Pozo Abierto - Universidad Nacional de Salta · Universidad Nacional de Salta FACULTAD DE CIENCIAS...

Pozo Abierto

Pozo Entubado

Petrofísica

Geología

Sísmica

Ensayos de Formación

Evaluaciones Económicas

Perfiles de Producción

Evaluación de Saturación

Perfiles de Corrosión

Control de Cementación

Terminación de Pozos

Perfiles de Ensayos de Pozo

Monitoreo Permanente deReservorios

Geól. NÉSTOR VITULLI

Cátedra GEOFÍSICA

ESCUELA DE GEOLOGÍA

15PERFILAJES DE POZOS

PRINCIPALES PERFILESDEPOZOS ABIERTO Y POZO ENTUBADOPRINCIPIOS, OBJETIVOS E INTERPRETACIÓN

Universidad Nacional de Salta FACULTAD DE CIENCIAS NATURALES

Escuela de Geología GEOFÍSICA Unidad 15

NESTOR VITULLI

UNIDAD 15: Perfilaje en Perforaciones de Pozos Abiertos: Fundamentos, herramientas, utilidad presentación y escalas de: Perfil Potencial Espontáneo (SP) y Rayos Gamma naturales.- Perfiles Resistivos : profundo (Inducción y Laterolog) somero (Microlog y microresistividad).- Registro Sónico o Acústico.- Perfil de Densidad.- Perfil de Buzamientos (dipmeter o diplog).-



NESTOR VITULLI

I N D I C E

PRINCIPALES REGISTROS DE PERFILES A POZO ABIERTO (sin entubar)................................................................ 01 Composición y texturas de rocas ....................................................................... 01 Resumen de registros y características ppales................................................................. 04 Propiedades de las rocas ....................................................................... 06 Porosidad ....................................................................... 07 Saturación ....................................................................... 08 Permeabilidad ....................................................................... 09 Presión capilar ....................................................................... 11 Perfil de POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP).................................................................. 13 Perfil de RAYOS GAMMA (GR) ....................................................................... 15 Perfil de DENSIDAD ....................................................................... 17 Factor fotoeléctrico (PEF) ....................................................................... 18 Perfiles Resistivos ....................................................................... 19 Análisis Perfiles Combinados (Ej.) ....................................................................... 23 Perfiles de Inducción ....................................................................... 28 REGISTROS DE BUZAMIENTOS ....................................................................... 31 Pliegues ....................................................................... 39 Fallas ....................................................................... 48 Discordancias ....................................................................... 60 ANEXOS DE PERFILES A POZO ABIERTO Perfil de Inducción ....................................................................... 70



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A I T ....................................................................... 75 Lateroperfiles ....................................................................... 79 Potencial Espontáneo (SP) ....................................................................... 86 Rayos Gamma (y espectrales) ....................................................................... 90 Litodensidad ....................................................................... 94 Neutrón compensado ....................................................................... 101 Sonico compensado DSI (Dipole Shear Sonic Imager) .................................................... 110 Resonancia Magnética Nuclear ....................................................................... 137 C M R (Magnetic Resonance Imaging Log)..................................................................... 150 M R I L (inducción) ....................................................................... 155 SERVICIOS GEOLÓGICOS Imágenes de pozos (U B I y F M I) ........................................................................ 158



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REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS

Veremos algunos registros geofísicos que se practican normalmente a todo sondeo sobre todo en la industria petrolera. En cuanto a perforaciones en busca de acuíferos sus registros en la actualidad se limitan a SP (potencial espontáneo) y curvas de resistividades.

APLICACIONES DE LOS PERFILES DE POZOS

Correlación de pozo a pozo Identificación de capas permeables Identificación de litologías Identificación de estructuras Evaluación de porosidad Evaluación de tipos de fluidos Cálculo volumétrico de petróleo y gas in situ Conversión de tiempo-profundidad otras

PRINCIPALES REGISTROS DE PERFILES DE POZO ABIERTO (Sin entubar)

o CORRELACIÓN

SP (potencial espontáneo GR (rayos gamma) NGT (neutrónico)

o RESISTIVIDAD

Profunda Inducción Laterolog

Somera Microlog (ML) Microresistividad (Rxo)

o POROSIDAD Y LITOLOGÍA Sónico Litodensidad Neutrón

o POROSIDA (tamaño poral) PERMEABILIDAD

Resonancia Magnética Nuclear (RM) o GEOLÓGICOS

Buzamiento Imágen de pozo Microresistivos Ultrasónico

EVALUACIÓN CUANTITATIVAS DE PERFILES

De los datos de perfiles se puede extraer: POROSIDAD LITOLOGÍA VOLUMEN DE ARCILLA SATURACIÓN DE AGUA (Sw) SATURACIÓN DE PETROLEO Y GAS (1-Sw) DETECCIÓN DE GAS Y PETROLEO ESTIMACIÓN DE PERMEABILIDAD

COMPOSICIÓN Y TEXTURA DE ROCAS

La frecuencia con que se utiliza la práctica de los perfiles geofísicos en sondeos favorece el

desarrollo simultáneo de técnicas de interpretación con respuesta inmediata ante las necesidades de la prospección (identificación de capas productivas) y otras, que se integran a las técnicas geológicas y geofísicas para el desarrollo de modelos de exploración, y desembocan en la ejecución de nuevas perforaciones.



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La “jerga” de los científicos que desarrollan esta segunda aproximación se vale de palabras complejas como estilos estructurales, facies, ambientes sedimentario, secuencia litológica, paleocauce, espolón, barra, etcétera. Estos términos son de interpretación inmediata ante una sección columnar de un afloramiento. Se considera la litología de cada banco, sus posiciones relativas, su color, contenido fosilífero, textura, etc. (FIG. 1).

ESTRUCTURASY

AMBIENTESSEDIMENTARIOS

CiclosContactosVariación depropiedades

DistribuciónlitológicaDisposición enel espacio

Espesor del banco

Litología

ColorTamaño del grano

SelecciónEsfericidad

Empaquetadura

CementaciónEstructuras

Contenido fosilíferoRelación de contactos

Mineralogía

PROPIEDADESPETROFÍSICAS

POR CAPA EN CONJUNTO

FIG N° 1 El trabajo de interpretación utiliza diversas fuentes, y parte de muestras de mano y

descripciones para obtener sus datos. La observación a simple vista, con ayuda de una lupa, con microscopio, difracción de rayos X, o un recuento fosilífero aportan evidencias acerca de un fragmento de roca, cuya posición en el espacio está perfectamente definida.

El geólogo petrolero, por su parte, debe utilizar esas armas en su actividad cotidiana, ya sea para descubrir nuevas reservas energéticas como para desarrollar los yacimientos ya descubiertos. Su opción es compleja, debe hacer el balance económico entre el dato que necesita y la inversión para obtenerlo (figura 2).

La geofísica le proporciona un modelo geométrico que requiere un delicado trabajo sobre velocidades para transformarse en un corte geológico.

PROPIEDADES PETROFÍSICAS

ESTRUCTURA

AMBIENTES SEDIMENTARIOS

PorosidadPermeabilidadContenido de Fluidos

Producción

Estudio de Reservorio

Geometría de losCuerpos Rocosos

Distribución de lasPropiedades Físicas

Distribución de barrerasde permeabilidad

Estudio de Yacimiento

FIGURA 2

Los recortes (cuting) obtenidos por la perforación constituyen evidencias del subsuelo que el geólogo sabe leer, pero la incertidumbre sobre la profundidad arroja dudas en torno de la ubicación de cada litología.

Este problema queda resuelto mediante la obtención de testigo-corona. Estos fragmentos de roca, de tamaño considerable, son costosos por las maniobras que requiere su obtención.

Derivados de las técnicas de punzado, los testigos laterales obtenidos mediante un

sacabocado con bala, poseen buena ubicación en profundidad y no son costosos, aunque sí pequeños.



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El geólogo necesita "ojos" en el pozo, cierto tipo de medición posible que le proporcione

valiosos datos que truequen su olfato petrolero en medidas y propiedades y conviertan a su modelo en un proyecto exploratorio o de desarrollo.

Los perfiles geofísicos de pozo son censores de distintas propiedades físicas (resistividad, radiación natural, tiempo de tránsito, potenciales, constantes dieléctricas) vinculados de algún modo con procesos geológicos.

El cuadro de la página siguiente describe algunas herramientas y su respuesta a ciertos parámetros geológicos (figura 3).

La multiplicidad de mediciones ofrece una garantía, pues es una respuesta más que se agrega para resolver incógnitas ¿Cómo distinguir dentro de esas mediciones las de mayor preponderancia para resolver un problema geológico? A partir del concepto de los gráficos X - Y, mediante técnicas matemáticas las compañías del medio han elaborado una serie de procedimientos tendientes a resolver los problemas geológicos a través de los perfiles.



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TIPO DE HERRAMIENTA TIPO DE POZO TIPO DE LODO HERRAMIENTA APLICACIÓN QUE MIDE

PATIN CENTRALIZADO ABIERTO ENTUBADO SALADO INVERSO DULCE LIMITACIONES ESCALA

GR Identificar litologías, correlaciones

Radioactividad natural de la roca X X X X X

Lodos con cloruro de potasio 0-200 gAPI

SP Identificar las zonas permeables y porosas

Potencial eléctrico de la formación

X X X

cuando el agua de formación tiene igual salinidad que el lodo

de -20 a 80 mv

CALIPER Determinar diámetro del pozo diámetro del pozo X X X X X

INDUCCION Determinar saturaciones conductividad eléctrica de la formación X X X X lodo salado 0.2 a 2000

Ohm

LATEROLOG Determinar saturaciones conductividad eléctrica de la formación X X X lodo dulce o inverso 0.2 a 2000

Ohm

MICROPERFIL determinar zonas permeables

conductividad eléctrica del pozo X X X X X lodo inverso 0.2 a 2000

Ohm

DENSIDAD determinar porosidades mide la densidad eléctrica de la formación X X X X X zonas de mal caliper 2 a 3 gr/cm3

NEUTRON determinar porosidades mide la absorción de hidrogeno X X X X zonas de mal caliper de -15 a 45

m3/m3

SONICO determinar porosidades

mide tiempo que tarda una onda acústica, en viajar desde el emisor hasta el

receptor X X X X X zonas de mal caliper 130 a 50

us/ft

PEF determinar litologías mide el factor fotoelectrico X X X X X No es coveniente correrlo en presencia de baritina 0 a 10

CBL calidad de adherencia del cemento

mide la atenuación de una señal acústica X X En pozos horizontales



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CORRELACION Y LITOLOGÍA

Por medio del reconocimiento de litologías similares en los perfiles, los geólogos establecen relaciones basadas en la aplicación del principio de Steno. Tal tema escapa al contenido de este texto, pero el uso de perfiles ha generado un nuevo modo de observar los parámetros geológicos.

Mediante inferencias basadas en las propiedades de los perfiles, se establece la correlación

entre formaciones, el ajuste de la posición de los recortes de pozo, la ubicación en profundidad de los testigos-corona e, incluso, su orientación espacial, así como la representatividad de los testigos laterales.

Indirectamente, tras el razonamiento de correlacionar formas de curvas, se halla el concepto de vincular litologías de modo cualitativo, pero si es posible reconocer la litología capa por capa para los estudios clásicos de porosidad y saturación, ¿por qué no generalizarlo a todo un pozo, o, eventualmente, a un conjunto de ellos?

El planteo corresponde al razonamiento geofísico, conocido como problema inverso; es decir, dada una respuesta, identificar su generador dentro de un conjunto de posibles generadores.

A modo de resumen, se requieren procesos matemáticos que contribuyen a la transformación de datos perfiles en información geológica. Esos procesos permiten disponer de pluralidad de datos, conjugan a la vez variedad (perfiles) y cantidad de muestras (espesores). En diversas bibliografías se pueden obtener datos de los productos computados que permiten interpretar tramos de perfiles mediante un modelo textural o minerálógico . Las presentaciones gráficas de estos procesos indican la variación de composición, selección, u otros parámetros geológicos, pero no lo expresan en forma similar a una columna geológica.

Merced a la experiencia acumulada en más de 50 años y en casi todo el mundo, las propiedades observadas mediante perfiles que identifican a cada tipo litológico han sido volcadas en una base de datos. Si el conjunto de propiedades medidas en un pozo corresponden a casos descritos. sobre la base de ocurrencias mundiales del tipo litológico, es posible realizar un reconocimiento automático de las rocas cuyas propiedades han sido medidas en el pozo.

La problemática del geólogo es en muchos casos mayor que el reconocimiento de una litología o un conjunto de minerales radiactivos Dado un conjunto de propiedades; los geólogos reconocen facies. El perfilaje es un conjunto de propiedades medidas.

Si esas propiedades se pueden ordenar en alguna forma, esas medidas pueden ser transformadas en “electro-facies”. Esta es la aproximación utilizada en los programas computarizados. Antes de comenzar con una serie de herramientas que miden o nos dan datos de algunas propiedades de las rocas veremos en resumen alguna de esas propiedades.



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PROPIEDADES DE LAS ROCAS:

Un método de buenos resultados para clasificar las rocas en la interpretación de perfiles emplea la clasificación química. Este método es muy útil por varias razones, muchas respuestas de los sistemas de perfilajes reflejan las propiedades químicas y físicas de las rocas, debido a que los perfiles están calibrados en medios casi puros. Además el método de clasificación química sirve para reducir los conflictos con los geólogos una vez que se establecen las definiciones.

De acuerdo a la composición química de las rocas, las areniscas son SiO2; por lo tanto, cualquier otro SiO2 aparece en los perfiles de pozo como arenisca. Dado que esta clasificación tiene una base química exclusivamente y no se basa en el tamaño del grano, el limo se considera como una arenisca de grano muy pequeño. La ftanita, roca criptocristalina, compacta, compuesta esencialmente de calcedonia y/o cuarzo, con fractura arcillosa o concoidea, se clasifica como una arenisca aunque la estructura cristalina es diferente; y como tal aparece en los perfiles de pozos.

La caliza es carbonato de calcio (CaCO3) Dado que la creta aparece en los perfiles como carbonato de calcio, se clasifica como una caliza.

La dolomita (CaCO3MgCO3) difiere grandemente de la caliza en las lecturas del perfilaje. Físicamente la dolomita difiere mucho de la caliza en densidad, dureza y otras propiedades.

Las tres rocas siguientes son diferentes a la arenisca, caliza y dolomita ya mencionadas y son de menor importancia. La anhidrita es sulfato de calcio. El yeso es sulfato de calcio más agua cristalizada. El agua en el yeso produce una gran diferencia entre las dos res puestas del perfil. La halita es la sal de mesa común (NaCl) y se registrará como NaCl.

La única rareza aparente en el sistema es la lutita, la cual en realidad es arcilla, y se clasifica como arcilla. En la práctica, no hay necesidad de diferenciar entre los varios minerales de arcilla que forman las lutitas.

Unos pocos tipos de rocas han sido omitidos pero no se consideran importantes. Por ejemplo, un conglomerado no es nada más que una variación del tamaño del grano de una arenisca; las calizas con granos esféricos, regulares no son clasificadas como areniscas sino como calizas. PROPIEDADES DE LAS ROCAS DEL RESERVORIO:

Una evaluación del potencial de las rocas del reservorio requiere fundamentalmente tres datos:

La capacidad de la roca para contener fluidos; La relativa cantidad de esos fluidos y La habilidad de esos fluidos para fluir de la roca hacia el pozo.



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La separación (diferenciación) de los hidrocarburos entre ellos, gas o petróleo, es de menor significación. POROSIDAD: Porosidad primaria: La porosidad primaría, generalmente granular, es la porosidad desarrollada en los procesos de sedimentación mediante los cuales se originaron las rocas. Para todos los fines prácticos, la porosidad es la parte no sólida de la roca llena con fluido.

PETRÓLEO

AGUA

La porosidad se indica en términos de porcentaje, mientras que en los

cálculos siempre es un número menor que uno. La porosidad por definición es el volumen de la parte no sólida de la roca (llenacon fluido) dividido por el volumen total.

Para tener una idea de los valores de porosidad encontrados generalmente, supongamos algunas bolillas, todas del mismo tamaño, que están dispuestas en columnas. El cálculo mostrará una porosidad del 47,6%. Granos de arena esféricos de 1/10 del tamaño de las bolillas dispuestos de igual forma tendrán la misma porosidad 47,67%. Si las mismas bolillas se empaquetan en el ordenamiento más estrecho posible en el cual la bolilla superior encaja en el valle formado entre las cuatro bolillas inferiores, tocándose entre si, la porosidad se reduce al 25,9% De igual modo, cambiando ahora el tamaño de las esferas no cambiará la porosidad en tanto todas las bolillas sean del mismo tamaño.

Porosidad 47,6%

Porosidad 47,6%

Porosidad 25,9%

La porosidad más alta normalmente esperada es de 47,6%. En realidad, porosidades

mayores que el 40% son raras. Estas pueden encontrarse en arenas de la superficie que no están ni compactadas ni consolidadas. La reducción de la porosidad está relacionada con la distribución de los tamaños de granos, es decir, cuando existen granos pequeños que encajan mejor con los granos grandes. También, las formas no esféricas encajan mejor unas con otras.

Esto está más cerca de la situación real. El rango normal de porosidades en los sistemas

granulares es del 10% al 35%, con un rango completo que va desde 3% hasta 40%.



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En general, las porosidades tienden a ser más bajas en las rocas más viejas y más profundas. Esta reducción de la porosidad es debida principalmente a la sobrecarga de los sedimentos, a las fuerzas que actuaron a través del tiempo sobre la roca, y a la cementación. Hay muchas excepciones a esta regla general cuando las condiciones de sobrecarga de los sedimentos, normalmente no prevalecen. Las lutitas siguen mucho más la tendencia porosidad-profundidad que las areniscas, excepto que las porosidades son normalmente bajas en las lutitas. Por ejemplo en un fango reciente la porosidad media es alrededor del 40%. Ella decrece rápidamente con la profundidad y la presión de la sobrecarga de los sedimentos hasta porosidades normales menores del 5% alrededor de los 3.000 metros de profundidad.

Profundidad

φ Esto es típico de lutitas del Terciario,

siendo las más viejas considerablemente más compactas y de este modo bajas en porosidad.

Las lutitas son esencialmente

plásticas y por lo tanto se comprimen más fácilmente que las arenas.

Esta tendencia básica de la porosidad

versus profundidad no se observa realmente en rocas carbonáticas, las que tienden a ser pseudo-plásticas y se comprimen considerablemente más que las arenas.

