perfilaje

PERFILAJE A POZO

ABIERTO

✔ HISTORIA DEL PERFILAJE

✔ CONCEPTOS GENERALES✔ Operación de campo✔ Procesamiento de datos✔ Tres conceptos petrofísicos✔ El proceso de invasión

✔ HERRAMIENTAS DE PERFILAJE✔ SP✔ Resistividad / Inducción✔ GR✔ Neutron✔ Densidad✔ Sónico

HISTORIA DEL PERFILAJE✔ El primer perfil eléctrico se registró en 1927 en Francia.✔ En 1929 se introduce comercialmente el primer perfil resistivo.✔ En 1931 el SP se incluye junto a la curva de resistividad en un registro.✔ En 1931, los hermanos Schlumberger perfeccionaron un registro eléctrico contínuo.

✔ En 1936 se introdujo el registro en film fotográfico.✔ Desde 1937 se extraen testigos de impacto.✔ En 1943 se introdujo el dipmeter de 3 brazos.✔ Los registros de GR y Neutrón aparecen a principio de 1940.✔ A partir de1949 se considera el Neutrón como indicador de porosidad.✔ El Microlog se introdujo en 1950.✔ En 1951se introdujo en Laterolog.✔ Si bien se bajaban geófonos con cable desde los años '30, recién en los '50 el perfil Sónico se aceptó como perfil de porosidad.

✔ En 1957 se introdujo el Probador de Formación.✔ El perfil de densidad se introdujo comercialmente a principios de los '60.✔ En1978 se introdujo en perfil de propagación electromagnética.

CONCEPTOS GENERALES – Operación de campo

✔ Los registros de perfilaje, se corren utilizando un “camión de perfilaje”, el cual está equipado con una unidad de fuerza, un malacate, el cable para bajar las herramientas al pozo, instrumentos de medición y un sistema informático para procesar información.

✔ La herramienta que se baja al pozo tiene dos componentes “la sonda” y el “car tucho. La sonda son los sensores de medición mientras que el cartucho contie en la electrónica que controla los sensores y transmite los datos al camión.

✔ La herramienta se conecta al cable, con el que se baja y sube del pozo utilizando el malacate.

✔ El cable es de acero para resistir la tensión y por dentro lleva los conductores para la transmisión energía a la herramienta y los datos entre la herramienta y el camión.

✔ Actualmente la transmisión de datos es digital.✔ En el sujetador del cable próximo al tambor hay una unidad muy precisa de me dición de profundidad.

✔ La impresión de registros se realiza online pero unos 15 años atras se utilizaba el film fotográfico.

CONCEPTOS GENERALES – Procesamiento de datos

✔ El procesamiento de la información puede ser ejecutado en 3 niveles:✔ En la herramienta en el pozo.✔ En el camión de perfilaje.✔ El el centro de cómputos en la base.

✔ Normalmente, la información que sale del camión ya está disponible para ser usada inmediatamente. Casos especiales son las herramientas de imágenes y dipmeters cuyos datos deben ser interpretados en el centro de cómputos por un especialista.

✔ Los centros de cómputos cuentan con equipos informáticos muy potentes, con especialistas en el análisis de datos geológicos y con mayor tiempo para reali zar las interpretaciones.

CONCEPTOS GENERALES – 3 conceptos petrofísicos

✔ POROSIDAD: Es el volumen poral por unidad de volumen de formación. Es la fracción del volumen total que está ocupada por poros o espacios vacios. Se expresa con la letra phi (Ф).

✔ SATURACION: Es la fracción del volumen poral ocupado por el fluido considerado. Así la saturación de agua, (Sw) será la fracción o porcentaje del volumen poral que contiene agua. Si la roca solo contiene agua la Sw será de 100%. Lasaturación de petróleo o gas será el volumen de poros ocupado por petróleo ogas. Dado que los poros de una formación están saturados de fluidos, la sumade todas las saturaciones debe ser 100%.

✔ PERMEABILIDAD: Es una medida de la facilidad con que un fluido puede mo verse a través de la formación. Dada una muestra de roca y un fluido homoge neo, la permeabilidad será una constante, siempre que el líquido no interactúe con la roca. La unidad de medida es el darcy, pero en la industria del petróleo normalmente se utiliza el milidarcy. Se simboliza con la letra “k”. Para ser per meable una roca debe tener poros interconectados o fracturas.

