amplio de variaciones, como pueden ser: basaltos, andesitas, riolitas, tobas con diferentes composiciones y estructuras. El comportamiento de las propiedades y parámetros físicos de cada una de estas variará de acuerdo con su estado y grado de compactación, fracturamiento, tamaño de granos y contenido de fluidos. Para poder entenderlas es necesario conocer muy bien la zona de estudio, sobre todo en geología superficial, para saber si existen fallas o fracturas que pudieran alterar su estado.

Aunque no es común correr registros como el acústico, o radioactivos, estos podrían en algún momento aumentar el grado de conocimientos de las rocas, solo hay que calibrar las herramientas.

Efecto del medio ambiente sobre las mediciones de los registros

La temperatura y presión de un pozo se incrementa con la profundidad en función del gradiente geotérmico y densidad del lodo, respectivamente.

Las herramientas de registro deben ser capaces de soportar condiciones extremas del agujero que se podrían encontrar. (Recién distribuido el lodo de perforación puede ser inicialmente considerablemente más frío que las formaciones con las que está en contacto.

El período de calentamiento puede proporcionar un corto periodo de seguridad para el registro de pozos muy caliente).

La presencia de gases corrosivos, como el sulfuro de hidrógeno, pueden requerir precauciones especiales y equipos resistentes (Cable de H2S a prueba, por ejemplo).

Las empresas de registros proporcionan los límites de funcionamiento para cada herramienta. Fuera de estos límites, se corre el riesgo de avería o destrucción del equipo por falla de temperatura de los componentes electrónicos, filtración de sellos de lodo a presión, el colapso de la presión alojada, y así sucesivamente.

Registro de Potencial Espontaneo

La curva de potencial espontáneo o potencial natural (SP) es un registro de la diferencia de potencial de un electrodo móvil colocado dentro del pozo y un electrodo fijo colocado en superficie.

En la practica la medición del SP se obtiene mediante un electrodo que va colocado en la misma sonda que se utiliza para poder determinar otras propiedades o mediciones con otros aparatos o sensores, que a fin de cuenta se colocan todo de tal forma que el arreglo permite hacer en un solo viaje y tomar diferentes mediciones de las propiedades del pozo.

La curva del SP nos permite:

Determinar cuerpos permeables. Determinar los límites entre capas. Correlacionar estratos. Conocer cualitativamente el contenido arcilloso de una capa. Determinar valores de resistividad del agua intersticial de las formaciones (Rw)

Cuando hay presencia de formaciones permeables, la respuesta del SP tiende alejarse de una línea base y el que se mueva hacia la derecha o izquierda con respecto a la línea de las lutitas dependerá de la salinidad propia del agua de formación.

El desarrollo del SP se da por el resultado de diferencia de salinidad dentro del pozo entre el fluido de control y el agua de formación; a su vez es capaz de diferenciar zonas de lutitas porosas y permeables, determinar límites de capas, y determinar la resistividad del agua de formación.

Las escalas comúnmente usadas van de 10 a 20 [mv] por cada división de la pista, ósea 100 a 200 [mv] totales de desplazamiento de la curva del SP. Esta curva es similar a la de rayos gamma, por lo tanto es correlacionable.

Determinación Rw a partir del SP:

1. Determinar la temperatura del intervalo de la formación:

2. Determinar Rm a temperatura del intervalo:

3. Determinar Rmf a temperatura de formación:

Registros de corriente enfocada

Tanto el Pozo como las formaciones adyacentes, pueden llegar a afectar de manera considerable las respuestas de los sistemas eléctricos convencionales de registro. Dichas influencias se minimizan por medio de una familia de herramientas de resistividad que utiliza corrientes de enfoque para controlar la trayectoria que sigue la corriente de medición. Electrodos especiales en las sondas emiten dichas corrientes.

Las herramientas con electrodos de enfoque incluyen el laterolog y el registro de enfoque esférico SFL. Dichas herramientas son muy superiores a los instrumentos ES, en el caso de valores grandes de lodos salinos y/o formaciones de alta resistividad y en contrastes de alta resistividad con capas. También son más adecuados para la resolución de capas de espesor delgado.

Existen sistemas disponibles con electrodos de enfoque con profundidad de investigación somera, media y profunda. Los dispositivos que usan este principio, tienen como aplicaciones cuantitativas determinar Rt y Rxo.

Los instrumentos de lectura profunda incluyen el Laterolog 7, el Laterolog 3 y el laterolog profundo del registro doble laterolog DLL. Los instrumentos de medición media a somera están integrados con herramientas de combinación y son: el Laterolog 8 de la herramienta doble de inducción-laterolog DIL, el laterolog poco profundo de la herramienta DLL y el SFL de las combinaciones ISF, DIL-SFL.

Los factores que afectan a los registros convencionales, se minimizan por medio de herramientas que utilizan corrientes de enfoque para controlar la trayectoria que sigue la corriente de medición. Electrodos especiales en las sondas emiten dichas corrientes.

En la actualidad el más utilizado es el Doble Laterolog. Su objetivo, como en las restantes herramientas de resistividad, es la medición de la resistividad verdadera de la formación; este dispositivo, consta de dos juegos de electrodos situados a ambos lados de la herramienta. Este arreglo proporciona un enfoque al flujo de la corriente que lo obliga a penetrar en la formación sin desviarse hacia arriba y hacia abajo en el caño del pozo, así como proporcionar dos valores de resistividad:

Uno profundo (correspondiente a la zona virgen) o sea resistividad real de la formación (RT) Otro somero (correspondiente a la zona invadida).

En la actualidad, los laterolog 3, 7 y 8 son obsoletos.