Porosidad secundaria: La porosidad secundaria es originada por procesos distintos que aquellos que originan la cementación primaria y la compactación de los sedimentos. Un ejemplo de porosidad secundaria puede encontrarse en la disolución de caliza o dolomita por las aguas subterráneas, un proceso que da lugar a cavernas. La fracturación y dolomitización también crean porosidad secundaria. La dolomitización es el resultado de la reducción del volumen sólido a medida que el material se transforma de caliza a dolomita (de menor tamaño molecular).

En la mayoría de los casos, la porosidad secundaria resulta ser de mayor permeabilidad que la porosidad granular primaria. SATURACION:

La saturación de un fluido dado en un espacio poral es la relación que existe entre el volumen del fluido y el volumen del espacio poral total. Por ejemplo, una saturación en agua del 10% significa que 1/10 del espacio poral está lleno con agua.

La porosidad es la capacidad para contener fluido; la saturación es el porcentaje o fracción de esta capacidad total que realmente contiene un fluido en particular. La porosidad, la



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saturación de hidrocarburos, el espesor de la roca del reservorio y la extensión areal de la misma contribuyen al total de hidrocarburos existentes “in situ”. Estos parámetros establecen el potencial económico de un reservorio dado.

Del total de metros cúbicos de petróleo o millones de metros cúbicos de gas presentes en un reservorio, sólo se produce un porcentaje dependiendo éste de la eficiencia de la recuperación. Este factor de recuperación, normalmente determinado por la experiencia se encuentra típicamente entre el 20% y 50%. El petróleo producido debe ser capaz de pagar el costo de la perforación, entubación y otros gastos diversos como también suministrar una utilidad. PERMEABILIDAD:

La permeabilidad se refiere a la facilidad con la cual los fluidos fluyen a través de una formación. No es suficiente tener petróleo o gas en una formación, los hidrocarburos deben fluir desde el reservorio al pozo para ser recuperados en la superficie. La permeabilidad es una característica ti pica de la roca dada. Generalmente, la permeabilidad se mide haciendo pasar un fluido a través de una roca bajo condiciones conocidas. Para determinar la permeabilidad de una formación, deben conocerse varios factores: el tamaño y forma de la formación, las propiedades del fluido, la presión ejercida sobre él y el caudal del mismo. Cuanto mayor sea la presión ejercida sobre el fluido mayor será la velocidad de flujo. Cuanto mayor sea la viscosidad del fluí do mayor será la dificultad para atravesar la roca. Por ejemplo, es más dificultoso empujar miel a través de una roca que aire a través de ella.

Las permeabilidades normalmente encontradas en rocas de reservorio van de menos de

un milidarcy a alrededor de 50.000 milidarcy. La permeabilidad de cualquier roca está gobernada primariamente por el tamaño de los poros. A mayor tamaño de los poros mayor permeabilidad. Por ejemplo, un tubo de un diámetro de 4 pulgadas tendrá una permeabilidad mayor que un conjunto de tubos de l/4"con la misma sección transversal.

La tortuosidad de la trayectoria del fluido desde un extremo al otro de la roca también determina la permeabilidad. Esto es debido a que el fluido fluye alrededor de los granos de arena, más bien que en una línea recta desde un extremo al otro del testigo de la roca.

L

Q

P1 P2

Área Roca

Longitud Aunque hay una tendencia general al aumento de permeabilidad con la porosidad esto no

es necesariamente válido para cualquier situación dada. Puede darse el ejemplo previamente discutido en el cual los granos de arena pueden ser

considerados encolumnados unos sobre otros y tuvieran una porosidad de 47,6%. Si los granos de arena son grandes, los diámetros de los poros también lo son y la permeabilidad es muy alta.



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Reduciendo el tamaño de los granos de arena por un factor de 100, la permeabilidad resultará considerablemente menor debido a que los diámetros de los poros son considerable mente más pequeños.

Q K AL

P1 P2μ= . -( )

caída de presiónárea del testigo

longitud del testigoviscosidaddel fluído

caud

al

permeabilidad

Además, poros más pequeños significan áreas superficiales más grandes alrededor de ellos, y por lo tanto mayor resistencia al flujo (permeabilidad menor).

Otro ejemplo se puede dar en rocas de

tipo vugular o cavernosas en las cuales los poros a menudo son grandes y las permeabilidades muy altas, aún cuando la porosidad puede ser solamente el 5 o 10%.

Se ha demostrado que la permeabilidad de las fracturas es casi una función pura del

ancho de la misma. Una relación aproximada de la permeabilidad versus el ancho de la fractura puede ser la

siguiente: k(darcy) = 54.000.000 x ancho

Por lo tanto, una fractura de 0,001 pulgadas de ancho tiene una permeabilidad de 54.000 milidarcy. Una muy alta “k” originada por una muy pequeña fractura es la causa por la cual ésta tiene efecto en la capacidad de producción en el reservorio. Una pequeña fractura en el reservorio se verá reflejada en la producción mayor de los fluidos del área de fractura, actuando la fractura como un tubo a través de la formación.

PERMEABILIDAD

PERMEABILIDAD

ALTA

MAS BAJA

Equivalentemente si una formación es fracturada durante la perforación, la alta

permeabilidad da como resultado una alta fluencia de la inyección hacia la formación.

La permeabilidad que considera un solo fluido en los poros es llamada permeabilidad absoluta. K absoluta

K efectiva0

petróleo

agua

Permeabilidad efectiva: La permeabilidad efectiva de una roca para un fluido dado se refiere a la permeabilidad medida cuando más de un fluido se encuentra presente dentro de esa roca, siendo los fluidos inmiscibles. La permeabilidad efectiva es menor que la permeabilidad absoluta debido a que la presencia de un segundo fluido reduce el tamaño de los espacios disponibles para la fluencia del fluido. En el caso de un reservorio donde está presente solamente el agua, la permeabilidad medida será la absoluta. En el caso donde están presentes el petróleo y el agua y el petróleo es el que fluye , la permeabilidad efectiva del petróleo será menor que la permeabilidad absoluta. Esto es debido a que el agua reduce el tamaño de los diámetros efectivos de los poros a través de los cuales está fluyendo el petróleo.



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Permeabilidad relativa: La

permeabilidad relativa es la relación de la permeabilidad efectiva de un fluido determinado a la permeabilidad absoluta. Las curvas de la permeabilidad relativa reflejan la capacidad de la roca para producir los fluidos dados mostrando la permeabilidad de aquellos fluidos en función de la saturación. Así, una curva típica de permeabilidad relativa, mostrará que para una saturación de agua baja solamente fluirá el petróleo.

petróleo agua

0 100%Sw

KrwKro

KK

K oro =

PμK Δ⋅⋅=

LA

ooQ petr

PμK

Δ⋅⋅=LA

g

gQ gas

μKμK

g

goo

Q gas

Q petr=

A medida que la saturación de agua se incrementa, la permeabilidad relativa del petróleo decrece hasta un nivel critico, alcanzado el cual fluyen el petróleo y el agua.

La fluencia de petróleo continúa decreciendo y la del agua

incrementándose a medida que se incrementa la saturación de agua. En un determinado nivel de saturación de agua el petróleo no fluirá más y solamente fluirá el agua. Más allá de ese punto, a medida que la saturación de agua se incrementa, la afluencia de agua dentro del testigo continúa creciendo.

En ambos casos, la cantidad de fluido que fluye no depende

solamente de las permeabilidades relativas, dado que los diferentes fluidos tienen viscosidades diferentes.

Por ejemplo, si el gas y petróleo tuvieran permeabilidades

relativas iguales, más gas que petróleo fluirá dentro de la roca debido a la gran diferencia de las viscosidades.

PRESION CAPILAR:

Las rocas que forman los reservorios están compuestas de muchos capilares de tamaño variado. La presión capilar es el fenómeno por el cual el agua o cualquier líquido humectante penetra dentro del capilar. Cuanto más delgado es el capilar, más es la altura que el liquido alcanza.



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Debido a la variedad de los diámetros de

los capilares, la saturación de agua existente dentro de una roca sobre el nivel del agua varia.

La permeabilidad de una roca está

determinada por el tamaño de sus capilares. Estos capilares también definen la saturación de agua irreducible, que es la saturación de agua que existe sobre la zona de transición.

La zona de transición es la zona en la cual se manifiesta un cambio en la saturación de

agua con la altura. Frecuentemente, ella es considerada la región en la cual el agua y el petróleo ( o gas) fluyen conjuntamente. Cuanto más pequeños son los capilares, mayor es la saturación de agua, más larga es la zona de transición desde la saturación de agua irreducible hasta el nivel de agua. Cuanto más grandes son los espacios porales, menos son los capilares pequeños y la zona de transición es más corta.

El Gráfico de mas abajo muestra, para sistemas granulares, la relación entre saturación de agua irreducible, porosidad y permeabilidad. El Gráfico muestra que con saturación de agua irreducible, y una buena porosidad, la permeabilidad puede ser estimada. Por ejemplo, con una saturación de agua irreducible del 20% y una porosidad del 15% la permeabilidad indicada en el gráfico es de 50 milidarcies. Esta es la permeabilidad para un petróleo de mediana densidad.

ALT

UR

A

0 100%Sw

S irreductiblew(donde la curvase hace asíntota)

permeabilidadbaja

permeabilidadalta

La permeabilidad, si ésta fuera una zona gasífera, seria de alrededor del 10% de la permeabilidad para el petróleo mostrada en el Gráfico. Este gráfico debería ser considerado



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como un indicador de magnitud de la permeabilidad, pero por lo general es asombrosamente preciso.

PETRÓLEO (en bbls)=7758 . h . A . So . φ“in situ”

espesorreservorio Área (acres)

porosidadsaturación (1-S )w de petróleo

Luego de ver todos estos conceptos podemos entender que el uso de distintos perfiles de pozos (eléctricos, acústicos o radioactivos, entre otros) van a tratar de dar la información necesaria que el geólogo sabrá interpretar para un más ajustado resultado. A continuación describiremos brevemente alguna de esta herramientas INTRODUCCIÓN

POTENCIAL ESPONTANEO SP

La curva de SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de formación, el fluido de perforación y ciertas rocas (lutitas). Se la utiliza en forma cualitativa. La medición resulta de la diferencia de potencial que se genera por el movimiento de iones tales como Cl- y Na+ entre el agua de formación, el lodo y las arcillas.

Tanto los iones de Na+ como los iones de Cl- se moverán de las soluciones mas concentradas a las menos concentradas. Este movimiento de iones cargados constituye una corriente eléctrica , y la fuerza que causa que se muevan constituye un potencial a través de las arcillas, que es el medido por la herramienta.

Lutita

Agua dulceAgua s

alad

a Lutita

Agua du

lce A

gua salada

Batería

Lutita

Arena

Inyección

(agua) Lutita

Agua saladaen arena(permeable)

Na+

Cl-

Pozo

Lutita

Arena



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límite dela capa

límite dela capa

punto deinflexión

Lutita

Lutita

Lutita

Lutita

ArenaPermeable

ImpermeableCaliza

SP

SP

El SP permite: Diferenciar espesores permeables. Correlación de capas. Proporcionar indicación de arcillosidad. Ayuda a identificar litologías (arena-arcillas). Determinar resistividad del agua de formación (con limitaciones).

Comportamiento:

Frente a las arcillas la curva de SP se define como una línea recta llamada línea base de arcillas.

Frente a formaciones permeables la curva muestra deflexiones con respecto a la línea base de arcillas.

Este perfil se realiza solamente a pozo abierto (sin entubar). Su uso esta restringido a ciertas salinidades de lodo. No se podrá usar cuando la salinidad del lodo es igual a la salinidad del agua de formación (ya que no marcaría actividad). Igualmente NO se podrá usar cuando tenemos lodos inversos (base petróleo).

La unidad de medición es el mV, y en los perfiles la escala va de –20 a 80 mV

Lo importante no son los valores de medición sino la deflexión relativa entre una capa y otra. Alternativas de deflexión de la curva de SP:

Si la salinidad del lodo es mayor que la del agua de formación, la desviación de la curva de SP en una capa permeable será hacia la derecha de la “línea base de lutitas”.

Si la salinidad del lodo es menor que la del agua de formación, la desviación de la curva de SP en una capa permeable será hacia la izquierda de la “línea base de lutitas”.



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límite dela capa

Lutita

Lutita

Arena

Hidrocarburos

Agua

- +20

DCPOTENCIAL

ESPONTÁNEOmV

Aguadulce

Lutita

Lutita

Lutita

Lutita

Agua salada

Agua salada

Agua salada

línea base dearcilla

RAYOS GAMMA:

La herramienta registra los rayos gamma naturales emitidos por los elementos radiactivos que se hallan en la formación. Tales elementos son mayoritariamente el Potasio, el Uranio, y el Torio.

Los isótopos radiactivos son importantes debido a que emiten varios tipos de radiación,

algunas de las cuales pueden ser detectadas en los pozos perforados. Estas radiaciones tienen lugar en la medida en que un elemento degenera hacia algún estado estable. Tal “degeneración o degradación radiactiva puede ser un proceso “natural”, como es en el caso de la medición de esta herramienta. También puede ser un proceso “inducido”, como en el caso de la herramienta nuclear (ver mas abajo el perfil de densidad) donde se “bombardea” con rayos gamma y se realiza un conteo de núcleos que retornan a la herramienta luego de atravesar las formaciones rocosas. El déficit de retorno será una indicación de la cantidad de choques con atomos de hidrógenos que hay en las rocas; siendo esto indicador directo de la porosidad de los sedimentos analizados.

De aquí que la herramienta mide radioactividad de la formación. Los elementos mencionados anteriormente tienden a concentrarse principalmente en

arcillas, lutitas y en algunas rocas de origen volcánico. Así mismo esos elementos se pueden encontrar en forma de sales disueltas en aguas de formación.



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El perfil de Rayos Gamma sirve para: # Identificar distintas litologías. # Definir limites entre capas productoras y arcillas. # Reflejar el contenido de arcillas en formaciones

sedimentarias. # Correlacionar entre perfiles de pozo abierto y pozo

entubado. La herramienta es centralizada y se puede

correr tanto en pozo entubado como en pozo abierto. La medición NO se halla afectada por el

tipo de fluido que se encuentra en el pozo. Así mismo el pozo puede estar sin fluido y la medición se podrá realizar normalmente. La unidad de medición es el °API Limitación: Presencia de potasio en el lodo.

Se detallan a continuación algunos valores típicos de Gamma Ray para distintas formaciones: Arena limpia: 60-80 Arena sucia: 100-150 Arcillas: 180-200 Anhidríta: 20-25 Halita: 10-20 Caliza: 10-20 Rocas Igneas: 40-60

En los manuales de las compañías de

perfilajes, se hallan detallados los valores de Rayos Gamma para distintos minerales.



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REGISTRO DE DENSIDAD:

El registro de densidad se usa principalmente para registrar la porosidad de formación. Usando una técnica de registros de rayos gamma, mide la densidad de granos de la

formación e indirectamente por medio de cálculos, podemos obtener la porosidad de la misma. La densidad de granos medida tiene una relación lineal con la porosidad para cada tipo

de litología; por lo tanto se puede graficar directamente en unidades de porosidad. La herramienta corre apoyada sobre la pared del pozo, por lo tanto se encuentra

afectada por las irregularidades del mismo. También se grafica una corrección por efectos de medio ambiente del pozo. Cuando la corrección es muy grande, por ejemplo en cavernas, el registro es erróneo y por lo tanto no hay que tenerlo en cuenta en dichas zonas.

Detector espaciamientocorto

Detector espaciamientolargo

Fuente

Patin deapoyo

Revoque

Foton

Foton

Electron

Electron

V=0

v

θ

φ

λ

λ’

y y

x x

Formacion( b)ρ

CALIBRE(pulgadas)

RAYOS GAMMA

DENSIDAD

b (g/cm )ρ 3

Δρcorreccion (g/cm )

3

-.25

1.95 2.952.45

+.25

FACTOR FOTOELECTRICOPe

0 5 10

API

4700

4800

0 150

6 16

PRO

FUN

DID

AD

EFECTO COMPTON

Esquema de la herramienta LDT Perfil LDT - GR



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Aplicaciones Evaluar la porosidad de la formación. Identificar litologías. En combinación con la herramienta de neutrón, identifica litologías y zonas de gas.

Cálculo de la porosidad

φ = (ρma-ρ leído) / (ρma-ρ fluido) φ: Porosidad ρma: densidad de la matriz de la roca ρfluido: densidad del fluido de formación ρ arena: 2.65 ρ caliza: 2.71 ρ anhidrita: 2.95 ρ fluido: 1

Escala La escala va de 2 a 3 gr/cc

Limitaciones Cuando en la zona de interés el pozo tiene cavernas En zonas que contienen elementos radioactivos, la herramienta no registra correctamente.

PEF

Junto con la herramienta de porosidad, se puede colocar un detector adicional que mide el factor fotoeléctrico. El PEF es un parámetro que une el número de rayos gamma que fue absorbido por absorción fotoeléctrica a la litología.

Este parámetro responde principalmente a la matriz de la roca y de manera secundaria

a la porosidad y al fluido contenido en los poros.

PEF = Z3.6/10 Z (Número Atómico): El número de electrones en el átomo neutro (electrones/átomo)



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Aplicación Determina principalmente la litología de la roca.

Valores de PEF para las litologías más comunes

Arena 1.8-2 Calizas 4.7-5.08 Dolomita 3.1-4.5 Halita (sal) 4.7 Anhidrita 5.05 Arcillas 1.8-6.3

Escala

Este registro se grafica en el mismo track (2) que el RHOB y la escala va de 0 a 20 o de 0 a 10 (B/E), barnios por electrón.

REGISTROS DE RESISTIVIDAD La resistividad de la formación es un parámetro muy importante para determinar la saturación de hidrocarburos. La corriente puede pasar por una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación, por lo tanto éstas tienen resistividades mensurables debido al agua contenida en sus poros. La resistividad de una formación depende de:

La salinidad del agua de formación La saturación de agua presente en la roca. La porosidad de la roca.

La resistividad de la formación se mide ya sea al mandar corriente a la formación y medir la facilidad con que fluye, o al inducir una corriente eléctrica a la formación. Las herramientas miden la resistividad a diferentes profundidades de investigación, desde el eje de la herramienta hasta un punto en el interior de la formación, cuya distancia lateral puede ser de hasta 2 metros. Se emplean principalmente para detección de fluidos en capas permeables y correlación. Conociendo ciertos parámetros de la formación, como resistividad del agua de formación, porosidad, etc, se puede calcular la saturación de agua. Según el tipo de lodo empleado en el pozo, se corren distintas herramientas: La herramienta LATEROLOG se recomienda cuando se usan lodos salados, mientras que las de INDUCCIÓN, se usan con lodos dulces o base petróleo.