CONCEPTOS GENERALES – El proceso de invasión✔ Durante la perforación de un pozo, la columna hidrostática de lodo, ejerce una presión sobre la formación que normalmente es mayor a la presión de poro.

✔ Esta situación previene la surgencia del pozo.✔ Como resultado de ésta presión diferencial se produce una filtración del lodo hacia las formaciones permeables, quedando las partículas sólidas deposita das sobre la pared del pozo (revoque).

✔ El revoque tiene muy baja permeabilidad, por lo que una vez desarrollado impi de que siga filtrando lodo hacia la formación.

✔ Muy cerca del pozo, los fluidos originales de la formación, ya sean agua o hidro carburos, son desplazados por el filtrado del lodo. La zona donde se da éste proceso se denomina “zona lavada”.

✔ Un poco más alla de la “zona lavada”, el barrido ya no es tan efectivo conviviendo los fluidos de formación con el filtrado de lodo. Esta zona se denomina “zona de transición”.

✔ La extensión de las zonas lavada y de transición depende de varios factores como el tipo de lodo, la porosidad y permeabilidad de la formación, del diferencial de presión y el tiempo transcurrido desde que la formación fue perforada.

✔ Finalmente, más alla de la zona de transición, donde los fluidos originales no han sido alterados, se desarrolla la “zona virgen”

✔ SP✔ RESISTIVIDAD

✔ Cálculo de saturación✔ GR✔ DENSIDAD✔ NEUTRON✔ SONICO✔ BUZAMIENTO✔ PRESION✔ RESONANCIA MAGNETICA✔ CARBONO/OXIGENO

TIPOS DE HERRAMIENTAS

Herramientas eléctricas

Herramientas radioactivas

Herramientas acusticas

Herramientasde

porosidad

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – El SP (Potencial espontáneo)

✔ El SP es el registro geofísico más antiguo. Se utilizó por primera vez en 1927.

✔ La curva de SP registra la diferencia de potencial eléctrico entre un electrodo móvil en el pozo y otro fijo en la superficie.

✔ Considerando que hay un mínimo de permeabilidad en la formación, la respues ta del SP depende de la diferencia de salinidades entre el lodo de perforación y el agua de formación.

✔ La carga eléctrica del SP se produce a partir de un potencial electroquímico (potencial de membrana + mezcla de fluidos) y de un potencial electrocinético.

✔ La ocurrencia de este “potencial natural” (medido en milivoltios) está relacionado a la permeabilidad de la formación.

✔ La deflección del perfil, a partir de una línea arbitraria denominada “linea base de arcillas”, indica la presencia de rocas permeables.


✔ En la mayoría de los casos la deflección denominada “normal o negativa” es hacia la izquierda de la “línea base de arcillas”.

✔ La defleccion hacia la derecha, denominada “inversa o positiva”, se da en pre sencia de agua de formación más dulce que el lodo de perforación.

✔ Las deflecciones de SP de escasa definición o nulas se presentan frente a forma ciones impermeables o bien cuando no hay contraste de salinidades entre el lodo de perforación y el agua de formación.

✔ En la mayoría de los casos la curve de SP puede utilizarse para diferenciar entre arcillas impermeables y areniscas o carbonatos permeables.

✔ La escala en milivoltios del SP no tiene valor absoluto. Si bien la curva indica for maciones permeables no puede utilizarse para medir milidarcys (mD). Asi mismo, en ese sentido tampoco son comparables las curvas entre pozos vecinos.

✔ La línea base tiene “deriva” a lo largo de la registración debido a cambios en lascondiciones del pozo.


✔ Empíricamente se encontró que:

E= K log (Rmf/Rw)

donde:

E= potencial de SP (mV)K= constante (generalemente 65 + 0.24T (ªC)Rmf= Resistividad del filtrado de lodo (Ohm/m) Rw= Resistividad del agua de formaición (Ohm/m)

✔ De manera que con el SP se pueden calcular valores de resistividad del agua de formación. Este es uno de lo métodos empleado cuando no se cuenta con otros datos. Conociendo la resistividad podemos determinar la salinidad.

✔ Dado que la resistividad es muy dependiente de la temperatura se deben realizar las correcciones pertinentes.