Registros de inducción

En primera instancia, esta herramienta de registro de inducción se desarrolló para medir la resistividad de la formación en pozos perforados neumáticamente y con lodos base aceite. Los instrumentos de electrodos no funcionan en lodos no conductivos. Por ello, los intentos de utilizar electrodos para registrar en esos tipos de fluido, no resultaron satisfactorios.

Empíricamente se demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre el registro convencional ES cuando se aplicaba en pozos de registro perforados con lodo base agua. Diseñados para una investigación profunda, los registros de inducción pueden enfocarse con el propósito de minimizar las influencias del agujero, las formaciones adyacentes y la zona invadida.

En la actualidad, las herramientas de inducción poseen muchas bobinas transmisoras y receptoras. Sin embargo, puede comprenderse el principio al considerar una sonsa con una sola bobina transmisora y otra receptora.

Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce corrientes hacia la formación alrededor del agujero. Dichas corrientes fluyen en anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de transmisión, y crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora.

Ya que la corriente alterna en la bobina de transmisión es de amplitud y frecuencia constantes, las corrientes de anillo son directamente proporcionales a la conductividad de la formación. El voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes de anillo y, así, a la conductividad de la formación.

También hay un acoplamiento directo entre las bobinas transmisora y receptora. La señal que se origina de este acoplamiento se elimina con el uso de bobinas “compensadoras”.

La herramienta de inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es aislante, incluso aire o gas. La herramienta también trabaja bien cuando el agujero contiene lodo conductivo, a menos que éste sea demasiado salado, las formaciones muy resistivas o el diámetro muy grande.

Fig. Sistema básico de bocinas para el registro de inducción.

BASES DE LA INTERPRETACION CUALITATIVA Y CUANTITATIVA DE LOS REGISTROS EN FORMA INDIVIDUAL Y APLICACION DE RESULTADOS

Los parámetros petrofísicos necesarios para la evaluación de las formaciones resultan difíciles de obtenerse directamente. Por esto, generalmente deben deducirse, u obtenerse de la medición de otros parámetros físicos de las formaciones. Las herramientas de registros actuales nos permiten obtener una gran cantidad de parámetros como lo son: la resistividad, la densidad, el tiempo de transito, el potencial natural, la radioactividad natural y el contenido de hidrogeno de la roca.

La interpretación de registros permite traducir estos parámetros medibles en los parámetros petrofísicos deseados de porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad litología etcétera.

El propósito de las herramientas de registros geofísicos es proporcionar mediciones de donde se puedan obtener o inferir las características petrofísicas de las rocas del yacimiento. La meta de la interpretación cuantitativa de los registros es proporcionar las ecuaciones y técnicas para que dichos cálculos puedan llevarse a cabo.

Evaluación de las formaciones.

La evaluación de las formaciones puede definirse generalmente como la práctica de determinar las propiedades físicas y químicas de las rocas y los fluidos contenidos en ellas. Su objetivo es localizar, definir y hacer producir un yacimiento dado por la perforación de tantos pozos como sea posible.

Parámetros petrofísicos

Los parámetros petrofísicos necesarios para definir el potencial de un yacimiento son la porosidad, la saturación de agua y la permeabilidad. Estos parámetros no se obtienen de manera directa si no que se deducen a partir de las características de la formación medidas directamente con las herramientas de registros geofísicos.

Porosidad

La porosidad es el volumen de los poros que se encuentran en una unidad de volumen de la formación. Puede haber porosidad primaria o secundaria. La primaria se da desde el momento de la depositación de los sedimentos y es la porosidad intergranular.

La porosidad secundaria se da después del depósito y se debe a la acción de las aguas de formación y a las fuerzas tectónicas.

Saturación

La saturación de una formación es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. La saturación de agua es el porcentaje que ocupa dicho fluido del total de volumen de fluidos y la saturación de gas o aceite es el porcentaje de volumen que contiene dichos fluidos. La suma de las saturaciones de los diferentes fluidos es igual al 100%

S+Sh=1

Permeabilidad

Es la medida de la facilidad que tienen los fluidos para pasar a través de la formación. La unidad con que se mide es el Darcy que se define como: la cantidad de flujo que pasa a través de 1 cm2 de área de formación en

1 segundo a una atmosfera de presión con un fluido de una unidad de viscosidad. Normalmente se da en miliDarcy (md) pues el Darcy es una unidad muy grande.

Resistividad

Es la habilidad para impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de la roca de la formación. Su unidad es el HOM-M. La continuidad es el reciproco de la resistividad. Representa la habilidad de un material para permitir el flujo de la corriente eléctrica a través de él. Unidades MILIHOM/M o MILISIEVERT/M.

Resistividad= 1000Conductividad

Los factores que afectan la resistividad son:

La cantidad de sal en el agua, si aumenta la cantidad de sal la resistividad disminuye debido al incremento de iones.

La saturación de agua, si la saturación de agua es mayor que la de aceite la resistividad será disminuida en comparación de un yacimiento con mayor saturación de aceite que de agua.

Porosidad: si la porosidad es grande, la resistividad será baja, ya que se tendrá mayor agua para un mismo porcentaje de saturación de agua.

La temperatura: a medida que la temperatura aumenta la resistividad de la formación disminuye, debido a que los iones se mueven con mayor rapidez.

La litología: si la formación es arenisca la resistividad será menor que si la formación fuera carbonatada. El camino que debe seguir la corriente en los carbonatos es mayor.

Factor de formación y saturación del agua

El Factor de Formación se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca 100% saturada de agua salada entre la resistividad del agua que la satura.

Ro= Resistividad de la roca 100% saturada de agua salada

Rw= Resistividad del agua salada

F= Factor de Formación

F= RoRw