PROFUNDIDADES DE INVESTIGACIÓN



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La herramienta llamada DUAL LATEROLOG, trabaja en forma circunferencial y mide dos resistividades, una profunda y una media, cuyas profundidades de investigación dependen en gran medida del diámetro del pozo y de la salinidad

del lodo. Profundidad de investigación: 60 pulgadas. Se lo utiliza para resistividades altas y lodos salados, o para lodos dulces con resistividades mayores a 100 Ω



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La herramienta de INDUCCIÓN de alta resolución mide 6 profundidades de investigación distintas, el radio de investigación más profundo, en donde no tenemos invasión del lodo a la capa permeable, es la resistividad de la formación, los radios de investigación medios indican la zona de transición invadida por el lodo, y los someros la zona invadida por el lodo. Esta herramienta trabaja en forma radial. Se la utiliza para lodos dulces, y resistividades menores a los 100 Ω o lodos base petróleo. Las distintas resoluciones sirven para hacer correcciones por invasiones de lodo. ESCALAS Este registro presenta grandes deflexiones en sus mediciones (amplitud entre valores mínimos y máximos) de una capa permeable que contiene fluido a otra capa no porosa. Por lo tanto los registros se representan en escala logarítmica, de 0.2 Ohm a 2000 Ohm.



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Análisis de perfil combinado Se desarrolla a continuación un análisis del perfil combinado con los puntos de referencia marcados en el mismo. Punto A: En esta profundidad se observa un valor de densidad muy bajo, lo que induce a pensar que estamos en una zona de elevada porosidad. Esto no es correcto. El lector debe observar, en correspondencia con estos bajos valores de densidad, la curva de caliper. Se puede ver un caliper mucho mayor al diámetro nominal de pozo debido seguramente a derrumbes ocasionados durante la perforación. Así mismo el lector deberá chequear la curva de Gamma Ray, la cual muestra que estamos frente a una arcilla. Las arcillas se desmoronan durante la perforación si no se ha usado un lodo apropiado, generando cavernas las cuales son detectadas por la herramienta como zonas de muy baja densidad. En las zonas de mal caliper, las densidades son bajas y erróneas y por lo tanto no son representativas de la formación. Punto B: Analicemos la curva de densidad, la cual muestra un valor bajo. El perfil Gamma Ray es de 60 a 80 gAPI lo que nos indicaría que estamos frente a una arena de interés. Vemos que tenemos un valor de resistividad bastante elevado. Cuando volvemos al track de densidades donde tenemos la densidad neutrón, vemos que este último es la imagen espectral de la curva de densidad. Este comportamiento propio de arenas con presencia de gas. En zonas de gas, la curva de densidad y la curva de neutrón deflexionan en sentidos opuestos. Punto C: En esta zona del perfil se ve que la curva de densidad alcanza un valor de 2,69 a 2,72 g/cm3. Estos valores de densidad son típicos de una caliza (roca carbonática). La curva de Gamma Ray muestra valores comunes de 30 a 50 gAPI para las rocas carbonáticas. Hay que aclarar en este punto que, por el elevado valor de densidad que se está leyendo, esta roca tiene muy baja porosidad y por lo tanto muy poco interés en este caso. Lo mejor para definir la importancia de este tipo de formaciones (carbonáticas), son los perfiles de imagen. Punto D: En esta zona nos encontramos en una situación similar al punto A. Se pueden ver los picos de densidad muy bajos que inducen a pensar en una buena porosidad. Eso es erróneo. Debemos mirar la curva de caliper donde se encuentran cavernas, coincidentes con esos picos de baja densidad. Encontraremos un mal caliper, por lo cual se deberán desechar esos datos de densidad. Si comparamos la curva de resistividad de esta zona con la curva de resistividad correspondiente al punto A, veremos que existe diferencia entre ambas. Esto ocurre porque seguramente los fluidos contenidos en ambas arcillas tienen salinidades distintas. Las arcillas tienen usualmente mal caliper, y su resistividad es función de la salinidad de los fluidos contenidos en ellas. Las arcillas NO son formaciones de interés desde el punto de vista de reservorios. Punto E:



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Acá estamos atravesando una zona de densidad muy baja cuyo valor es de 2,05 a 2,10 g/cm3. Este valor de densidad corresponde a rocas evaporiticas como la Halita. Si vemos el perfil de caliper veremos que el mismo es un poco mayor al nominal y parejo. Cuando observamos la curva de Gamma Ray leemos valores de 10 a 20 gAPI, los cuales corresponden a Halita (roca evaporitica). Ante una situación de este tipo estamos en condiciones seguras de decir que estamos atravesando una sal. El caliper en estas zonas es muy sensible y depende del tipo de lodo que se usó durante la perforación. Lodos sobresaturados permitirán obtener buenos perfiles de caliper, entiéndase diámetros cercanos a los del trepano. En lo que respecta a la resistividad, vemos que la misma es excesivamente elevada, común a este tipo de formaciones. Las rocas evaporticas se caracterizan por tener perfiles de Gamma Ray muy bajos, combinado con una resistividad muy elevada. Punto F: Para este punto se hace la misma consideración que en el punto E, ya que estamos frente al mismo tipo de formación. Punto G: En esta zona vemos datos de densidad de 2,95 a 3 g/cm3. Estos valores son los correspondientes a la anhidrita. Esta en una roca evaporitica como la Halita pero con una densidad mucho mayor. Por sus componentes tienen una elevada resistividad al igual que la Halita. No son formaciones de interés petrólero y además fácilmente identificables mediante perfiles. Punto H: Acá vemos un valor de densidad relativamente bajo. Vemos el perfil de Gama Ray y leemos valores de 60 a 80 gAPI. Estos valores corresponden a arenas limpias con poco contenido de arcillas. De modo que estamos frente a una arena, la cual si tuviera totalmente compactada leeríamos una densidad de 2,65 g/cm3, y sin embargo leemos mucho menos. Esto ya nos está indicando que estamos frente a un medio poroso. El interpretador de perfil leerá inmediatamente el caliper de pozo frente a esta zona. La existencia de un caliper menor al diámetro del trepano con que se perforó el pozo indica la existencia de un revoque de lodo. La presencia de revoque frente a una arena nos dice que ha existido un flujo de lodo hacia la formación, lo cual nos da la idea de un medio permeable. Ante esta situación se deberán analizar las curvas de resistividad para poder determinar la saturación de fluidos existentes. Los valores de resistividad leídos en este intervalo son usados como dato para calcular la saturación de agua por la ecuación de Archie. Una arena de interés tiene una densidad menor a 2,45 g/cm3 y un caliper igual o menor al diámetro nominal del pozo. Nota: Aún cuando se han dado pautas generales respecto del comportamiento de los perfiles, esta interpretación corresponde a un pozo de un yacimento en particular. Con esto se sugiere que el interpretador primero deberá familiarizarse con los perfiles realizados en las zona en cuestión, y una vez conocidos los parámetros petrofísicos podrá evaluar un perfil.



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PERFILES DE INDUCCIÓN

Los perfiles de inducción enfocados han probado ser el mejor medio para obtener las resistividades de las formaciones atravesadas por un pozo. La herramienta de Inducción 806 de Dreser Atlas está diseñada para registrar las conductividades profundas dentro de la formación disminuyendo los efectos de la zona invadida, al mismo tiempo que manteniendo una buena definición de las capas.

Los perfiles de inducción pueden correrse en pozos perforados con aire, barros dulces o barros con petróleo. El sistema de bobinas de la herramienta de perfilaje se acopla al terreno inductivamente, por lo cual no es necesario ningún contacto eléctrico con la inyección o con la formación. En los pozos llenos de aire o de inyecciones a base de petróleo se registran las curvas de rayos gamma y de inducción. En los pozos que contienen barros dulces o salinos se registran las curvas de potencial espontáneo, normal corta de 16 pulgadas, y de inducción. OPERACION

La herramienta de Inducción Electrolog de Dresser Atlas es una herramienta de perfilaje combinado que registra simultáneamente tres perfiles sobre la película. Las curvas que presenta son: la de potencial espontáneo, la normal corta de 16 pulgadas, la normal corta amplificada, la de conductividad, y la de resistividad, recíproca dc la anterior. Esta herramienta puede registrar tales medidas de las formaciones a partir de 1,20 metros por encima del fondo del pozo. Las herramientas de perfilaje de inducción enfocado se componen de sistemas de bobinas transmisoras y receptoras. En las bobinas transmisoras se produce una corriente alterna regulada, de una frecuencia de 20.000 ciclos por segundo, la cual induce corrientes, por inducción electromagnética, en las formaciones que rodean al sistema de bobinas. Estas corrientes inducidas en la formación generan a su vez un campo magnético que induce voltajes en las bobinas receptoras. Manteniendo constante la corriente de las bobinas transmisoras, la magnitud de las corrientes que circulan por la formación es proporcional a la conductividad de la formación; además, tales corrientes están aproximadamente a 90° fuera de fase con respecto a la corriente del transmisor. Los voltajes inducidos en las bobinas receptoras están aproximadamente en fase con la corriente del transmisor. El circuito electrónico del receptor está diseñado para detectar la componente en fase del voltaje de las bobinas receptoras, componente que sirve como medida de la conductividad de la formación.

cámararegistradora

reciprocador

corrector porefecto depropagación

detectorde fase

transmisorde oscilación

R1

R2

R3

T1

T2

T3

(+)

(+)

(-)

(-)

(-)

(-)

Figura 1



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Las corrientes inducidas en una formación conductiva experimentan cambios de fase y atenuación. Un detector de fases selecciona la serial en fase de las bobinas receptoras, enviándola a una computadora, la cual devuelve a la señal la pérdida que ésta ha tenido por su atenuación en la formación.

La señal de conductividad, ya corregida por la pérdida de señal debida a la atenuación, se registra en la banda derecha del perfil en milimhos por metro, usando una escala apropiada para las conductividades de las formaciones investigadas. Los valores recíprocos de la conductividad (1000 dividido por la conductividad en milimhos por metro) se registran simultáneamente sobre la banda central o segunda banda en ohmio-metros. Esto facilita una rápida comparación con la otra curva de resistividad, la normal corta, que se registra en la misma escala. La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema de perfilaje de inducción, en el cual T1R1 es el par principal de bobinas y T2R2 y T3R3 son las bobinas de enfoque. Sistemas de Bobinas de Enfoque.

Se han desarrollado herramientas de bobinas múltiples con el fin de obtener sistemas de perfilaje de inducción con mejores características de investigación radial y vertical, El enfoque de la herramienta de inducción se logra mediante una apropiada combinación de bobinas transmisoras y receptoras adicionales. Los espaciamientos, la cantidad de vueltas y la dirección de las vueltas de las bobinas de enfoque determinan su contribución a la señal total de la herramienta enfocada,

Los efectos de pozo pueden disminuirse mucho si el sistema de bobinas se diseña de tal forma que la inductancia mutua entre los circuitos transmisor y receptor sea nula.

La herramienta de inducción enfocada 806 de investigación profunda de Dresser Atlas tiene seis bobinas. Cada bobina transmisora induce un voltaje en cada bobina receptora, y el voltaje total en fase generado en las bobinas receptoras es igual a la suma algebraica del voltaje en fase desarrollado por dada combinación transmisor-receptor de la herramienta compuesta.

Cada combinación de bobinas

transmisora y receptora contribuye en una fracción al voltaje total del receptor. Esta fracción o porcentaje es una función del área de las vueltas sobre las bobinas transmisora y receptora y de la distancia entre ambas bobinas.

T1

R1

Zr

(receptor)

(transmisor)



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Sistema de Inducción de dos bobinas CALIBRACION

Se ubica la herramienta de inducción en el aire, por encima del terreno (sobre unos caballetes), y lejos de cualquier material conductivo, de modo tal que no llegue ninguna señal a las bobinas receptoras. En esta forma se determina el cero de conductividad. Se asegura alrededor de la herramienta un aro de calibración que induce en las bobinas receptoras una señal que corresponde a un valor fijo de conductividad.

La señal transmitida a través del aire no sufre pérdidas por propagación. Con el fin de relacionar esta señal de calibración con una formación que diera una señal de la misma magnitud, se hace pasar la señal por una computadora que aumenta la lectura registrada hasta la conductividad de formación necesaria para inducir tal señal en las bobinas receptoras.

El cero mecánico indica la señal de entrada cero en el galvanómetro registrador El cero del perfil se refiere al cero de conductividad con la herramienta operando y se lo iguala en el registro con el cero mecánico. El cero del perfil se registra con el aro calibrador ubicado adecuadamente. Al cerrar la llave calibradora, completando el circuito del aro, se registra una señal de conductividad calibradora de 400 milimhos por metro. Haciendo pasar esta señal por el corrector del efecto de propagación (SEC), se la aumenta a 495 milimhos por metro, que es la conductividad de formación necesaria para inducir la señal de calibración anterior.

El sistema provee también una calibración interna de la herramienta. El cero de la herramienta es un cero interno de la misma, dentro del pozo, y se lo usa como una referencia con respecto al cero del perfil. Se mantiene a este cero de la herramienta en cero, o muy cerca del cero del perfil, y se lo registra tanto antes como después del perfilaje, para que indique la estabilidad del cero del perfil durante la operación. La distancia entre el cero de la herramienta y la calibración interna de la herramienta debe ser aproximadamente igual a la señal del calibrador. Esta calibración se efectúa antes y después del perfilaje y sirve como referencia para el control de la estabilidad en la sensibilidad. APLICACION

El Perfil de Inducción mide las conductividades de las formaciones atravesadas por el pozo. El sistema de bobinas de la herramienta se acopla al terreno circundante por inducción electromagnética, y así no es necesario ningún contacto eléctrico con la inyección o con la formación. La herramienta puede operarse en pozos que contengan aire, gas, barros no conductivos con petróleo, o barros dulces. No se recomienda el perfil de Inducción en pozos que contengan barros de resistividad 2,5 veces menor que la resistividad del agua de formación, o sea, de Rm < 2,5 Rw.



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INTERPRETACION

El objetivo primordial de las interpretaciones cuantitativas de perfiles consiste en la estimación de la cantidad de fluidos (gas, petróleo o agua) que son capaces de producir las formaciones porosas y permeables. La evaluación de la cantidad de hidrocarburos presentes en una formación potencialmente productiva se basa en la determinación de la cantidad de agua de formación existente en el espacio poral de la roca, e implica en alguna forma la resolución de la ecuación de Archie:

RRS

t

wnw

φ 2=

donde: Sw = saturación de agua de formación; Rw= resistividad del agua de formación; φ = porosidad; Rt = resistividad real de la formación; n = exponente de saturación;(normalmente 2) m = factor de cementación.

La determinación de la saturación de agua implica el conocimiento de la resistividad real de la formación no contaminada con fluidos de perforación, de la porosidad de la formación, y de la resistividad del agua natural de la formación. Las formaciones porosas y permeables perforadas con fluidos son invadidas por esos fluidos. El perfil de inducción ha demostrado ser el mejor método para obtener las resistividades de las formaciones en pozos perforados con barros dulces, debido a sus características de investigación profunda y de buena definición de capas. Las resistividades del agua de formación se conocen en muchas áreas, o pueden estimarse en base a la curva de potencial espontáneo. Las porosidades pueden obtenerse de los testigos o de otros perfiles, tales como el Acoustilog, el Densilog, el Neutrónico o el Minilog.

La capacidad del perfil de inducción para leer la resistividad real de una formación está determinada por la profundidad de invasión y por la conductividad del fluido invasor. En general, la respuesta ante la invasión en una formación porosa y permeable es una función de la porosidad y de la permeabilidad de la formación. En formaciones de baja porosidad y permeabilidad se observan generalmente invasiones profundas, mientras que en las de porosidad y permeabilidad altas las invasiones son poco profundas. La profundidad de invasión se puede relacionar con la pérdida de filtrado que tiene lugar durante el proceso de formación del revoque, ya que la cantidad de fluido que invadirá a las zonas porosas y permeables depende de este proceso. La pérdida de filtrado es una función de las características de la inyección, de la diferencia de presiones entre la columna de barro y la formación, y del lapso de tiempo transcurrido después de efectuada la perforación. Está fuera del alcance de este escrito el considerar problemas especiales de invasión, tales como el de formaciones de porosidad y



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permeabilidad bajas y en las cuales haya muy poca invasión, o el de formaciones de alta porosi-dad que puedan ser invadidas por la totalidad del barro.

La extensión de la invasión del filtrado del barro en una formación está determinada por las características, relacionadas a la permeabilidad, de la roca y de los fluidos que ocupan su espacio poral. En una formación saturada en un cien por ciento con agua e invadida por el filtrado del barro, el agua de formación será desplazada por el agua de filtrado en la zona cercana a la pared del pozo; ésta es la zona lavada. Más hacia adentro del terreno se halla la zona invadida propiamente dicha, que es una zona de mezcla entre el agua de filtrado y el agua de formación. Más allá de la zona invadida se encuentra la formación no contaminada.

Cuando la formación contiene hidrocarburos, el proceso de invasión es más complejo. La zona cercana a la pared del pozo no es lavada completamente por el agua de filtrado. En el espacio poral subsisten hidrocarburos residuales y posiblemente también algo de agua irreducible que no fue desplazada. La zona invadida contiene algunos hidrocarburos y una mezcla de agua de filtrado y agua de formación. Como los hidrocarburos ocupan parte del espacio poral, la invasión será más profunda que en una formación similar pero saturada solamente con agua.

Bajo ciertas condiciones, la invasión

por el filtrado del barro en una formación que contenga hidrocarburos crea una zona de agua de formación que es desplazada por delante del frente de invasión mediante un proceso de empuje miscible. Esta zona es llamada generalmente zona de baja resistividad o anillo ("annulus"). Aunque la existencia de esta zona es una indicación de hidrocarburos móviles, no constituye un criterio determinante de formaciones productivas. La zona de baja resistividad es más pronunciada cuando la saturación de agua natural de la formación es baja, decrece al aumentar la saturación de agua, y prácticamente desaparece cuando la saturación de agua supera al 60 por ciento. FI espesor del anillo aumenta al aumentar la

invasión, y probablemente comienza a disminuir cuando el diámetro de invasión excede las 40 ó 50 pulgadas. La tortuosidad de las zonas con invasión profunda disminuye la posibilidad de hallar un anillo o zona de baja resistividad cuando llega el momento de correr el perfil.

El perfil de inducción es afectado por una tal zona de alta conductividad que se encuentra entre la zona invadida y la formación no contaminada. La respuesta de la herramienta depende de la profundidad de la invasión por el filtrado del barro, de la relación entre las resistividades del agua de filtrado y del agua de formación, y dé la movilidad de los hidrocarburos. En las formaciones heterogéneas disminuye la posibilidad de existencia de una zona de baja resistividad.