GENERACIÓN DE

CORRIENTES EN EL POZO

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RESPUESTAS BASICAS DE SP Y RESISTIVIDAD

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PERFIL SP

DERIVA DE LA LINEA BASE

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DEFLECCIÓN NORMAL, INVERSA Y NULA DEL SP

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✔ Usos del SP:

✔ Correlación✔ Estimación de porosidad y permeabilidad✔ Estimación de litología✔ Determinación de Rw

✔ El SP no puede utilizarse en:

✔ Pozos llenos de aire o con lodos base petróleo✔ Pozos entubados.✔ No tiene deflección cuando Rmf=Rw

✔ Convencionalemente se plotea en la pista izquierda de los perfiles, junto a las curvas de resistividad. Ver presentación


✔ Las tres formas (tecnologías) para medir la resistividad de las formaciones son:

✔ Normal log✔ Laterolog✔ Inducción log

✔ NORMAL LOG: también conocida como “resistividad convencional”. En esta tecnología se establece un flujo de corriente entre un electrodo ubicado en la sonda y otro en la superficie. Otro par de electrodos receptores ubicados en la sonda se utilizan para medir las variaciones de potencial de la formación con respecto a otro fijo en tierra.

✔ La separración entre el electrodo de corriente y el de registración es variable aunque usualmente los especiados eran de 16” (short normal) y 64” (long normal).

✔ Esta tecnología ya fue ampliamente superada y está en desuso; pero es frecuente encontrarse con perfiles antiguos registrados con estas herramientas.

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – Resistividad

✔ LATEROLOG: Estas herramientas generalmente se utilizan en pozos con lodos de baja resistividad.

✔ Los electrodos están diseñados para generar una corriente enfocada horizon talmente hacia la formación. El flujo horizontal de corriente se consigue colocando un electrodo “guard” por encima y otro por debajo del electrodo de corriente y balanceando las corrientes entre ellos.

✔ Modificando la geometría de los electrodos de enfoque se pueden medir resistivi dades a distintas profundidades dentro de la formación.

✔ INDUCTION LOG: Para lodos base petróleo (lodos de alta resistividad) se utilizan herramientas de inducción. Las bobinas de inducción (transmisor y receptor) se ubican en los extremos de la sonda. La corriente es alterna y de alta frecuencia. Esta corriente genera un campo magnético, el cual a su vez genera corrientes en la formación. Esas corrientes fluctuan de acuerdo a la resistividad de la formación.

✔ Ver grafico para definir tipo de perfil


✔ La resistividad eléctrica de las formaciones presenta un enorme variabilidad.

✔ La rocas cuyos poros están saturados con agua dulce, petróleo o gas son alta mente resistivas. Ver respuestas básicas de resistividad

✔ Las arcillas y las rocas porosas saturadas con agua salada tiene muy bajas resistividades.

✔ El filtrado de lodo en el pozo, genera el desplazamiento del fluido original de la roca, sea éste agua o petróleo. De ésta manera se crea una zona circular deno minada “zona lavada” o “zona invadida” cuya resistividad es Rxo y que puede ser muy diferente de la resistividad de la “zona no invadida” o “zona virgen” cuyo es Rt.

✔ Entre la “zona invadida” y la “zona virgen” existe una “zona de transición”

✔ Ver perfil de invasión.


✔ Dada la geometría de construcción de las herramientas, donde se ubican varios receptores a diferentes distancias, permite obtener lecturas de resistividad a distintas profundidades de investigación dentro de la formación.

✔ Normalmente se cuenta con 3 lecturas de resistividad (somera, media y profun da), aunque con la herramientas actuales se registran 5 curvas a profundidades de investigación de 10, 20, 60, 90 y 120 pulgadas. De esta manera, se cuenta con un muy buen registro de resistividades de las zonas del perfil de invasión.

✔ En las formaciones impermeables, donde no se desarrolla el perfil de invasión, las distintas curvas de resistividad tienden a leer igual.

✔ Su usos son:✔ Determinación de fluidos en la formación✔ Identidicación de zonas permeables✔ Indicador litológico✔ Correlación


✔ La deteminación de la saturación de agua en formaciones limpias (arenas sin o con muy poco ✔contenido de arcilla) y con porosidad homogénea, a partir de perfiles de resistividad, se basa en ✔la “ecuación de saturación de Archie” que se expresa así:

Swn= (F Rw)/Rt

Donde:

Rw= Resistividad del agua de formación.Rt= Resistividad de la formación (resistividad de la zona virgen)F= Factor de resistividad de la formaciónn= exponente de saturación, normalmente toma valor 2

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – Cálculo de saturación


✔ El factor F usualmente se obtiene a partir de la porosidad de la formación mediate la siguiente relación:

F= a/Фm

donde:

a= constantem= factor de cementación

✔ Los valores de a y m dependen de la formación y son difíciles de medir. Están influenciados por la tortuosidad entre los poros interconectados.