RxoRmf

Sxo

RtRw

Sw

Rs

Rs

capa adyacente

capa adyacente

Rmc

revoqueZONA INVADIDA

ZONA VIRGENZO

NA

DE

TR

AN

SIC

IÓN

ZONA LAVADA

espe

sor

de c

apa

h

RESISTIVIDAD

DE LA ZONA

SATURACIÓN DE

AGUA EN LA ZONA

DEL AGUA EN ZONARESISTIVIDAD



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Resistividad Real.

En una formación poco o moderadamente invadida (diámetro de invasión inferior a 35 pulgadas) el perfil de inducción da un valor muy cercano al de la resistividad real de la formación, de modo que ésta puede obtenerse directamente del perfil. La invasión poco profunda se produce comúnmente en arenas muy porosas y en pozos perforados con inyecciones de poca pérdida de agua.

Cuando las formaciones están invadidas más profundamente. la resistividad aparente registrada por la herramienta de inducción se desvía con respecto a la resistividad real de la formación, a medida que la invasión aumenta. El valor de esa desviación depende de la profundidad de invasión y del contraste entre la resistividad de la zona invadida y la resistividad real de la formación no contaminada. CONCLUSION

El perfil de inducción enfocado es el sistema más seguro para determinar las resistividades de las regiones no perturbadas de los estratos rocosos perforados por pozos que contengan barros dulces. Es el único sistema confiable para obtener mediciones de resistividad en pozos perforados con fluidos no conductivos, tales como aire. gas, o inyecciones a base de petróleo. Las limitaciones más serias para el perfil de inducción se producen al medir conductividades de formación muy bajas en presencia de conductividades de inyección muy altas.

El enfoque de la señal de medida disminuye los efectos del pozo y de la zona invadida. El Perfil de Inducción 806 registra las conductividades de la formación en capas invadidas hasta 35 ó 40 pulgadas antes de ser afectado por la conductividad de la zona invadida. En las formaciones muy invadidas pueden lograrse buenas aproximaciones de Rt mediante el uso de cartas de corrección que utilizan las lecturas de las curvas de inducción y normal de 1 6 pulgadas. Esto es cierto especialmente en los casos en que la relación entre la conductividad de la formación no contaminada y la de la zona invadida no es muy alta, y cuando las conductividades de la formación son mayores que 20 milimhos por metro.



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APARATOS DE REGISTRO DEL PERFIL DE BUZAMIENTOS

El aparato utilizado por Schlumberger hacia la década de ‘80, conocido como HDT, usa 4 porta-electrodos, colocados a 90° uno de otro, montados sobre brazos operados hidráulicamente. Un enfocamiento eléctrico más perfeccionado permite una penetración más profunda y más precisa que otras herramientas, más antiguas. Por otra parte, la resolución del aparato HDT es muy superior. Se registran 2 curvas independientes de Calibrador. Circuitos de telemetría sofisticados transmiten una alta densidad de datos, permitiendo obtener detalles sin precedentes, aún con mayores velocidades de registro. Se registra el Perfil simultáneamente en película óptica y en cinta magnética. El análisis de las cintas magnéticas por medio de computadoras de alta velocidad hace posible el aprovechamiento al máximo de la información obtenida. Existen varios modos de procesamiento encaminados a determinar el buzamiento estructural y/o estructuras sedimentarias en forma muy detallada.

Este aparato usa 3 porta-electrodos colocados a 120° uno de otro. Las sondas de medición operan sus brazos ya sea hidráulicamente o por medio de resortes. El enfocamiento se hace en forma similar al aparato HDT. Se registra tan solo una curva de Calibrador. El procesamiento normal del Registro es por análisis del Perfil óptico. La configuración de tres brazos no permite un contacto tan bueno con las paredes del pozo en caso de pozos desmoronados como la configuración y brazos del equipo HDT, causando el efecto de “electrodos flotantes”. CONDICIONES DEL POZO Tamaño del Pozo: La sonda HDT de cuatro brazos y de control hidráulico, puede ser usada en pozos con diámetros entre 6 y 18 pulgadas.

Las sondas PDT son de dos tipos: un modelo convencional y otro más perfeccionado, de control hidráulico, ajustable durante el perfilaje. Del modelo convencional existen dos versiones, uno para pozos de diámetro entre 51/2" y 16" y otro entre 4" y 91/2". El modelo hidráulico se puede usar en pozos que tienen entre 43/4" y 16". Pozos Desviados:

Los aparatos HDT y PDT pueden bajarse en pozos con desviación de hasta 360.. En el caso de desviaciones mayores se utilizan inclinómetros especiales cuyo alcance es de 720. En pozos con desviaciones por encima de 300 uno de los electrodos, especialmente en el caso de brazos operados con resortes, puede perder contacto con la pared del pozo, o “flotar”, lo que resulta en la pérdida de una de las curvas de correlación. Las sondas hidráulicas, y en especial el tipo HDT de cuatro brazos, no tienen este inconveniente. Tipo de Lodos:

Los mejores Perfiles se obtienen en pozos que contienen lodos de poca salinidad. También se hacen buenos Perfiles en pozos con lodos a base de agua de alta salinidad siempre que se tomen precauciones especiales.

En pozos con lodos a base de petróleo o en pozos perforados con gas se puede hacer un Perfil de Buzamientos con una sonda especial siempre que se usen electrodos con cuchillas raspadoras. Los resultados son generalmente erráticos debido al contacto eléctrico irregular con la pared del pozo. Cuando se desea obtener un Perfil de Buzamientos en pozos perforados con lodos a base de petróleo, es aconsejable colocar lodo a base de agua frente a la zona a perfilarse.



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CONTROL DE LÁ CÁLIDÁD DE LOS PERFILES

Partes de Perfiles de Buzamientos se registran en dos escalas diferentes de profundidad e indican el significado de las curvas. Estos perfiles ilustran varias de las características de la operación.

Uno de los perfiles es representado en escala de profundidad 1/20 que se usa normalmente para correlaciones ópticas. Esta escala, muy ampliada, es necesaria para medir pequeños desplazamientos relativos de las curvas de Resistividad. Marca el significado de cada curva y el método de leer los parámetros de orientación, los que son indicados como norte magnético o sea Azimut del electrodo 1, y plano vertical o sea Rumbo Relativo.

El Perfil de Buzamientos de 4 brazos en escala de profundidad de 1/200 que se utiliza generalmente para facilitar el control de calidad debido a que la escala de 1/20 es demasiado larga para ser examinada con comodidad en el sitio de la perforación.

La desviación máxima de las curvas de Resistividad es generalmente de seis divisiones y media. No se registra el valor nominal de la escala de resistividad ya que no tiene interés práctico. Los cambios de escala se notan por cambios bruscos en las curvas de Desviación y del Calibrador.

Las curvas de Azimut y de Rumbo Relativo corren paralelas al girar la sonda en el pozo, cuando se usa un inclinómetro de tipo convencional. Esto significa que la dirección de inclinación de pozo es bastante constante, condición encontrada con frecuencia. La velocidad de rotación de la sonda es generalmente baja lo cual es conveniente. Se puede aceptar una velocidad de rotación de 1 vuelta por minuto o por cada 15 metros. (puede verse una presentación del perfil en la pagina siguiente). PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS

A más de los resultados en forma de listado, se hace normalmente una presentación gráfica de éstos, o sea un gráfico de flechas. La Figura 3 muestra este tipo de gráfico. El canal izquierdo contiene curvas de correlación de profundidades. El canal del medio tiene el diagrama de flechas propiamente dicho. A cada nivel de profundidad donde se ha hecho una medición del buzamiento, este buzamiento se representa con un punto en el que se origina una flecha. La posición del

punto representa la magnitud del buzamiento verdadero según la escala indicada en la parte superior del canal o pista. Esta escala no es lineal, teniendo tan solo el propósito de dar mayor énfasis a los buzamientos de pequeña magnitud que son los más comunes. La dirección de la flecha indica la dirección del buzamiento, estando el Norte en la parte superior. Así, por ejemplo, a 920 metros hay un buzamiento de 38 grados con un azimut, hacia el sur. En el canal de la derecha aparecen la inclinación y el rumbo de la sonda (es decir, del pozo). A 910 metros la

GR(API)

SP(MV)

0-30200

12040° 60° 80°20° 10°0°

N

SEO

Ángulo de buzamiento verdadero

900

950

INCLINACIÓNY RUMBO DE

LA SONDA

PROFU

NDIDADCURVA DE CORRELACIÓN



NESTOR VITULLI 33

desviación del pozo es de aproximadamente 1,5 grado N-45°E. Se puede usar cualquier escala de profundidad; lo más común es de 1/200 para facilitar la correlación con otros Perfiles, tales como los de Resistividades.

Es algo difícil comprender el gráfico de flechas en forma aislada, y las posiciones relativas

en el espacio no siempre sobresalen a primera vista. Existen presentaciones auxiliares, normalmente procesadas por computadoras, para facilitar su comprensión. Estos gráficos auxiliares son: 1. Presentaciones que muestran profundidad, magnitud y azimut de los buzamientos:

a. Buzamientos aparentes en un corte transversal (STlCK). b. Trazado en un cilindro vertical. (FAST)

2. Presentaciones que muestran magnitud y azimut de los buzamientos (pero no la

profundidad): a. Proyección estereográfica (el centro corresponde a buzamientos de valor cero). b Gráfico Modificado de Schmidt (el centro corresponde a buzamientos verticales).

3. Presentación que muestra solo el azimut:

a. Diagrama de frecuencia de azimut. 4. Otras presentaciones:

a. Gráfico de flechas sin el buzamiento estructural. b. Gráfico de la geometría del pozo. b. Gráfico de la desviación del pozo.

De todas maneras la presentación en definitiva depende de la costumbre que tenga el

cliente de los datos y la empresa que lo adquiere. Más adelante se verá alguna presentación, pero lo básico es familiarizarse con el encabezado de cada perfil. De todas maneras veremos más adelante alguna presentación de una compañía de servicio determinada que se encuentran en el mercado (las más conocidas son Schlumberger, Baquer-Atlas, Halliburton, y otras). De mas está decir que cada compañía de servicio tiene su marca registrada de perfiles, así por ejemplo: Dipmeter (Schlumberger) o Diplog (Baker-Atlas), de todas maneras el funcionamiento de las herramientas es muy parecidas. Las sondas de última generación tienen hasta seis brazos con una combinación de electrodos superior a 28 en cada patín lo que dan una información de microresistividades que permiten una definición que luego de dar el buzamiento de capas se produce una salida de imagen de pozos de excelente calidad.



NESTOR VITULLI 34

Los datos representados en el perfil de buzamiento como el superior de izquierda a derecha son: Representación de la profundidad Desviación del pozo y su azimuth con respecto al patín N° 1. Perfil de correlación (GR) y dos calibre a 90° cada uno lo que nos

indicaría la ovalización si lo hubiera del pozo para corrección de los datos.

La representación de los datos de buzamientos y azimuth computados por la herramienta luego de la correlación micro resistiva de los patines. La escala es logarítmica que grafica con más presición los buzamientos bajos que son los más numerosos y comunes. La gráfica es de 0° a 90° Este a la derecha y Norte hacia arriba. La ubicación del triangulo indica el valor de buzamiento y el palito su azimuth. El color blanco indicaría una calidad menor de ajuste en cuanto a los rellenos de negro. Cada 25, 50 o más se presenta una gráfica de valores promedio de buzamiento y azimuth. A la profundidad de 1715 m aproximadamente hay un valor de buzamiento de 25° al sudeste y es el valor de buzamiento de una falla que se puede ver en el perfil de imagen presente anteriormente.

El último track muestra las curvas microresistivas de los cuatros patines (patín 4, 3, 2, 1 de izquierda a derecha.

Sobre el marco izquierdo se encuentran las marcas (tick), cada segundo de desplazamiento de la sonda. (en este ejemplo 15 seg. en 25 metros.



NESTOR VITULLI 35

Aquí se puede ver otras presentaciones inclusive se puede representar como una corona los valores de resistividad y de distintos colores a las arenas y pelitas significando sus distintas durezas. En el perfil derecho también muestra la ovalización del pozo.



NESTOR VITULLI 36

CLASIFICACIÓN DE ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS Y PERFILES PATRONES INTRODUCCION

Resumiendo se presentan, en forma rápida, algunas de las estructuras más comunes de rocas sedimentarias y las configuraciones correspondientes en los Perfiles de Buzamientos.

Se presentan las estructuras idealizadas en secciones transversales orientadas. La presentación de las profundidades en los gráficos no es a escala debido a que la mayoría de las estructuras pueden tener cualquier tamaño, desde el microscópico hasta centenares de metros.

Obsérvese la similitud que existe entre muchas configuraciones correspondientes a varias

estructuras distintas. En la misma forma, estructuras similares pueden dar configuraciones diferentes en los Perfiles de Buzamientos.

Es interesante notar aquí que los conceptos sobre la acumulación de petróleo en trampas,

han evolucionado considerablemente en las últimas décadas. Al principio prevaleció la teoría anticlinal. El concepto del entrampamiento por fallas

adquirió mayor reconocimiento solo en los últimos años. Hoy en día, sin desconocer la importancia de las trampas tectónicas, la búsqueda se orienta más, cada vez, hacia trampas estratigráficas tales como arrecifes, canales, lentes... REPRESENTACIONES GRÁFICAS

MAPAS DE CURVASDE NIVEL

• mapa estructural de un horizonte, es aquel que presenta todos los puntos de una misma profundidad unidos con una sola línea, tal que como de observa en la figura superior. Las profundidades generalmente se refieren a nivel del mar.

MAPA ISOPAQUICO • las curvas de nivel pasan a través de los puntos que corresponden a un mismo espesor

SECCIÓN TRANSVERSAL

• De una estructura corresponde a la representación de lo que se ve de esta estructura a lo largo de un plano vertical. Toda sección transversal debe tener orientación. Esto significa que se debe conocer la orientación de este plano vertical con respecto al norte.



NESTOR VITULLI 37

CORRELACIÓN DE PERFILES

La correlación de perfiles de pozos no es otra cosa que la comparación de Perfiles obtenidos en diferentes pozos con el objeto de determinar las profundidades en las que se han encontrado los mismos horizontes de referencias en cada uno de ellos. Esto permite la determinación de: El buzamiento del horizonte de referencia. Se requieren 3 pozos para

determinar la posición de un plano no interrumpido. La disminución o aumento de espesor del intervalo seleccionado. La ausencia o la repetición de intervalos, y otros.

BUZAMIENTO VERDADERO

Corresponde al buzamiento de cualquier superficie, referida al Norte geográfico y al plano horizontal. Es la combinación del buzamiento original al tiempo de la deposición de los estratos principales y de movimientos tectónicos posteriores.

BUZAMIENTO ESTRUCTURAL

Corresponde al resultado final de movimientos posteriores al depósito de los estratos.

BUZAMIENTO REGIONAL

El concepto es parecido al de buzamiento estructural. Se aplica a áreas de gran extensión.

HOMOCLINAL

Es una serie estratigráfica de buzamiento constante.

CONFIGURACIÓN EN EL PERFIL DE

BUZAMIENTOS

Las mediciones individuales de buzamientos están distribuidas alrededor de un valor promedio el cual es el buzamiento estructural. tal como aparece en la sección transversal (Figura 1).

COMPACTACIÓN

DIFERENCIAL

Después de la deposición de los sedimentos, algunos pueden ser comprimidos por el peso de las capas sobrepuestas. Se llama Compactación Diferencial! al caso en el cual la compactación no es uniforme lateralmente (Figs. 2 y 3).

CONFIGURACIÓN EN EL PERFIL DE

BUZAMIENTOS

La magnitud del buzamiento varia en forma continua al aumentar la profundidad. Un aumento de buzamiento corresponde a un aumento del espesor buzamiento abajo. Una disminución de buzamiento significa que el espesor disminuye. Esto es válido mientras que el azimut permanezca constante.



NESTOR VITULLI 38

E

E

E

O

O

O

MAGNITUD DEL BUZAMIENTO

10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 39

PLIEGUES

DEFINICION

Un pliegue es una flexión del estrato causada por fuerza de deformación. Tiene Los siguientes elementos:

-Un plano axial ó superficie axial de flexión -Dos planos o flancos. -Una zona de flexión. -Un eje donde el plano axial cruza algún estrato.

El plano axial es bisector de los dos flancos.

DESCRIPCION Se clasifican los pliegues de acuerdo con:

1. La posición de la superficie axial: -Simétricos - El plano axial es vertical. -Asimétricos - La superficie axial es inclinada. -Rebatidos - La superficie axial es inclinada y un flanco ha sido volcado; es decir que

buza en la misma dirección del otro flanco. -Recostados - La superficie axial es horizontal o casi horizontal. Ambos flancos han

cambiado su dirección original en aproximadamente 180°. 2. Los buzamientos de ambos flancos con respecto al plano axial:

-Anticlinal - Los flancos buzan, alejándose del plano axial. -Sinclinal - Los flancos buzan hacia el plano axial.

3. La dirección del ángulo de flexión: -Convexo - El ángulo de flexión señala hacia arriba (anticlinal). -Cóncavo - El ángulo de flexión señala hacia abajo (sinclinal).

4. El ángulo de flexión: -Abierto - El ángulo de flexión es mayor de 90° -Cerrado - El ángulo de flexión es menor de 90°

Un Domo es una flexión donde las capas buzan en todas direcciones y se alejan del punto de flexión. El plano axial puede estar formado por una superficie encorvada.

Para que un pliegue sea visible en el Perfil de Buzamientos es necesario que el pozo cruce su plano axial.



NESTOR VITULLI 40

PLIEGUES (Continuación)

FLEXIONES

Son una serie de pequeños pliegues (Fig. 1, al frente).

Configuración en el Perfil de Buzamientos. Aumentos y

disminuciones alternadas del buzamiento en una dirección casi constante. Cuando los azimuts son constantes, el buzamiento verdadero corresponde al promedio entre los buzamientos más altos y los más bajos. Si los azimuts no son constantes, o sea que los buzamientos bajos tienen un azimut diferente del de los buzamientos altos.

MONOCLINAL

Se trata de un incremento local del buzamiento, producido por la combinación de dos pliegues de los cuales el uno compensa al otro; o sea el uno es convexo y el otro cóncavo. Las dos superficies axiales son paralelas (Fig. 2).

CONFIGURACIÓN EN PERFIL DE

BUZAMIENTOS

A-Buzamiento estructural en la parte superior. B-Aumento de Buzamiento (zona de plegamiento) C-Buzamiento estructural dentro del monoclinal mayor que en A. D-Disminución del Buzamiento (otra zona de plegamiento). E-Buzamiento estructural de la parte inferior, similar a A.