✔ Empíricamente se han encontrado valores para a y m que se ajustan a los distintos reservorios. A continuación se listan los valores más comunes:

Formación a m

arenas 0.81 2

rocas compactas 1 2

rocas friables 0.62 2.15


✔ La ecuación de Archie solo es válida para arenas limpias.

✔ La exactitud del cálculo depende en gran medida de exatitud de los parámetros Rw, F y Rt.

✔ Si se utilizan perfiles antiguos los valores de Rt deben ser corregidos por efecto de pozo, espesor de capa e invasión.

✔ El valor de Rw debe ser verificado en todas las formas posibles, ya sea con un SP, con datos de campo o de laboratorio.

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – GR

✔ La herramienta de GR utiliza un scintilómetro para medir la radioactividad natu ral de las formaciones. Ver gráfico de radioactividad de minerales

✔ El principal elemento radioactivo, presente en las rocas es el potasio, el cual se encuentra en minerales como la illita, las micas, los feldespatos y la glauconita.

✔ El zirconio, la monacita y varios minerales del grupo de los fosfatos también son radioactivos.

✔ Los elementos uranio y thorio tienen afinidad por las arcillas y la materia orgánica, de manera que las rocas madre, las lutitas bituminosas y los carbones son radio activos.

✔ Convencionalmente, la curva de GR se grafica en la pista izquierda de los per files, junto con la curva de SP.

✔ La escala es en unidades API y se plotea de tal manera que las arcillas queden representadas a la derecha de la pista, coincidentemente con la linea base del SP.

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – GR

✔ Las deflecciones hacia la izquierda representan el cambio de rocas arcillosas a litologías limpias, generalmente areniscas y carbonatos.

✔ La lectura de GR se ve afectado por el tamaño del pozo y eventualmente por la composición de lodo de perforación.

✔ GR ESPECTRAL: esta herramienta tiene la capacidad de discriminar las radiacio nes provenientes de U, Th y K, analizando el espectro de longitudes de onda.

✔ Esta información puede utilizarse para realizar un análisis mineralógico de detalle.

✔ Un ventaja importante del GR es que puede registrarse a pozo entubabo.

✔ Usos:✔ Herramienta de correlación✔ Identificación de litologías✔ Cálculo del volúmen de arcilla (VCl)

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – NEUTRON

✔ El perfil “Neutrón” es generado por una herramienta que bombardea la formacióncon neutrones de alta enrgía. La fuente de neutrones es de americioberilio.

✔ Los neutrones colisionan con los núcleos de la formación. Las colisiones son elásticas, tipo “bolas de billar”. En cada colisión el neutrón va perdiendo parte de su energía. La pérdida de energía en cada colisión es proporcional a la masa relativa del nucleo impactado.

✔ Los núcleos pesados no producen una pérdida de energía importante en el neutrón.

✔ El neutrón es una partícula eléctricamente neutra y tiene una masa prácticamente igual al hidrógeno. La mayor pérdida de energía se produce cuando el neutrón impacta un núcleo de hidrógeno.

✔ En unos pocos microsegundos, los electrones pierden energía hasta un punto en que se difunden aleatoriamente hasta que son capturados por un núcleo de Cl, de H o de Si.


✔ Cuando un núcleo captura un electrón emite un rayo gamma de alta energía (rayo gamma de captura).

✔Dependiendo del tipo de herramienta, algunas detectan rayos gamma y otras neu trones.

✔ Cuando la formación es porosa, hay abundancia de H en los inmediaciones del pozo. Los neutrones pierden energía rápidamente cerca de la herramienta y hay elevada detección de rayos gamma.

✔ Cuando la formación tiene baja porosidad, hay pocos núcleos de H y los neutrones viajan una distancia mayor hasta que finalmente son capturados. En este caso la detección de rayos gamma disminuye.

✔ El neutrón es una herramienta de porosidad y por convención se plotea en la pista derecha. Cuando se registra el perfil de densidad se plotean juntos. En la pista izquierda se plotea el SP, GR o ambos. Ver presentación

✔ La curva se plotea en escala de porosidad, calibrada para arenas o carbonatos.