TERRAZAS

Lo contrario de monoclinal; esto es, una disminución local del buzamiento producida por la combinación de dos pliegues, uno cóncavo, el otro convexo. Ambas superficies axiales son paralelas (Fig. 3).


BUZAMIENTOS

A-Buzamiento estructural en la parte superior. B-Disminución del buzamiento (zona de plegamiento). C-Buzamiento estructura¡ dentro de la terraza. D-Aumento de Buzamiento (otra zona de plegamiento). E-Buzamiento estructural de la parte inferior, similar a A.



NESTOR VITULLI 41

E

E

E

O

O

O MAGNITUD DEL BUZAMIENTO

10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 42

PLIEGUES (continuación)

ANTICLINAL SIMÉTRICO (TRAMPA)

Es un pliegue en el que los dos flancos buzan, alejándose del plano axial vertical (Fig. 1). El pozo no cruza el plano axial y, por consiguiente, el pliegue no puede ser detectado en el Perfil de Buzamientos. Sin embargo, Perfiles de Buzamientos obtenidos en los dos lados del plano axial mostrarán buzamientos en sentido opuesto.

CONFIGURACIÓN EN PERFIL DE BUZAMIENTOS

Un solo buzamiento estructural, tal como sucede en el caso del homoclinal.

PLIEGUE ASIMÉTRICO

El buzamiento estructural de la parte superior y de la inferior sigue la misma dirección; la inferior tiene buzamiento mayor que la superior cuando la flexión es convexa y menor cuando es cóncava.


Convexo (Fig. 2):

A-Buzamiento estructural en la parte superior. B-Aumento de Buzamiento. C-Buzamiento estructural de la parte inferior (en el mismo sentido que

en A pero más inclinado). Cóncavo (no se acompaña ilustración):

A-Buzamiento estructural de la parte superior. B-Disminución de Buzamiento. C-Buzamiento estructural de la parte inferior (en el mismo sentido que

en A, pero menos inclinado).

ANTICLINAL ASIMÉTRICO (TRAMPA)

Es un anticlinal con un plano o superficie axial inclinado.


Cuando el pozo cruza la superficie axial (Fig. 3):

A-Buzamiento estructural en la parte superior. B-Buzamiento decrece a 0°; tiene el mismo sentido que en A. C-Buzamiento aumenta a partir de 0°; tiene sentido contrario a A. D-Buzamiento estructural inferior; sentido contrario y buzamiento

mayor que en A.



NESTOR VITULLI 43

NE

NE

E

SO

SO

O


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 44

PLIEGUES (continuación) ANTICLINAL (O SINCLINAL) REBATIDO (TRAMPA)

Es un anticlinal (o sinclinal) que ha girado de tal manera que los dos flancos, que antes buzaban en sentido contrario, ahora buzan en el mismo sentido. Un flanco ha quedado volcado. El buzamiento de la parte inferior es mayor que él de la superior (Fig. 1). Lo contrario sucede en un sinclinal rebatido donde los buzamientos de la parte inferior son menores que los de la parte de arriba.


A-Buzamiento estructural de la parte superior. B-Buzamiento decrece a 0°; tiene el mismo sentido que en A. C-Buzamiento aumenta de 0° a 90° en sentido contrario. D-Buzamiento decrece de 90°. también en el mismo sentido que en A. E-Buzamiento de la parte inferior es mayor que el de la parte superior y en el mismo

sentido que en A. Obsérvese que las capas correspondientes a B, C, O han sido deformadas por la

flexión pronunciada que ocasiona fracturamiento y/o plegamiento secundario. Dentro de la zona C se observan generalmente buzamientos dispersos por esta causa. Nótese también que al correlacionar Perfiles, se observa una repetición de los estratos en secuencia invertida.

PLIEGUE RECOSTADO

La superficie axial es casi horizontal. El flanco superior y el inferior buzan en sentido contrario. Los dos flancos están volcados (Fig. 2).


A-Buzamiento estructural de la parte superior. B-Buzamiento aumenta hasta 90° C-Buzamiento decrece de 90° en sentido contrario. D-Buzamiento estructural en la parte inferior es en sentido contrario al de la parte

superior.

Nótese que al correlacionar Perfiles, habrá una repetición de los estratos en secuencia invertida.

ANTICLINAL CUYO ÁNGULO SE ACENTÚA (O DECRECE) AL AUMENTAR LA PROFUNDIDAD (TRAMPA)

Es un anticlinal (o sinclinal) en el que el ángulo de flexión se abre o cierra al aumentar la profundidad (Fig. 3). El ángulo de buzamiento aumenta (o disminuye) al aumentar la profundidad. La dirección de buzamiento es constante o cambia muy poco.



NESTOR VITULLI 45

E

E

E

O

O


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 46

PLIEGUES (continuación)

SINCLINAL SIMÉTRICO

Es un pliegue en el que ambos flancos buzan hacia un plano axial vertical (Fi9. 1). El pozo no cruza el plano axial, por lo cual el pliegue no aparecen el Perfil de Buzamientos. Perfiles de Buzamientos obtenidos en los dos lados mostrarán buzamientos en sentido opuesto.

CONFIGURACIÓN EN

PERFIL DE BUZAMIENTOS

Un solo Buzamiento estructural, tal como sucede en el caso del homoclinal.

SINCLINAL ASIMÉTRICO

Es un sinclinal con plano axial inclinado. En la Figura 2 se representa uncaso en el que el pozo cruza el plano axial.


BUZAMIENTOS

A-Buzamiento estructural de la parte superior. B-Buzamiento decrece a 0°. C-Buzamiento aumenta a partir de 0°, en sentido contrario que en A. D-El buzamiento es menor que en A, y en sentido contrario.

SINCLINAL O ANTICLINAL CON

HUNDIMIENTO

Es un pliegue en el que el eje de plegamiento no es horizontal. En la Figura 3 se presenta un caso donde un sinclinal simétrico ha sido sometido a una leve rotación alrededor de un eje perpendicular al plano axial.

CONFIGURACIÓN EN

PERFIL DE BUZAMIENTOS

Hay un solo buzamiento estructural. Se debe tornar en cuenta que el buzamiento es el resultado de dos componentes:

la del flanco del pliegue la del hundimiento

Si el pozo atravesara la parte media del pliegue, aparecería únicamente la componente del hundimiento.



NESTOR VITULLI 47

PL

AN

O A

XIA

L

HUNDIMIENTO

E

E

O

O

PLA

NO

AX

IAL


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 48

FALLAS DEFINICIÓN Son fracturas con movimiento relativo de los dos bloques.

Se componen de: La misma fractura: plano(s) de falla ó zona de fallamiento. Los bloques superior e inferior. El bloque superior esta encima del plano de

falla; el inferior está debajo. Una zona de deformación, que puede estar ubicada (en la mayoría de los

casos) en ambos lados del plano de falla. DESCRIPCIÒN Se puede describir una falla:

1. Por el desplazamiento vertical relativo de un bloque respecto al otro. El plano de falla, siendo inclinado, divide las formaciones en un "bloque superior" y un "bloque inferior.

Normal - El bloque hundido es el “bloque inferior”.(habrá falta de estratos) Inverso - El bloque levantado es el “bloque superior” (habrá repetición de

estratos) 2. Por el movimiento relativo de los dos bloques con respecto al buzamiento del plano

de falla: Lateral (strike-slip) ⎯ El movimiento ocurre lateralmente a lo largo del

rumbo del plano de falla. Vertical (dip-slip) - El movimiento ocurre a lo largo de la pendiente del plano

de falla (rechazo vertical). Oblicuo (oblique-slip).. ⎯ El movimiento ocurre a lo largo tanto del rumbo

como de la pendiente del plano de falla. De Rotación Simple o en Pivote. El movimiento es de rotación alrededor de

un eje. Es de rotación simple cuando el movimiento ocurre únicamente a un solo lado del eje y es en pivote cuando el evento tiene lugar a ambos lados de éste.

3. Por la inclinación del plano de falla: Angulo Grande − El plano de falla tiene una pendiente mayor de 45º Angulo Pequeño − El plano de falla tiene una pendiente menor de 45º Vertical − El plano de falla es vertical.

4. Por el tiempo de ocurrencia con respecto al de la deposición: post-deposicional contemporáneo.

FALLAS

NORMAL INVERSA ESCURRIMIENTO

(MOVIMIENTOLATERAL) (MOVIMIENTO

VERTICAL)

(MOVIMIENTOOBLICUO)

(DE ROTACIÓN SIMPLE) (EN PIVOTE)

HORST GRABENEN ESCALÓN

(step fault)



NESTOR VITULLI 49

FALLAS (continuación)

OTROS TERMINOS DE CLASIFICACION

Genéticos:

Fallas de Tensión (Tension faults) Fallas de Gravedad (Gravity faults) Fallas de Escurrimiento (Thrust. faults) Fallas del movimiento lateral (Strike-slip faults)

Por Sistemas:

Fallas en escalón (Step faults) Fallas radiales (Radial faults) Horsts y Grabens

Por su relación con capas adyacentes:

Fallas longitudinales (Strike faul): Su rumbo es paralelo al rumbo de los planos de estratificación. Su buzamiento puede ser del mismo sentido o en sentido contrario a los planos de estratificación. Fallas Transversales (Dip fault): Su rumbo es perpendicular al rumbo de los planos de estratificación.

Separación: Es la distancia que existe, en cualquier dirección, entre el borde de una capa en un bloque a su contraparte en el otro.

Rechazo (Throw): Es la componente vertical de la separación de los dos bloques; esto es, la separación

medida en un plano vertical, perpendicular al plano de falla.

Desplazamiento (Slip):

Es la medición del movimiento real a lo largo del plano de falla, o sea la distancia entre dos puntos previamente adyacentes. Puede ocurrir en cualquier dirección a lo largo del plano de falla.

Extensión:

Una falla está limitada en su alcance horizontal y vertical al encontrar otra falla, o discordancia, o por la disminución gradual del rechazo a lo largo del plano de falla. En fallas rotativas, el rechazo disminuye hacia el eje de rotación.

Fallas de Sección y

Secciones Repetidas:

Cuando un pozo cruza una falla normal, la correlación a base de Perfiles indicará que una sección ha desaparecido. Cuando un pozo cruza una falla inversa, una misma capa aparece dos veces en los Perfiles. El término "Falla de 45 metros significa que falta u~ia sección de 45 metros de espesor. Corresponde al rechazo de la falla.



NESTOR VITULLI 50

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

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+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+++

A A

ABBABB

A

La s

ecc i

ón“ A

B”

fal t

a

Perfil PerfilPozo 1

Pozo 1

Pozo 2

Pozo 2

El POZO 2 atraviesa una falla normal la sección “AB” de la secuencia litológica normalfalta en el PERFIL 2.

Un solo plano de falla

Varios planos de falla

Brecha de falla

Arrastre en elplano bajo Arrastre en

ambos bloques


Aspecto de Fallas en Perfil de Buzamientos:

Las fracturas pueden producir un solo plano de falla bien definido o una serie de esto planos. Táles fracturas causan un marcado efecto en el Perfil de Buzamientos y su buzamiento puede ser medido con precisión tal como se indica en la Figura 1, con la flecha única, de alto ángulo.

A veces, a pesar de que el pozo cruza una falla, el Perfil de Buzamientos no muestra ninguna anomalía y el único testimonio de su existencia puede constituirlo el cambio del ángulo del buzamiento entre un bloque y otro. (Fig. 2). A veces el ángulo de buzamiento no cambia, lo que impide notar su presencia en el Perfil de Buzamiento. Esto habría sido el caso de la Fig. 1 si la magnitud del buzamiento no hubiese podido ser computada en el plano de falla.

Generalmente se asocia una zona de deformación progresiva con una falla, tal como se indica en la Figura 3 Mas adelante se presentarán otros ejemplos de estas deformaciones.



NESTOR VITULLI 51

NE

NE

NE

SO

SO

SO


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 52


BRECHA Y MATERIAL

PULVERIZADO:

La parte de las formaciones ubicadas cerca de una fractura puede haber estado sometida a grandes esfuerzos, habiendo quedado fragmentada (brecha) o pulverizada en pequeñas partículas (“gouge” en inglés) Se muestra este caso en FIGURA 1.

CONFIGURACION EN EL PERFIL DE

BUZAMIENTOS

A- Buzamiento estructural en la parte superior. B- Zona de definición imprecisa. C- Buzamiento estructural en la parte inferior.

CONJUNTO DE

PLANOS DE FALLAS

La fractura puede ser de tipo múltiple produciendo varios planos de falla más o menos paralelos, como lo indica la Figura del medio, de la página opuesta. Una zona de esta naturaleza puede abarcar cien o más metro de pozo y se asocia generalmente con fallas normales pero sin arrastre (drag).


BUZAMIENTOS

A- Buzamiento estructural en la parte superior. B- Algunos buzamientos altos (planos de falla). C- Buzamiento estructural en la parte inferior.

FALLAS EN

ESCALON (STEP FAULTS)

Corresponden a una serie de fallas paralelas ubicadas suficientemente cerca una de otra para poder asociarlas a un solo sistema, dejando entre ellas una serie de estratos sin romperse (Figura en la parte inferior de página opuesta). Estos estratos pueden tener arrastre (drag).

CONFIGURACION EN EL PERFIL DE BUZAMIENTOS

A- Buzamiento estructural en la parte superior. B- Serie alternada de:

1) Grupo con el mismo aspecto (el ángulo puede aumentar con la profundidad). 2) Un solo buzamiento de alto valor (plano de falla).

C- Buzamiento estructural en la parte inferior



NESTOR VITULLI 53

EO

EO

EO MAGNITUD DEL BUZAMIENTO

10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 54


FALLA O DISCORDANCIA

ANGULAR?

Esta pregunta se presenta cada vez que el Perfil de Buzamientos registra un cambio brusco en el buzamiento estructural. Es imposible, por general, responder a esta pregunta basado tan solo en el Perfil de Buzamientos. La Figura 1 muestra un cambio de este tipo. En las secciones transversales de las Figuras 1 y 2 (nótese la diferencia en la orientación del plano de sección) se interpreta el cambio como debido a la presencia de una falla. En general, cuando el buzamiento de la sección superior es mayor que él de la sección inferior, mas validez tiene la interpretación de una falla y nó de una discordancia.

LIMITACIONES DE SECCIONES

TRANSVERSALES PARA DESCRIBIR

ESTRUCTURAS

Las Figuras 1 y 2 muestran secciones transversales de una misma estructura, hechas en diferentes azimuts. El Perfil de Buzamientos que corresponde a la Figura 2 es igual al de la Figura 1 y por lo tanto no se le reproduce. Cualquiera de las dos secciones, tomada por si sola, dá una idea equivocada de la estructura. Se requiere de un mapa estructural para relación correcta entre los dos bloques.

EL ARRASTRE (DRAG) COMO

INDICADOR DEL RUMBO DEL

PLANO DE FALLA

En la Figura 3, el arrastre del bloque hundido muestra un incremento del ángulo de buzamiento con la rotación del azimut de Norte a Norte-70º Este. El rumbo del plano de falla corre probablemente en forma perpendicular al azimut del mayor ángulo de buzamiento; esto es, Norte-20º Oeste en este caso.

MOVlMIENTO RELATIVO

Cuando hay una falla, hubo movimiento de un bloque con respecto a otro pero este movimiento puede ser medido solamente cuando el movimiento de la falla ha separado en dos segmentos a una línea identificable que anteriormente era continua. Normalmente se mide la separación, o distancia normal, entre un mismo borde de capa de un lado y del otro de falla y se toma este valor como él del movimiento de falla. Siempre puede explicar "separación" por un movimiento vertical. con ó sin rotación De ahí los términos: "bloque levantado", "bloque hundido", "falla rotativa" aún cuando casi todo movimiento relativo puede ser causado por desplazamiento horizontal sin desplazamiento vertical o rotación. En general, al haber un buzamiento estructural diferente en los dos bloques, se habla de una falla rotacional ó de una componente rotacional de la falla.



NESTOR VITULLI 55

E

NE

E

O

SO

O


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 56

FALLAS (continuación) ARRASTRE (DRAG)

Y ARRASTRE INVERSO

(ROLLOVER£

Ambos conceptos corresponden a deformaciones de los planos de estratificación parecidos a un pliegue. en la vecindad de una falla y asociadas con ésta.

ARRASTRE (DRAG)

Se llama así al pliegue cuando ha sido causado por la fricción entre los dos bloques a lo largo del plano de falla. Esto causa:

-Una flexión cóncava en el bloque hundido (Fig. 1) -Una flexión convexa en el bloque levantado (Fig. 2)

ARRASTRE INVERSO

(ROLLOVER)

El fallamiento normal puede ser acompañado de un arrastre invertido en el bloque hundido. En esta configuración, los planos de estratificación buzan hacia el plano de falla en lugar de ir en sentido contrario. Véase la Figura 3. Se asocia el arrastre inverso a veces con fallas de “crecimiento” (growth faults); esto es, fallamiento contemporáneo con la deposición con un espesor mayor de la formación en el bloque bajo de la falla.



NESTOR VITULLI 57

E

E

E

O

O

O


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 58

FALLAS (contínuacidn)

FALLA INVERSA (REVERSE FAULT)

TRAMPA

Es una falla en la que el bloque superior ha sido levantado con relación al bloque inferior. Véase las tres figuras de la página opuesta.

Se parece a una falla normal, exceptuando los buzamientos del propio plano de falla que normalmente no se pueden determinar a partir del perfil de Buzamientos Es posible distiguir los dos tipos de fallas mediante una corre1ación de Perfiles, que en el caso de una falla inversa muestran una sección repetida mientras que al haber una falla normal una sección ha desaparecido.


BUZAMIENTOS

A − Buzamiento estructural de la parte superior. B − La magnitud del buzamiento aumenta. C − Zona de buzamiento incoherente (zona de fallamiento) D − La magnitud del buzamiento decrece. E − Buzamiento estructural de la parte inferior.

FALLA DE ESCURRIMIENTO (THRUST FAULT)

TRAMPA

Es una falla inversa de bajo ángulo y resulta como consecuencia de la actuación de fuerzas de compresión. La Figura 3 muestra una sección transversal de una falla de escurrimiento, con la correspondiente configuración en el Perfil de Buzamientos.

Arrastre Arrastre(drag) (drag)Falla Normal Falla Inversa

Arrastre inverso(roll-over)

Arrastre inversoy arrastre normal



NESTOR VITULLI 59

E

E

E

O

O


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA3



NESTOR VITULLI 60

DISCORDANCIAS

DEFINICIÓN

Se define como falta de continuidad en la secuencia geológica normal causada por una interrupción en el proceso de deposición, sea por erosión o por deformación estructural. En consecuencia faltará una cierta cantidad de sedimentos (un tiempo geológico estará ausente) comparado con la secuencia normal. Se compone de dos series diferentes de estratos separados por una "superficie de discordancia" o “discontinuidad”.

TIPOS DE DISCORDANCIAS

En un sentido estricto, hay tres tipos principales de discordancias:

-Diastema: Los estratos son paralelos en ambos lados pero hay una interrupción breve de la sedimentación sin erosión.

-Discordancia simple: Los estratos son paralelos en ambos lados, pero hay interrupción prolongada de la sedimentación con un período de erosión.

-Discordancia Angular - Los estratos arriba y abajo no son paralelos. Hubo movimiento tectónico de la serie inferior seguido por erosión de la misma y, luego deposición de la serie superior. Los estratos superiores son paralelos a la superficie de discordancia.

En este resumen, trataremos tan solo de los tipos mencionados al último: Discordancias simples y discordancias angulares.

OTRA CLÁSIFICACION

Según su extensión lateral:

-Regional -Local

Según la cantidad de “tiempo geológico faltante”:

-Mayor -Menor

A

A

B

B

C

DE

F F

G G

Secuencia Litológica Normal Discordancia simple (disconformidad)Faltan C, D, E. Superficie discordante entre B y F



NESTOR VITULLI 61

DISCORDANCIAS (continuación)

DISCORDANCIAS SIMPLES

El Perfil de Buzamientos puede no dar indicación de la presencia de discordancias simples porque no hay cambio en el buzamiento entre los estratos de arriba y abajo, según se observa en la Figura 1. El Perfil de Buzamientos puede, sin embargo, revelar la presencia de discordancias cuando existen una o varias de las condiciones siguientes:

-Cambio en la calidad, densidad o regularidad de los buzamientos de las capas ubicadas encima y debajo de la superficie de discordancia. -Existe una zona de meteorización (weathering) que refleja los efectos de

la acción de aguas subterráneas que ocurre cerca de la superficie de discordancia. La Figura muestra este efecto en la zona de buzamientos incoherentes. -La erosión local puede provocar buzamientos locales muy altos o muy

bajos cerca de la superficie de discordancia. Al reanudarse la deposición, la estratificación del relleno puede llegar a tener buzamientos importantes. La configuración correspondiente en el Perfil de Buzamientos es de ángulos de buzamiento que van en aumento encima de la superficie de discordancia, tal como se muestra en la Figura 3.

SE

SE

SE

NO

NO

NOMAGNITUD DEL BUZAMIENTO

10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 62

DISCORDANCIAS (continuación)

DISCORDANCIA ANGULAR (TRAMPA)

El buzamiento de la serie encima de la superficie de discordancia es distinto al de los estratos más antiguos que están debajo de esta superficie. Estas últimas han sido sometidas a movimientos tectónicos antes de que se efectuara la deposición de las series más jóvenes. Discordancias angulares, al igual que fallas, se caracterizan por un cambio en el buzamiento estructural, como se muestra en la Figura 1.

Meteorización (weathering), erosión local y cambios en la regularidad de los resultados son características tanto de una discordancia angular como de una discordancia simple.Además, la erosión puede haber cortado una estructura preexistente produciendo, en la parte inferior, esquemas con incremento o disminución de magnitud en el Perfil de Buzamientos. Véanse las Figuras 2 y~3.

Esto demuestra que a veces es difícil distinguir en el Perfil de Buzamientos entre una falla y una discordancia angular.

Generalmente, el ángulo de buzamiento es mayor debajo de una superficie de discordancia que encima de ella, pero esta relación puede haber quedado invalidada por movimientos posteriores.

E

E

E

O

O

O


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°


10° 30° 50° 70° 90°

FIGURA 1

FIGURA 2

FIGURA 3



NESTOR VITULLI 63

ANALISIS DEL PERFIL DE BUZAMIENTOS

Lo mismo que cualquier otro Perfil, el Perfil de Buzamientos mide propiedades de las

formaciones sin definir la naturaleza de estas propiedades. Tales propiedades, refiriéndose aqui a los buzamientos, deben ser interpretadas en función de su naturaleza u origen y de las estructuras de las cuales pueden estar formando parte.

Cualquier Perfil de Buzamientos es el reflejo de cuatro clases de fenómenos geológicos: _El buzamiento estructural.

Las anomalías del buzamiento estructural, asociadas con deformaciones

estructurales tales como plegamientos y fallas. Los buzamientos sedimentarios, que reflejan el modo de deposición

Otros buzamientos, relacionados con fracturas, efectos diagenéticos y otras

características sedimentarias.

En general, cada buzamiento individual es el resultado final de todos estos fenómenos. A veces, sin embargo, la medición de un buzamiento individual representa tan solo una de las componentes mencionadas. Por ejemplo:

-Se considera que las arcillas o lutitas depositadas en la plataforma continental reflejan solamente el buzamiento estructural.

-Los buzamientos medidos en arcillas o lutitas en la vecindad de un plano de falla

representan el arrastre de la falla. -Cuando no existe fallamiento ni buzamiento estructural los buzamientos altos,

generalmente observados en areniscas, representan buzamientos sedimentarios originales.

Normalmente, sin embargo, todo buzamiento es el resultado de la interacción de éstas componentes. Un problema fundamental de la interpretación de los Perfiles de Buzamientos es la separación de las componentes. Para llevar a cabo este trabajo nos debemos acordar de lo siguiente:

-El buzamiento estructural es una rotación uniforme aplicada a todos los buzamientos presentes en una formación determinada.

-Una anomalía del buzamiento estructural es una rotación aplicada a todos los

buzamientos presentes en su vecindad, rotación cuya amplitud es máxima en el mismo sitio de la anomalía y disminuye al alejarse de ésta. El efecto de compactación diferencial de sedimentos blandos alrededor de un cuerpo resistente también tiene la misma definición.

-El buzamiento sedimentario es el fenómeno inicial. Es afectado por el buzamiento

estructural y por las anomalías del buzamiento estructural. Es aquel, entre los tres tipos, que varía más rápidamente.

Un método práctico de análisis empieza. por determinar el buzamiento estructural. A veces, aparece un solo buzamiento estructura en toda la sección de interés y se requiere el análisis de los buzamientos sedimentarios dentro de ésta sección. En tal caso el próximo paso es "restar" el buzamiento estructural, es decir aplicar a cada buzamiento medido una rotación inversa a la rotación que originó el buzamiento estructural. Se puede preparar un nuevo gráfico de flechas, o diagramas polares, a partir de los resultados convertidos para poder estudiarlos cómodamente. A veces, el interés se enfoca hacia un cambio en el buzamiento estructural. En tal caso se procura eliminar los buzamientos, sedimentarios demasiado variables mediante una promediación vectorial, lo cual deja aparecer únicamente los rasgos estructurales y permite compararlos con modelos conocidos.



NESTOR VITULLI 64

En este Capítulo nos empeñaremos en definir varias reglas generales para realizar estos objetivos.

BUZAMIENTO ESTRUCTURAL, CONFIGURACIONES CARACTERÍSTICAS Y EXTENSION LATERAL

DE ANOMALÍAS Al estudiar el Perfil de Buzamientos de la página opuesta, es aparente que todos los

sedimentos que ahora buzan con un promedio de 9º hacia el Este, fueron depositados en aguas tranquilas de poca profundidad y sobre un fondo prácticamente horizontal. El buzamiento actual de 9º refleja deformaciones posteriores.

Decimos que, a través de esta sección superior, el buzamiento estructural es de 9ºE. Hacia la parte baja del Perfil el buzamiento estructural es de 12º SE. Entre las dos

secciones existe, pues, un cambio progresivo de buzamiento en magnitud y dirección. La zona de cambio constituye una configuración característica del conjunto de flechas o renacuajos.

Extensión Lateral Cuando se miden buzamientos de valores constantes de baja magnitud y en secciones

de gran espesor, es probable que estos se extiendan sobre grandes áreas lateralmente. Asimismo, en general, las secciones de muy alto buzamiento no son muy extendidas en la dimensión horizontal.

Una pregunta que frecuentemente se presenta es: ¿Tiene el Perfil de Buzamientos la

posibilidad de "ver" estructuras ubicadas alrededor de un pozo? La respuesta más acertada parece ser aquella que compara este caso con él del geólogo de superficie quien debe extrapolar un afloramiento para ubicar una estructura a profundidad En estructuras plegadas o falladas es posible afirmar que el Perfil de Buzamientos "ve", a lo largo de una línea vertical. los mismos buzamientos que se pueden medir en el mapa estructural de un horizonte del subsuelo. En consecuencia, se puede aplicar este principio para hacer un mapa de curvas de nivel basado en datos obtenidos del Perfil de Buzamientos.

BUZAMIENTO ESTRUCTURAL, CONFIGURACIONES CARACTERÍSTICAS Y EXTENSION LATERAL

DE ANOMALÍAS (continuación) DETERMINACION DEL BUZAMIENTO ESTRUCTURAL

No siempre es fácil determinar el buzamiento estructural tal como se indicaba en el ejemplo anterior. Los ejemplos de la página de enfrente son algo. más difíciles de interpretar. A veces los buzamientos no son coherentes, caso que se presenta en la parte central del Perfil del lado derecho. Este tipo de buzamiento puede ocurrir en depósitos continentales semicontinentales o deltáicos. o en conglomerados. Existen varios métodos para determinar el buzamiento estructural:

Visual: 1. Esquemas de color

2. Comparación con otros tipos de Perfil (Resistividad, etc.) 3- Paralelismo repetido 4. Buzamientos de menor magnitud 5. Promedios

Estadístico: 6. Gráficos Polares

7. Gráficos de Frecuencia de Azimut Existen otros métodos estadísticos, tales como la "curva de dispersión" O

"promedios corridos" y otros más seguramente serán desarrollados en el futuro. La persona encargada de la interpretación escogerá el método más apropiado, basado en su experiencia local y las condiciones geológicas de la zona.

EL SISTEMA DE LOS ESQUEMAS DE COLOR



NESTOR VITULLI 65

El método consiste en un examen minucioso. visual, de una serie de buzamientos incoherentes para encontrar los planos de estratificación que reflejen el buzamiento estructural que no aparece a primera vista.

Ponga colores Conecte con una raya roja los puntos de azimut parecido (± 25º), cuya magnitud de

buzamiento aumenta gradualmente al aumentar la profundidad (esquemas rojos). - Conecte con una raya azul los puntos de azimut parecido cuya magnitud de

buzamiento disminuye gradualmente al aumentar la profundidad (esquemas azules). - Conecte con una raya verde los puntos de buzamiento constante tanto en magnitud

como en azimut (esquemas verdes].

Notas Conecte aquellas flechas cuya profundidad es bastante parecida.

Nunca haga la unión cruzando una flecha de buzamiento muy distinto al de las

flechas vecinas, (salvo en el caso del esquema verde). Conecte flechas de un mismo valor de azimut. Mientras mayor sea la magnitud del

buzamiento más parecidos deben ser los valores del azimut. Cuando se trata de buzamientos de muy pequeña magnitud, el azimut puede variar en más de 90º.

La terminación de un esquema azul puede corresponder al comienzo de un esquema

rojo. No es necesario incluir todas las flechas.

Comience por los esquemas rojos por ser los más frecuentes. Luego marque los

esquemas azules. La experiencia local, a veces, sugiere que primeramente se deben marcar los esquemas azules antes que los rojos.

Este método también debe utilizarse para todo trabajo relacionado con la estratigrafía. En estos casos es importante restar el buzamiento estructural (mediante la rotación del vector del buzamiento) cada vez que éste sea mayor de algunos grados (5º) - Con esta rotación un esquema rojo puede convertirse en uno azul y viceversa.

RELACIONES ENTRE ESQUEMAS DE COLOR Y LOS PERFILES DE RESISTIVIDADES

Al correlacionar un Perfil de Buzamientos con uno de resistividades (Inductivo, Latero-perfil, etc.) como se hace en la página opuesta, O de otra naturaleza (Perfil de Litología, curva de SP, etc.). se observa frecuentemente que los intervalos de arcilla o lutita tienen buzamientos uniformes, de baja magnitud, mientras que en las arenas los buzamientos son dispersos e irregulares tanto en magnitud como en azimut. En consecuencia, es altamente recomendable escoger secciones de arcilla o lutita para determinar el buzamiento estructural. Empero, los intervalos de arcilla no todas las veces tienen buzamientos regulares; pueden exhibir buzamientos erráticos debidos a movimientos post-deposicionales y a fracturamiento. En estos casos se requiere de métodos estadísticos para determinar el buzamiento estructural. La experiencia local es también importante.

Al poner las configuraciones y esquemas en el Perfil de Buzamientos, se recomienda trabajar también con un Perfil de Litología. Poco valdría, por ejemplo unir dos flechas pertenecientes a diferentes unidades litológicas en un mismo esquema azul cuando éste esquema azul es representativo de estratificación por corriente de tipo tangencial.



NESTOR VITULLI 66

Para toda interpretación es importante hacer la correlación del Perfil de Buzamientos con el de Resistividades. Es útil cuando se busca el buzamiento estructural y es indispensable para la interpretación de buzamientos de origen sedimentario. Paralelismo

El buzamiento estructural se caracteriza, generalmente, por paralelismo repetido en los planos de estratificación, según se indica en la página opuesta. Sin embargo, hay casos donde la estratificación entrecruzada es tan regular como para dar una idea equivocada de la magnitud del buzamiento estructural, sobre todo en formaciones de origen deltáico. Buzamientos de Poca Magnitud

En áreas de buzamientos bajos, los de menor magnitud generalmente son constantes y representan el buzamiento estructural.

En el ejemplo propuesto, el buzamiento estructural se caracteriza tanto por paralelismo

repetido en los planos de estratificación como por los buzamientos de menor magnitud. Promediación

Con frecuencia, la magnitud de los buzamientos oscila alrededor de un valor promedio mientras que el azimut permanece aproximadamente constante. En estos casos el buzamiento estructural está dado por esta magnitud promedie y el azimut.

Cuando las magnitudes son pequeñas y los valores del azimut son muy variados (y aún en direcciones opuestas), el buzamiento estructural es de cero grados. Al haber una dispersión tanto en la magnitud de los buzamientos como en su azimut (incluyendo

magnitudes de 0º) se trata, probablemente, de casos de deposición en un ambiente de gran energía. Es recomendable valerse de un gráfico polar para determinar el buzamiento estructural.

Algunos casos dé sedimentación se caracterizan por una gran dispersión en la magnitud

del buzamiento y un azimut aproximadamente constante. En tales casos no hay forma de determinar el buzamiento estructural sino buscándolo en formaciones vecinas.

La determinación de valores promedios es fácil hacerla mediante la concentración de puntos en gráficos polares. Estos gráficos permiten la definición del buzamiento estructural aún cuando éste no está representado por planos de estratificación uniforme.

GRÁFICOS POLARES PARA LA DETERMINACION DEL BUZAMIENTO ESTRUCTURAL Estereograma Las figuras de la página opuesta enseñan como se debe usar un estereograma para determinar el

buzamiento estructural de una sección de buzamientos de muy variadas magnitudes.

El procedimiento consiste en colocar todos los buzamientos del intervalo de interés, en forma de puntos, sobre el estereograma con la magnitud de cero grados correspondiendo al centro de éste. En la práctica, para hacer este trabajo se sobrepone un papel transparente (o un pedazo de película) en el estereograma y se marcan en el primero los puntos de los buzamientos



NESTOR VITULLI 67

y, además, cuatro señales de referencia. Luego se desplaza el papel transparente hasta que todos los puntos se encuentren uniformemente distribuidos alrededor del centro del estereograma. En esta posición se marca el centro del estereograma en el papel transparente mediante una cruz. Se vuelve a colocar el papel en su posición original con sus cuatro señales de referencia y se lee el valor del buzamiento estructural en el estereograma en el punto ocupado ahora por la cruz. Este método es básicamente un proceso de promediación que permite una gran selectividad. Se ignoran buzamientos muy diferentes del estructural, que quedan relegados a la periferia del estereograma. Este método es sumamente preciso y es válido para determinar buzamientos estructurales con magnitudes desde 0º hasta 40º y más.

GRÁFICOS POLARES PARA LA DETERMINACION, DEL BUZAMIENTO ESTRUCTURAL (continuación) Gráfico Modificado de Schmidt

Esta técnica es similar a la anterior excepto que aquí el centro del estereograma representa 90º mientras que los 0º corresponden a la circunferencia. Se utiliza en el caso de buzamientos estructurales de poca magnitud. Hay pequeñas diferencias entre los gráficos utilizados en los dos métodos pero estas diferencias no son de importancia. Aquellos buzamientos que corresponden al estructural en esta técnica forman un grupo en la circunferencia del estereograma y el centro de este agrupamiento es el propio buzamiento estructural.

Gráfico de Frecuencia de Azimut

Este gráfico no toma en cuenta la magnitud del buzamiento y presenta tan solo el número de veces que algún azimut cae en uno de los sectores de l0º de extensión en que está dividido el gráfico. En esta forma se encontrará el rumbo predominante en que buzan las capas, que no es necesariamente el del buzamiento estructural por cuanto puede existir entrecruzamiento de capas. En vista de lo antedicho se sugiere no utilizar este método para encontrar el buzamiento estructural.

CONFIGURACIONES CARACTERÍSTICAS

Mayores 1 Cambio del buzamiento estructural, discontinuo o continuo (Figuras 7,8. 9,10). 2. Cambio en la magnitud del buzamiento: a) Incremento (Figuras 2, 6, 7, 8). b) Disminución (Figuras 3. 9). 3. Cambio en el rumbo del buzamiento (Figuras 4.9, 10). 4. Variaciones al azar (Figuras 5, 10).

Secundarias 1. Cambios en la densidad de los resultados. (En los resultados obtenidos de

Perfiles registrados en cintas, la densidad es constante). 2. Cambios en la calidad o uniformidad de los resultados.

Configuraciones Cambios bruscos o suaves, extensión vertical y repetición:

El ángulo de un resultado a otro de la Figura 2 está entre lº y .2º, lo que indica cambios suaves. En la Figura 3, el ángulo es de 5º a 6º, que señala cambios más fuertes. En la Figura 2 se trata de una sección de 25 metros; en la Figura 3 de solamente 8 metros.

Cambios con respecto al buzamiento estructural. En la Figura 6 un esquema rojo

ocurre en medio del buzamiento estructural. En a Figura 7 hay continuidad. Las Figuras 8. 9, 10 muestran discontinuidad entre los esquemas y el buzamiento estructural encima y abajo.