✔ EFECTO DE ARCILLAS: En las formaciones arcillosas (que tienen una muy alta porosidad), la lectura del Neutrón genera valores de porosidad extremadamente altos.

✔ EFECTO DE GAS: en formaciones permeables saturadas con gas, las lecturas de porosidad son anormalmente bajas. Esto se debe a que en un gas los átomos están muy dispersos y comparativamente hay muchos menos núcleos que si los poros estuvieran llenos con líquido.

✔ Estos efectos de gas y de arcilla, se observan claramente cuando se plotea el neu trón junto a la Densidad.

✔ Frente a las capas de gas se produce un cruce entre ambas curvas, “cruce de gas”, donde ambas conforman una imágen casi especular. El neutrón deflecta hacia la derecha y la densidad hacia la izquierda.

✔ Frente a una capa de arcilla se produce una separación de ambas curvas, donde el neutrón deflecta hacia la izquierda y el Densidad hacia la derecha.


✔ Se ve afectado por la densidad y la salinidad del lodo, así también como por el diámetro del pozo (es una herramienta de patín).

✔ El neutrón se puede registrar a pozo entubado.

✔ Si bien la determinación de la porosidad pierde exactitud debido a variables des conocidas detrás de la cañería, permite identificar la zonas de mayor porosidad.

✔ También permite realizar una correlación en profundidad.

✔ La curva se grafica en escala de porosidad, normalmente con un rango de valores 0,15 a 0,45.

ESQUEMA HERRAMIENTA

NEUTRON

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PRESENTACION DEL PERFIL

NEUTRONICO

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ESQUEMADE

CASOSTIPICOS

DENSIDADNEUTRON

VOLVER neutron

VOLVER densidad

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – DENSIDAD

✔ La herramienta de “Densidad” mide la densidad electrónica de la formación, emitiendo rayos gamma y registrando la cantidad de rayos gamma que retornan desde la formación.

✔ Los rayos gamma emitidos, son partículas de alta velocidad que colisionan con los electrones de la formación. En cada colisión el rayo gamma cede parte de su energía a un electrón y se dispersa con su energía disminuida. Este tipo de interacción se conoce como efecto Compton.

✔ Estos rayos gamma dispersos que alcanzan el detector se cuentan, indicando la densidad de la formación.

✔ La respuesta de la herramienta de densidad está determinada esencialmente por la densidad electrónica de la formación (electrones por cm3).

✔ La densidad electrónica está relacionada con la densidad de la roca, conocida como “bulk density”, la cual depende de la densidad de los minerales de la matriz, de la porosidad y de la densidad de los fluidos que ocupan los poros.


Relación entre la “densidad electrónica” y la “densidad de roca”:

ρe = ρ

b (2Z/A)

Z= número atómico (número de protones en el núcleo del átomo)A= masa atómica. (masa del núcleo: suma de protones y neutrones)

✔ Para areniscas, calizas y dolomitas saturadas con líquido, la lectura de la herramienta es prácticamnte igual a la densidad de la roca o “densidad bulk”.

✔ Algunas sustancias como la silvita, sal, yeso, anhidrita, carbón y para formaciones gasíferas, es necesario hacer una pequeña corrección.

✔ La herramienta de densidad es básicamente una herramienta de porosidad.

✔ Al ser una herramienta que va apoyada sobre la pared del pozo, se ve afectada por el calibre y sobre todo cuando el pozo tiene paredes rugosas.


DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD

✔ Para una formación limpia, con densidad de matriz conocida y que tiene una po rosidad Ф, saturada con un fluido de densidad conocida, la densidad total de la formación será:

рb = Ф р

f +(1 Ф) р

ma

Despejando la porosidad nos queda:

Ф = (рma

– рb) / (р

ma р

f )

✔ En la tabla a continuación se listan los valores de matriz más comunes:

Matiz Densidad

Arenas, areniscas y cuarcitas 2,65

Arenas calcareas y calizas arenosas 2,68

Calizas 2,71

Dolomitas 2,87


✔ Los principales usos de la herramienta son:

✔ Determinación de porosidad✔ Identificación mineralógica✔ Identificación de fluidos

✔ Cuando se corre junto con el Neutrón es muy útil para identificar capas con gas y niveles arcilloso. Ver diapositiva del Neutrón.

✔ Presentación: se presenta en la pista de la derecha, comunmente junto al neutrón. En la pista van el GR, el SP y el Calibre.