Relacionados con el Perfil de Resistividades.

Un cambio litológico indicado por un Perfil de Resistividades, correspondiente al

intervalo de la Figura 7 encima del buzamiento estructural Inferior, puede ser interpretado como una discordancia. Al no haber un cambio litológico. el conjunto representa probablemente un pliegue. Una correcta interpretación, en todos los casos, se basa en todos los Indicios disponibles y requiere una experiencia bastante grande.

Configuraciones parecidas muchas veces aparecerán en un área determinada

debido a causas semejantes.



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SUSTRACIÓN DE BUZAMIENTOS La representación en solamente dos dimensiones de capas estratificadas que son de naturaleza tri-dimensional, puede ser causa de errores. La relación geométrica entre los buzamientos que conforman una configuración o esquema, puede ser difícil de percibir, sobre todo si los valores del azimut son variables. En la figura 1, entre cualquiera de los buzamientos continuos hay una distancia angular de 6º. Esto se ve fácilmente entre las fechas 5 y 6 por tener los valores del azimut en sentido opuesto. Pero este hecho no es aparente entre los grupos de flechas 1 y 2, 2 y 3, 4 y 5. Los gráficos de las figuras 2, 3, 4 no se parecen y, sin embargo, representan una misma estructura con diferente criterio estructural. En los tres casos aparece claramente un cambio del buzamiento estructural en la parte superior e inferior. Sin embargo, solamente la figura 4 dá una indicación clara del aumento de ángulo con la profundidad (esquema rojo), su continuidad con el buzamiento estructural arriba y su discontinuidad con el buzamiento estructural abajo. Se obtiene el esquema rojo de la figura 4 por la resta vectorial del buzamiento estructural ubicado encima. En la figura 2, el buzamiento estructural de arriba tiene una magnitud de 15º con un azimut de 300º. Este vector fue restado de todos los resultados (flechas) de la figura 2 para obtener la figura 4 al restar de todos los resultados de la figura 3, los 15º de magnitud y 270º de azimut del buzamiento estructural de arriba. Se logra obtener la substracción o resta de buzamiento mediante la rotación de vectores.

COLORACION GRUESA Y FINA

La coloración de los esquemas requiere unir flechas (o renacuajos) cercanas en profundidad, evitando incluir aquellas cuyo azimut sea muy diferente. La coloración "fina" o microcoloración resultante aparece en la Figura 1, lado izquierdo.

Puede ser ventajoso, sin embargo, poner énfasis en aumentos o disminuciones de magnitud de buzamientos mediante una coloración "gruesa" o "macro-coloración" tal como se indica en la Figura 1, lado derecho. ESQUEMAS ROJOS Y AZULES ABSOLUTOS

Se define un esquema rojo como uno dentro del cual la magnitud del buzamiento aumenta con la profundidad; y un esquema azul como aquél donde la magnitud del buzamiento decrece al aumentar la profundidad. Cuando el buzamiento estructural es alto, la substracción del mismo puede convertir un esquema rojo en uno azul, y viceversa.

Hay necesidad de definir lo que se llama "Esquemas Absolutos Un esquema azul es absoluto cuando tiene continuidad con el buzamiento estructural

de encima, tanto en magnitud como en rumbo. Un esquema azul es absoluto cuando tiene continuidad con el buzamiento estructural de abajo, en magnitud y en rumbo.

La Figura 2 muestra esquemas rojos y azules absolutos.



NESTOR VITULLI 69

ANEXOS AVANZADOS DE PERFILES A POZO ABIERTO

Servicios Petrofísicos

Los parámetros petrofísicos requeridos para evaluar un reservorio son su porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área y permeabilidad. Algunos de estos parámetros pueden ser medidos directamente. Otros deben ser inferidos desde las mediciones de perfilaje. Un número de herramientas y servicios facilitan la transformación de datos de perfilaje en parámetros petrofísicos requeridos.

Principios Físicos de las Herramientas

Inducción - Doble Inducción Rayos Gamma Rayos Gamma Espectrales

Lateroperfil Litodensidad

Potencial Espontaneo Neutrón Compensado

Sónico Compensado

Herramientas de Resistividad, Porosidad y Permeabilidad

Inducción "Phasor" DSI "Dipole Shear Sonic"

Inducción "Array" - AIT Perfil de Porosidad y Litología Integrado - IPL

Resistividad Azimutal - ARI Resonancia Magnética Principios Físicos

Sónico Array Perfil CMR Perfil MRIL



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PRINCIPIOS FÍSICOS DE LAS HERRAMIENTAS

Herramientas de Inducción

Introducción

Las herramientas basadas en principios de inducción representan unas de las tecnologías

usadas para medir la resistividad de la formación. La resistividad es una de las entradas primarias requeridas para evaluar el potencial productivo de un pozo petrolero o de gas natural. Es necesario para determinar la saturación de agua, la cual es necesaria para estimar la cantidad de petróleo o gas presente en el pozo.

La tecnología para usar los principios de inducción y a su vez medir las propiedades físicas se iniciaron durante la Segunda Guerra Mundial con la llegada del detector personal de minas. Este aparato fue montado en un vehículo y movido sobre el terreno con el propósito de detectar cualquier anomalía metálica en el terreno. Hoy en día, los detectores son portátiles, y es usual ver gente usando estos aparatos para buscar monedas.

El uso de la tecnología de inducción para detectar la presencia de petróleo o gas en un pozo potencial, comenzó al termino de la Guerra en respuesta a la necesidad de evaluar pozos con fluidos no conductivos en el pozo. Los aparatos en uso en ese tiempo requirieron de fluidos conductivos en el pozo para funcionar. Las herramientas en uso en ese tiempo requirieron de fluidos conductivos como el lodo en base agua fresca o salada para operar.

Temprano en su desarrollo, las herramientas de inducción fueron usadas como instrumentos de correlación y mapeo. Hoy en día las herramientas emplean tecnologías sofisticadas, son usadas en gran escala, y tienen usos adicionales:

Evaluación de saturación de agua Análisis de Invasión

Esta escrito de difución cubre lo necesario para aprender en los objetivos, introduce los

principios de perfilaje de inducción, y describe las aplicaciones del perfil de inducción.

Principios

Este capitulo presenta la teoría de inducción y como las herramientas de inducción usan los principios, analizar los factores específicos que afectan la respuesta de inducción, y como predecir la respuesta de una herramienta de inducción, enumera los requerimientos de una herramienta de inducción ideal, y discute la medición y el procesamiento usado por dos tipos de herramientas de inducción en uso común hoy en día.



NESTOR VITULLI 71

Teoría de Inducción

Las herramientas de inducción están basadas en principios de inducción electromagnética. Estos principios pueden ser afirmados como:

Un campo magnético es generado por una corriente eléctrica fluyente en un anillo continuo.

Una corriente eléctrica es generada cuando un anillo continuo es sujeto a una

variabildad magnética. La magnitud de esta corriente es proporcional a la conductividad del anillo continuo.

La figura de la teoría de inducción usa un simple modelo de transformador como una analogía a la herramienta de inducción en el aire para mostrar principios de inducción en acción. Las herramientas de inducción hoy en día son hechas de un complejo sistema de bobina múltiple. Las tres figuras siguientes muestran como un modelo de una simple herramienta de inducción , con una sola bobina emisora y receptora, usa principios de inducción electromagnéticos para estimar la resistividad en un ambiente de pozo.

1.- El emisor produce un campo magnético primario. Este campo tiene dos efectos:

Induce a la corriente a fluir en anillos eléctricamente continuos, alrededor de ejes longitudinales de la herramienta. La corriente inducida tiene un retraso de 90° respecto de la corriente emisora.

Induce a la corriente directamente en la bobina

receptora. Esta corriente tiene una gran amplitud y es conocida como la señal de acoplamiento directo. Como la mayoría de la señal de acoplamiento directo es cancelada por el diseño de la serie mutuamente balanceada no se verá en los gráficos.

2.- La corriente que fluye a través de los anillos genera un campo magnético secundario. 3.- El campo magnético secundario genera una corriente en la bobina receptora. La corriente de la bobina tiene un retraso de 90° en el anillo y un retraso de 180° respecto de la corriente emisora. Esta señal es conocida como R y es de interés primario en la evaluación de la



NESTOR VITULLI 72

resistividad de la formación. La magnitud de la corriente en la bobina receptora es proporcional a la conductividad de la formación.

Factores que Afectan la Respuesta de Inducción Principalmente la resistividad de la formación está directamente relacionada a la

magnitud de la corriente inducida en la bobina receptora. Sin embargo la corriente medida fue afectada por varios factores que debería ser compensados para estimar la resistividad de formación. Estos factores y la compensación para estos factores son descriptos en los siguientes párrafos

Efecto ‘Skin’

El efecto ‘skin’ es un fenómeno de la propagación electromagnética. Como se ve en el diagrama del efecto ‘skin’, a medida que la frecuencia de corriente aumenta, el flujo de corriente se mueve hacia la circunferencia externa (o ‘skin’) de un conductor eléctrico. Las áreas internas de una sección se comportan como un aislador. Las instalaciones de radio microondas reconocen este efecto. Los conductores en estas instalaciones son típicamente huecas.

En los sistemas de medición de inducción, el efecto ‘skin’ rebaja la medida de conductividad aparente. Esto significa que la resistividad real medida por la herramienta es mayor que la resistividad. Este efecto incrementa con la conductividad de formación.

Inductancia Mutua

• La inductancia mutua reconoce que los campos magnéticos creados por los anillos individuales en la formación interactúan entre ellos, cambiando la magnitud y fase de la señal recibida.



NESTOR VITULLI 73

• Acoplamiento directo. El acoplamiento directo fue definido como la señal directamente inducida en la bobina receptora por la emisora. El diseño de las bobinas receptoras (mutuamente balanceadas) elimina esta señal mientras la herramienta esta en el aire. Cuando la herramienta está enfrentada a una formación, existe una señal adicional de acoplamiento directo como resultado de los efectos de la formación.

• Efectos de Pozo. El campo magnético producido por el transmisor debe pasar por el pozo

en camino a la formación. El tamaño del pozo, tipo de fluido en el pozo, y la posición de la herramienta en el pozo afectan la medición de inducción.

En la discusión de la teoría de inducción se afirmó que la señal R estaba directamente

relacionada a la conductividad de formación y que la señal R estaba 180° fuera de fase con la corriente del transmisor. La señal recibida no esta exactamente 180° fuera de fase. La diferencia entre la señal teórica R y la actual se debe al efecto ‘skin’, acoplamiento directo, e inductancia mutua y se conoce como la señal X . Como sabemos cual es la fase de la señal R, podemos medir la fase y la magnitud de la señal X y corregir el efecto ‘skin’, acoplamiento directo, e inductancia mutua.

Los efectos de pozo son compensados en dos maneras:

Plots de corrección. Localizadas en tablas de interpretaciones de perfil estos plots corrigen las medidas por diámetro de pozo, resistividad del lodo, y posición de herramienta en el pozo.

Modelado. A causa de la naturaleza previsible de las respuestas de inducción el efecto de

pozo puede ser compensado por sistemas de modelado.

Respuesta a Herramientas de Inducción

Durante la medición de inducción, las contribuciones a la señal vienen de todas las direcciones y desde una gran distancia. La cantidad relativa de estas contribuciones dependen en parte de las relaciones geométricas entre el área que contribuye a la señal como también el transmisor y el receptor.

Las relaciones geométricas básicas entre el receptor, transmisor, y los anillos de formación se ven en el diagrama de "Contribución de Señal". Para analizar estas relaciones geométricas, el pozo es definido como un numero infinito de anillos que consisten de un numero infinito de elementos de formación. La contribución de un elemento individual depende de la relación geométrica entre el transmisor y el receptor y el elemento mismo.

Contribución de Señal

El pozo consiste de un número infinito de anillos. La contribución del anillo independiente depende de la relación geométrica entre el transmisor, receptor, y el anillo mismo.



NESTOR VITULLI 74

El análisis de la contribución relativa del elemento de formación a la señal recibida es muy complicada pero también muy previsible. Estos análisis están basados en una solución de mecánica cuántica desarrollada por un físico llamado Born y se conocen como las "Funciones de respuesta Born".

Diseño de una Herramienta Ideal de Inducción

Dado que la respuesta de un dispositivo de inducción puede ser previsto vía las funciones de respuesta Born, el esfuerzo ahora debe concentrarse en el diseño de la herramienta de inducción ideal. Las restricciones de la herramienta ideal son:

☺ Una herramienta debe ver lo suficientemente profundo para reflejar resistividad de formación mas allá de cualquier invasión. En otras palabras, la profundidad de la investigación debe ser lo bastante grande para ver mas allá de la invasión.

☺ La lectura aparente de la resistividad de interés no debe ser afectada por "shoulder

beds". La resolución debe ser pequeña. La restricción original de 5ft fue ajustada a 2ft.

☺ Debe haber efecto de pozo en aquellos que varíen entre 8 y 16 in. de diámetro. Si hay

poco efecto de pozo entonces la corrección debe ser simple.

☺ La herramienta debe operar a una frecuencia alta para generar una señal de bajo ruido pero no tan alta como para que sea perturbada por el efecto ‘skin’.

☺ La señal de inductancia mutua no debe ser tan grande que tape la señal de

conductividad aparente que provenga de la formación.

Han habido varios modelos de herramientas en la evolución de la medición de inducción. Cada nuevo diseño usa avances de tecnología para acercarse a la herramienta ideal. Las viejas herramientas usaban la parte mecánica de las bobinas transmisoras y receptoras para lograr la profundidad deseada de la investigación y resolución vertical. Estas herramientas se conocen como herramientas de enfoque fijo. Procesamiento de alta velocidad y capacidad de transmisión de datos permitieron el desarrollo de dispositivos de inducción que no dependen de las partes mecánicas de las bobinas de transmisión y recepción para lograr el enfoque deseado. Estas herramientas se conocen como las herramientas de inducción ‘array’.

Tanto las herramientas de enfoque fijo como las herramientas de inducción ‘array’ son de uso común hoy en día. La respuesta y procesamiento de ambos sistemas serán discutidos en los siguientes capítulos.

Herramientas de Enfoque Fijo

Las herramientas de enfoque fijo logran las respuestas diseñadas a través de la locación mecánica del transmisor y el receptor. Las configuraciones del transmisor y receptor interactuan para lograr el enfoque deseado. Las herramientas de enfoque fijo usan un proceso llamado "phasor" para medir el efecto "skin", inductancia mutua y acoplamiento directo.



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La configuración de enfoque fijo mas común es la 6FF40. La 6FF40 significa: Seis bobinas, enfoque fijo, 40 in.

La 6FF40 de Schlumberger fue introducida en 1959. Fue el primer dispositivo en utilizar locación de bobina para enfocar la respuesta de la herramienta a áreas especificas de la formación incluyendo profundidades múltiples para proveer un análisis de invasión. La configuración 6FF40 se convirtió en el standard de industria y fue licenciada y ejecutada por varias compañías de servicios. La respuesta de la 6FF40 tiene las siguientes características:

La profundidad de investigación es de 40 in. Esto es adecuado para ver mas allá de la zona invadida pero no en circunstancias con gran invasión.

La resolución vertical es de 5ft.Esto es el doble de lo que necesita para buenas

mediciones de inducción.

La profundidades cambiantes de la investigación y la resolución vertical en distintas conductividades indican que el 6FF40 es muy susceptible al efecto "skin".

Herramientas de Inducción Array (AIT).

Las herramientas de inducción de hoy usan un sistema de procesamiento ‘array’ que cumple con los requerimientos de una herramienta de inducción ideal.

Gran profundidad de investigación (90in) que verá mas allá de cualquier invasión.

La resolución vertical de 1ft elimina virtualmente cualquier efecto de capa.

Poco efecto de pozo. Las correcciones de pozo han sido modeladas a través del diseño especial de la sonda.

El efecto ‘skin’es medido y compensado midiendo la señal X.

La señal mutua es cancelada por los ‘arrays’ que utilizan bobinas de transmisión y

recepción mutuamente balanceadas.

El sistema de ‘array’ es combinar ‘arrays’ de transmisión y recepción múltiples para

producir un set de mediciones a varias profundidades de investigación. Estas mediciones son luego invertidas para obtener una estimación de Rt. Aunque este concepto no es nuevo, limitaciones en el procesamiento y transmisión de datos a la superficie previnieron su aplicación hasta hace poco tiempo. Las configuraciones de ‘array’ en uso están ilustradas en el gráfico.



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El sistema de AIT de Schlumberger es de tomar las señales R y X de cada ocho arrays de transmisión independiente y procesar estas señales de manera que determinen la respuesta del perfil a diferentes profundidades de la investigación. Cada perfil nuevo es una combinación de todos las mediciones de arrays.

Procesamiento para Herramientas de Inducción Array

Este capítulo cubre los procesos claves en la cadena de procesamiento de datos para las herramientas de inducción array. Vamos a ver aquí dos puntos importantes:

• Correcciones de pozo. • Peso de software.



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La información que veremos a continuación son genéricos para los principios de inducción de array y son aplicables para todos los tipos de herramientas AIT .

Modelo de Corrección de Pozo

Las mediciones de AIT están basadas en un modelo que relaciona las mediciones de resistividad con las características del ambiente del pozo. El modelo asume lo siguiente:

El pozo es muy largo.

El pozo es suave y circular.

La herramienta está centrada en el pozo.

En realidad el pozo no es redondo ni suave, ni infinitamente largo, ni la herramienta está centrada en el pozo. A causa del ambiente físico que no concuerda con las suposiciones del modelo, los datos actuales deben ser corregidos. Las correcciones del pozo en los datos de inducción array son hechas en tiempo real, antes de realizar cualquier procesamiento de datos. Estas correcciones representan muchos meses de procesamiento en la super-computadora Cray para así modelar la diferencia entre el ambiente de operación real y la definición de modelo. Para asegurarse de optimizar el proceso de corrección de pozo se debe asegurar de estar operando dentro del ambiente modelado del pozo. Este ambiente varía entre herramientas especificas y es presentado en el paquete de entrenamiento.

Proceso de Corrección de Pozo

El proceso de corrección de pozo usa un proceso de inversión iterativa para comparar los datos actuales con datos basados en modelos. El proceso de invertir datos contra un modelo es usado frecuentemente en los sistemas de mediciones de Schlumberger para corregir datos.

Software

El software es el segundo paso en la cadena de procesamiento de datos. Se usa para derivar la quinta profundidad de las mediciones de investigación de las 16 mediciones de pozo generadas por los 8 AIT-H arrays de recepción. Durante este proceso, los factores de peso son establecidos y representan la contribución de cada 8 arrays a la quinta profundidad de investigación. Cada medición de array es sumada para proveer la salida como se ve en la figura de "Software Weighting Process".