✔ La curva se grafica en escala de densidad con un rango de valores entre 2 y 3 g/cm3 o bien en escala de porosidad con valores entre 0,15 y 0,45.


Relación entre la densidad y la porosidad.

porosidad +

d

ensid

ad

+

ESQUEMA HERRAMIENTA DE

DENSIDAD

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PRESENTACION DEL PERFIL DE DENSIDAD

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ESQUEMADE

CASOSTIPICOS DE

COMPORTAMIENTODENSIDADNEUTRON

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TABLA DE DENSIDADES DE MINERALES Y FLUIDOSVOLVER

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE – SONICO

El perfil sónico es un perfil de porosidad que mide el tiempo de tránsito (Δt) de una onda compresional que viaja a través de un pie de formación.

✔ La sonda consiste en uno o más transmisores y 2 o más receptores.

✔ Las herrmientas actuales (compensadas) reducen en gran medida los efectos espurios que generan las variaciones en el calibre del pozo y la inclinación de la herramienta.

✔ El tiempo de tránsito depende de la litología y de la porosidad. Por ello, para conocer la porosidad hace falta conocer la velocidad de la matriz (Δt

mtx)

de la formación.

✔ A la derecha se muestra la tabla con valores de matriz más comunes.

Matriz Δtmtx

(Ms/ft)

Arensicas 55.5 - 51.0

Calizas 47,6 - 43,5

Dolomita 43,5 – 38,5

Anhidrita 50

Sal 67

Casing (acero) 57

Fluido (agua o petroleo) 189


DETERMINACION DE LA POROSIDAD (ecuación de Willie; 1958)

Фsonic

= (Δtlog –

Δtmtx

) / (Δtf –

Δtmtx

)

donde:

Δtlog

: Tiempo de tránsito leidoΔt

mtx: Tiempo de tránsito de la matriz

Δtf: : Tiempo de tránsito del fluido

✔ La fórmula de Willie se puede utilizar para calcular porosidad en areniscas y calizas consolidadas con porosidad primaria ya sea intergranular (grainstones) ointercristalina (dolomitas).

✔ Cuando estamos en presencia de rocas con porosidad secundaria (disolución, fracturas, etc), la ecuación de Willie calcula valores muy bajos de porosidad.


✔ El hecho de que el perfil sónico lea solamente la porosidad primaria se debe a que la onda viaja por la matriz de la roca.

✔ Si se desea conocer el porcentaje de “vugs” o de “fracturas” se debería sustraer la porosidad sónica de la porosidad total. La porosidad total se obtiene con las herramientas “Neutrón” y “Densidad” ya que éstas “leen” el contenido poral.

✔ Para calcular porosidad en rocas no compactadas se puede agregar a la ecuación Willie un “factor de compactación”. El mismo es empírico y se denomia Cp. La ecuación queda expresada como sigue:

Фsonic

= ((Δtlog

– Δtmtx

) / (Δtf – Δt

mtx)) x 1/Cp

Donde:Cp = (Δt

sh x C) / 100

y C es una constante que normalmente toma valor 1


✔ El perfil sónico no puede registrarse ni a pozo entubado ni en pozos vacíos.

✔ Las lecturas se ven afectadas por el calibre del pozo y la falta de compactación.

✔ Usos:✔ Cálculo de porosidad✔ Correlación✔ Identificación litológica✔ Identificación de zonas sobrepresionadas✔ Creación de sismogramas sintéticos✔ Las herramientas de onda completa permiten analizar porpiedades meca

nicas de las rocas.

✔ Presentación: la curva se grafica en la pista derecha, con valores límites de escala entre 40 y 140 ms/pie. En la pista izquierda se grafican el calibre con el GR o bien con el SP.


tiempo de tránsito +

ve

locid

ad

+

Relación entre velocidad y tiempo de tránsito

porosidad +

tie

mpo

de

tr áns

ito

+

Relación entre porosidad y tiempo de tránsito

LECTURA SONICO DE ONDA COMPLETA

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HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA

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HERRAMIENTA SONICA

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No aferrarse a paradigmas.Es frecuente en la industria escuchar paradigmas. Aferrarse a posturas absolutassolo nos conduce a dejar petroleo en el subsuerlo. Algunos ejemplos son:a) En este yacimiento no hay producción de petroleo con resistividades de 1 ohm.b) En tal o cual nivel no hay petroleo.

Las ecuación para calcular saturación tienen limitaciones.La ecuacion de Archie asume un reservorio ideal, de los que hay pocos en el mundo. Normalmente se trabaja en reservorios que compuestos por litologias que se apartan bastante del ideal. Ej. Arenas arcillosas, calizas, capas delgadas, presencia de mineralogía complej, rocas igneas, etc,etc.

Si bien la ecuación de Archie ha sido adaptada con éxito para ser aplicada en yacimientos con ciertas particularidades, (Waxman&Smith, Indonesian, Simandoux, doble agua, etc), en muchos campos no se logran resultados satisfactorios.

CONSIDERACIONES FINALES


En necesario conocer las antiguas tecnologias y sus limitaciones.Si bien hay gran desarrollo tecnológico, en la mayoría de los casos el profesional se enfrenta con yacimientos maduros, donde los registros son antiguos.

Frecuentemente la evaluaciones se realizan con poca información.Si bien hay gran diversidad de herramientas, normalmente y por razones económicas se registran paquetes básicos de perfiles. A veces no se cuenta ni con perfiles de porosidad.

La perfiles son mediciones indirectas del reservorio.Las sondas miden propiedades físicas de las rocas que luego se traducen en parámetros del reservorio. Los únicos datos directos que se obtienen con herramientas de perfilaje son la medición de presión y el muestro de fluidos.

La información a pozo abierto es la mas valiosa.Toda la información que se pueda extraer a pozo abierto, siempre sera la mejor información que podamos tener del subsuelo.

No se aprende a interpretar con un manual.Llegar a ser un buen intérprete de perfiles lleva años de experiencia. Los manuales son de utilidad y brindan ayudan, pero el hecho de haber trabajado en distintos yacimientos con problemáticas en cuanto a variedad de litologias, tipos de fluidos, características de los pozos, etc, es lo que nos permitirá extraer el máximo de información al perfil.

Los perfiles son muy valiosos pero no lo son todo !! En la evaluación de un pozo, los perfiles cumplen un rol fundamental, pero siempre

se debe recurrir a toda la informacion disponible, como registros de control geológico, ensayos de terminación/reparación, datos de produccion, etc. En pozos antiguos es fundamental conocer la historia del pozo y para eso se debe

recurrir al legajo del pozo. Alguien dijo una vez......el petroleo está en los legajos. Y dijo una gran verdad !!.

Se debe desarrollar la habilidad de evaluar los datos crudos.Las evaluaciones petrofísicas realizadas con software no son una solución mágica. El analista debe entender lo que esta viendo previamente a realizar la evaluación con software.


PRIMER REGISTRO A POZO ABIERTO

Se realizó en el campo de Pechelbronn, en Alsacia, en el noreste de Francia

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EL CAMION DE PERFILAJE

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HERRAMIENTAS DE PERFILAJE

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TEXTURA DE ROCAS SEDIMENTARIAS

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FABRICA DE ROCAS SEDIMENTARIAS

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POROSIDAD

EMPAQUE DE GRANOS

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SATURACION DEL ESPACION PORAL

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INFLUENCIA DE LA TEXTURA EN LA PERMEABILIDAD

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INFLUENCIA DE LA FABRICA

EN LA PERMEABILIDAD

AMBIENTE DEL POZO

PERFIL DEINVASION

Saturación del agua en la zona

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AMBIENTE DEL POZO

PERFIL DEINVASION

Y PERFIL DE

RESISTIVIDADES

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ARREGLO BASICOPARA LA

REGISTRACIÓNDEL SP

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PRESENTACIONDEL PERFIL

DE SP

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ARREGLO BASICONORMAL LOG

ARREGLO BASICOLATEROLOG

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RESPUESTAS DE LA RESISTIVIDAD FRENTE A UNA FORMACION

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GRAFICO PARADEFINIR EL USO DEL

PERFIL DE INDUCCION O LATEROLOG EN FUNCION DE LAS

RESISTIVIDADES DEL LODO Y DEL AGUA DE

FOMACION

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VALORES DE CUENTAS API PARA DISTINTOS TIPO DE ROCAS

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IDENTIFICACION DE MINERALESCROSSPLOT ThK

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IDENTIFICACION DE MINERALES CROSSPLOT Th/K vs Pe

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Biotita clorita

Montmorillonita

Feldespato

Glauconita

Muscovita

Illita

Caolinita

IDENTIFICACION CON EL PERFIL SONICO DE

UNA ZONA SOBREPRSIONADA

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perfilaje

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