A través del proceso de software, cinco profundidades de las curvas de investigación son producidas. Cada curva tiene una salida en tres resoluciones verticales. La resolución vertical es definida como el intervalo de profundidad en el cual el 90% de las respuestas de inducción caen. La figura de la "Respuesta Radial y Vertical Integrada para la AIT-H" ilustra la distribución radial y vertical de los cinco outputs.



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Aplicaciones

Los dispositivos de medición de inducción son dispositivos de resistividad. Como tal, sus aplicaciones son las mismas que los dispositivos de resistividad.

• Correlación • Saturación de agua • Análisis de invasión

Los dispositivos de inducción pueden operar en pozos con fluidos no conductivos. Este fue

el propósito original para desarrollar la medición de inducción. Otros dispositivos de resistividad requieren de la presencia de fluidos conductivos en el pozo para realizar la medición. Profundidades múltiples de investigación permiten el uso de un modelo de invasión que mejora la inversión de Rt y Rxo. Las cinco profundidades de investigación permiten algunas interpretaciones cualitativas.

Consideraciones de Diseño

Las herramientas de inducción de perfiles tienes estas restricciones:

El contenedor de las herramientas no deben ser conductivas para evitar cortos circuitos en la señal de inducción.

El ensamble de array debe ser mecánicamente estable. No debe

haber ningún movimiento relativo entre las bobinas. Si hay movimiento, la señal de acoplamiento directo no será cancelada y las características de respuesta serán alteradas.



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Lateroperfil - Principios Básicos

Introducción

La herramienta lateroperfil ("laterolog tool") representa una de las tecnologías usadas para medir la resistividad de formación. La resistividad es una de las primeras entradas requeridas para evaluar el potencial productivo de un pozo de gas o petróleo. Esta medición es necesaria para determinar la saturación del agua, que es necesaria para estimar la cantidad de petróleo o gas natural presente en el pozo.

La medición de la diferencia de voltaje entre dos electrodos es la idea fundamental detrás de los dispositivos lateroperfil. De esta manera fueron medidos por primera vez los perfiles eléctricos en los años 30 como respuesta a una necesidad de determinar la locación de hidrocarburos en un pozo perforado.

Las primeras herramientas de lateroperfil tales como la herramienta ES ("Electrical Survey"), fueron usadas como instrumentos de correlación y mapeo. Hoy en día, estas herramientas son más avanzadas y tienen usos adicionales, tales como:

Evaluación de saturación de agua Análisis de invasión Correcciones de pozo

Esta sección cubre lo necesario para aprender los objetivos, explica los principios en los

cuales la medición del lateroperfil está basada, discute las aplicaciones de la medición del lateroperfil, sintetiza los puntos claves presentados, e incluye una lista de las referencias usadas.

Principios

En este tema discutimos los dispositivos de electrodos en general. Algunos de estos principios no son llamados lateroperfil, pero operan sobre los mismos principios de las herramientas de lateroperfil.

Este artículo cubre los principios sobre el cual se basa la medición del lateroperfil, muestra como la medición ha mejorado con la mejora de las herramientas, y describe el propósito y la función de las herramientas Rxo y Azimutales. Los puntos discutidos en este tema son:

☺ Medición de Resistencia Básica ☺ Medición de una Porción Específica de la Formación ☺ Cambio de la Forma de las Superficies Equipotenciales ☺ Enfoque ☺ Profundidades de Investigación ☺ Resistividades Azimutales ☺ Efectos de Electrodos



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Medición de Resistencia Básica

Pozo abajo, el electrodo emisor de corriente es colocado en el pozo y un electrodo de retorno es colocado en la superficie. Esta configuración mide la suma de todas las resistencias entre el electrodo de superficie y el electrodo pozo abajo.

Midiendo una Porción Específica de la Formación

En el dispositivo lateral básico se pasa una

corriente constante entre A y B y se mide la diferencia de potencial entre M y N localizados en dos superficies equipotenciales, esféricas y concéntricas que se centran en A. De este modo el voltaje medido es proporcional al gradiente de potencial entre M y N.

La corriente es emitida desde la superficie de un electrodo. Esto dice que las superficies equipotenciales toman la forma del electrodo y la corriente fluye perpendicularmente a estas superficies. Si el electrodo emisor de corriente es una esfera, las superficies equipotenciales comienzan como una esfera cerrada al electrodo, de ahí se deteriora en forma mientras se alejan del electrodo. En el diagrama de "Forma de Superficies Equipotenciales", el electrodo es un cilindro. Las superficies equipotenciales tienen forma de cilindros cerradas al electrodo y pierden esta forma a medida que se alejan del electrodo.

Enfoque

A este punto los dispositivos discutidos son conocidos como dispositivos normales. Estos dispositivos solo pueden ayudarnos a medir la resistividad de formación en intervalos específicos. En la situación del pozo, si la resistividad de formación crece la corriente fluirá en el pozo en lugar de la formación y todo lo que mediremos será el lodo en el pozo. Para medir la resistividad de la formación la corriente medidora debe ser forzada a fluir en la formación. Esto se conoce como enfoque. Los dispositivos del lateroperfil son dispositivos enfocados. El término lateroperfil surgió a causa de que la corriente es forzada a fluir "lateralmente" lejos de la herramienta.

Existen tres tipos de sistemas de enfoque en uso hoy en día:

Sistemas de enfoque pasivo Sistemas de enfoque activo Enfoque computado



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Sistemas de enfoque pasivo

Las mediciones del lateroperfil comenzaron con un dispositivo llamado electrodo orientador. Para enfocar la corriente medida lateralmente en la formación, los electrodos orientadores son colocados sobre y por debajo del electrodo de medición. Como se ve en gráfico de "Enfoque Pasivo", la corriente es emitida desde los tres electrodos para enfocar la corriente en la formación. Con este arreglo, las formas equipotenciales se deforman rápidamente. Esta configuración de electrodos es llamada "Lateroperfil 3" (LL3) y es conocida como un sistema de orientación pasivo.

Enfoque Activo

Para mantener la forma de las superficies equipotenciales y asegurarse de que la corriente fluye lateralmente en la formación en formaciones de mayor resistividad, el sistema de orientación activo fue introducido (dispositivo LL5). Como se ve en el gráfico de "Enfoque Activo", este sistema coloca dos electrodos de voltaje, M1 y M2, entre el electrodo emisor de corriente y el electrodo orientador. La corriente es ajustada hasta que la diferencia de voltaje entre M1 y M2 sea igual a cero. Esto asegura que el área frente a estos electrodos de monitor sea equipotencial y que la corriente fluya lateralmente lejos de la herramienta. Esto se conoce como la medición del lateroperfil profundo (LLD).

Enfoque Computado

Las herramientas de Lateroperfil usa la condición de monitoreo M1-M2= 0 como la

condición de control principal.

Alcance Dinámico Limitado. Para mantener las condiciones M1-M2 en altas resistividades requiere ganancia infinita.

Variaciones de Temperatura. Variaciones en temperatura introducen errores

en las mediciones. Los desarrollos continuos en el procesamiento de datos, transmisión, y capacidades de

conversión digital han hecho posible tomar ventaja de algunos principios electromagnéticos, especialmente los principios de superposición electromagnéticos. Estas capacidades nos permiten obtener mediciones enfocadas a través de computaciones en lugar de medios mecánicos. Los principios de enfoque computado nos permite mantener la condición de M1-M2 = 0 combinando matemáticamente las combinaciones lineales de pares de modos de operación. Estos modos de operación y las combinaciones usadas para obtener las distintas profundidades de investigación se ven el los diagramas de "Enfoque Profundo Computado" y en el de "Enfoque Medio Computado". Una discusión profunda de estos modos va mas allá de este texto.



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Profundidad de Investigación

Para describir el medio del pozo y estimar la resistividad, la resistividad debe ser medida en distintas profundidades de investigación. El control de la profundidad de la investigación es lograda cambiando las configuraciones del electrodo y los retornos de corriente. Las herramientas del lateroperfil proveen hasta cuatro profundidades de investigación:

• Superficial • Profundo • Zona invadida o lavada • Azimutal

Enfoque Superficial

Si la corriente retorna al cuerpo de la herramienta, en lugar de retornar al electrodo de la superficie, las superficies equipotenciales se deforman rápidamente y la medición de resistividad es influenciada por eventos cercanos a la herramienta. Esto se conoce como la medición del lateroperfil superficial (LLS).

Enfoque Profundo

La medición del lateroperfil profundo es lograda a través del previamente discutido dispositivo LL5. En este sistema las corrientes retornan al electrodo de superficie en vez de al cuerpo de la herramienta.

Esto mantiene la forma de las superficies

equipotenciales mas profundo en la formación, asegurando que la corriente de medición fluya mas profundamente en la formación que en la medición superficial.

Para medir ambas profundidades de

investigación simultáneamente es necesario estimar el perfil de investigación para lograr mediciones mas precisas. El Doble Lateroperfil (DLT), es un dispositivo que mide en dos



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profundidades de investigación y fue desarrollado para este propósito. Esta herramienta combina los principios de medición del LLD y LLS en un solo dispositivo teniendo a cada medición operando en una frecuencia distinta.

Zona Invadida o Dispositivos Rxo

Para finalizar la descripción del pozo, los dispositivos fueron desarrollados para medir a poca profundidad de la investigación en la zona invadida (Rxo), también conocida como la zona lavada. Estos dispositivos usan los principios de enfoque activo y pasivo y cambian la distancia entre los electrodos emisores y el electrodo de retorno para lograr poca profundidad de investigación.

El primer Rxo desarrollado fue el "Micro Spherical Focused Log" (MSFL). La

profundidad de investigación para esta herramienta es muy poca, y la región de investigación tiene la forma de una esfera.

El segundo dispositivo de Rxo es el Microlog. Es diseñado para leer en dos profundidades

de investigación. El Microlog trabaja de la misma manera que el sistema usado para medir una porción específica de la formación. Para esta herramienta, los electrodos son muy cercanos y la profundidad de investigación es escasa.

El tercer Rxo es el Micro Cylindrically Focused Log, (MCFL). Este dispositivo usa

enfoque activo y pasivo en tres profundidades de investigación. La región de investigación tiene forma cilíndrica, que se aproxima a la forma del pozo. Este dispositivo usa tres profundidades de investigación para medir el espesor de la costra (hmc), resistividad de la zona invadida (Rxo), y resistividad del lodo (Rmc). Estas mediciones proveen entradas para correcciones de pozo a muchas otras herramientas.

Resistividades Azimutales

Las resistividades azimutales son mediciones de resistividad hechas alrededor de la circunferencia del pozo. Muchos dispositivos de resistividad asumen una formación azimutal alrededor del pozo. Las mediciones azimutales son muy útiles en la evaluación de pozos desviados y horizontales. Las secciones de resistividad azimutal funcionan similarmente a las herramientas de electrodos existentes. Miden la corriente desde un electrodo y toman la diferencia potencial cercana al electrodo relativo a una referencia remota. La diferencia potencial dividida por la corriente y multiplicada por un factor geométrico da la resistividad. El gráfico de "Resistividad Azimutal" ilustra dos métodos de realizar esta medición. Uno es un sistema activo, el otro es pasivo.

Efectos del Electrodo

La medición del lateroperfil requiere que el voltaje del electrodo del monitor sea medido contra el voltaje del electrodo de referencia. Este electrodo de referencia se encuentra normalmente lejos de la herramienta que no es afectada por la medición del lateroperfil y puede proveer una buena referencia.



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Si el voltaje de referencia es afectado por la medición entonces la resistividad es incorrecta. El voltaje de referencia provee la "V" en ohms. Hay varios efectos que influyen el voltaje y afectan la resistividad. Estos efectos son enumerados y descriptos en los siguientes párrafos.

Efecto Groningen Efecto TLC Efecto Long Tool String

Efecto Groningen

El efecto Groningen fue descubierto en un campo en Holanda conocido como Groningen. Es causado por el flujo de corriente en formaciones heterogéneas y la ubicación de la referencia del voltaje en el sistema del lateroperfil. Una comprensión de este efecto es útil para unir los principios de la medición del lateroperfil.

Recuerden que para medir la

resistividad de la formación con un dispositivo de lateroperfil, la corriente se emite desde un electrodo y captada por un electrodo de retorno en la superficie, lejos de la herramienta. La diferencia del voltaje ente los dos electrodos es medida.

En una formación homogénea, como se ve en el diagrama "Efecto Groningen - Homogéneo", la corriente fluye radialmente fuera del electrodo, formando superficies equipotenciales con forma cilíndrica. Estas superficies equipotenciales pierden su aspecto cilíndrico a medida que su distancia del electrodo emisor de

corriente aumenta. En una formación heterogénea que posee una capa de alta resistividad sobre la

herramienta, la corriente fluye a través del área de menos resistencia – el pozo. El voltaje de referencia es perturbado cuando el electrodo de referencia se introduce en la capa de alta resistividad del pozo. Esto altera la lectura de resistividad a un valor incorrecto.



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Aplicaciones

Los dispositivos del lateroperfil son los instrumentos que miden la resistividad. Como tales, tienen las mismas aplicaciones de otros dispositivos de resistividad:

Correlación Saturación de agua Análisis de invasión

A causa de que las herramientas del lateroperfil tiene la habilidad de controlar la región

de investigación en dirección vertical, radial, y azimutal, estas herramientas tiene aplicaciones adicionales:

☺ Evalúan el espesor de la costra y la resistividad del lodo para la corrección

del pozo usando mediciones poco profundas. ☺ Mejoran las evaluaciones de pozos horizontales y desviados usando

mediciones azimutales. ☺ Análisis de fractura usando mediciones azimutales.

La medición del lateroperfil es recomendada para ciertos tipos de pozos. En contraste a los dispositivos de inducción, que funcionan mejor en pozos con lodos frescos y menores contrastes entre Rt y Rm, los dispositivos del lateroperfil funcionan mejor en:

Pozos con lodos salados. Pozos con mayores contrastes entre Rt y Rm. Generalmente la fracción Rt/Rm

debería ser mayor que 10. Para mas detalles sobre los medios operacionales de los servicios del lateroperfil, referirse

al manual de Principios de Interpretación.



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Potencial Espontáneo

Introducción

La medición del potencial espontáneo en una formación es clasificada como una medición de resistividad. El potencial espontáneo (SP) se desarrolla a causa de los contrastes de salinidad entre los fluidos y es útil determinando las resistividades de los fluidos en vez de las resistividades de la formación. Las resistividades de los fluidos son importantes en la

determinación de la saturación de agua la cual es un factor clave en el análisis cuantitativo del contenido de hidrocarburos. Para comprender la medición de SP se debe entender la resistencia básica y los métodos para medir la resistividad.

El perfil de SP, como el perfil de rayos gamma natural es un registro de un fenómeno físico en las formaciones del pozo. El perfil de SP es un registro en profundidad de la diferencia entre el potencial eléctrico del electrodo movible en el pozo y el potencial eléctrico del electrodo fijo de superficie.

Medición de Potencial Espontáneo

El potencial espontáneo es una medición en profundidad de la diferencia de potencial entre el voltaje en el pozo y el electrodo en la superficie. Las línea base de SP está generalmente definida como una línea recta sobre el perfil, mientras que las áreas permeables producen una deflexión desde esta línea base. La dirección de esta deflexión

depende de la relación de salinidades del lodo y el agua de formación.



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El perfil de SP tiene varias aplicaciones en el campo del petróleo:

Correlación Identificación de la interface de agua fresca y salada Indicación cualitativa de las capas arcillosas Determinación de la resistividad del agua de formación

La SP no puede ser registrada en los pozos con lodos no conductivos porque tales lodos no

proveen la continuidad eléctrica entre el electrodo de SP y la formación. La SP solo puede ser registrada en pozos abiertos porque debe haber un movimiento de iones entre los fluidos para establecer el potencial espontáneo. Si las resistividades del lodo se filtran y el agua de formación es igual, las deflexiones serán pequeñas y la curva carecerá de elementos. Luego de la presentación habrá un sumario de los temas centrales presentados en este formato. El sumario será seguido por una auto evaluación que evaluará su comprensión. Esto será acompañado por una bibliografía que respaldará su comprensión.

Principios

Este tema introduce los elementos que producen el potencial espontáneo y describe como la medición de la SP es usada para hacer impacto en las aplicaciones del campo.

La SP es producto de corrientes eléctricas que fluyen en el lodo y en las formaciones alrededor del pozo. Las corrientes de la SP son desarrolladas de dos tipos de interacciones:

Electroquímica Electrocinética

Estas dos interacciones serán discutidas individualmente. La figura muestra la distribución del potencial y de la corriente en una capa permeable. Debido a que las arcillas sólo dejan pasar a los cationes, parecen membranas selectivas de iónes y por esto, el potencial a través de la lutita se llama Potencial de Membrana.



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Electroquímica

El componente electroquímico de la SP es el mayor de los componentes y se debe a la interacción química causada por la diferencia de salinidad entre el filtrado de lodo y el agua de formación. Para esta presentación, el componente electroquímico es descompuesto en dos componentes mas pequeños; el potencial de la membrana y el potencial de unión liquida.

Potencial de Membrana - Em

Las membranas selectivas de iones permite a los iones con cierta carga eléctrica (positiva o negativa) pasar a través de ellos. Las limoarcillas actúan como membranas selectas de iones al permitir pasar solo a los iones positivos. Este flujo de partículas cargadas es una corriente eléctrica.

El gráfico del Potencial de Membrana ilustra el flujo de corriente para el caso donde

Rmf>Rw (lodo dulce). El flujo sería reinvertido si Rmf<Rw (lodo salado).

Potencial de Unión Liquida - Ej

Los iones se mueven entre líquidos de distintas salinidades. Los iones se mueven de mayor salinidad a menor salinidad. Los iones mas abundantes en un pozo son sodio y cloro. A causa de que cloro es un átomo mas pequeño se mueve mas fácilmente a través de la formación. Tal como lo indica el gráfico de Potencial de Unión Liquida, el flujo de corriente será desde una salinidad baja hasta una salinidad mas alta. En este caso desde la zona invadida hasta la zona virgen. Si Rw>Rmf el flujo de corriente será revertido.

Electrocinético

El potencial electrocinético es también conocido como potencial en funcionamiento y potencial de electrofiltración. El potencial es producido cuando un electrolito fluye a través de medio poroso no metálico.

Sumario de Principios

La SP es el resultado de la suma de los potenciales de electroquímicos (Ej y Em). Esto es definido como la SP Estática (SSP). Se ve claramente en el gráfico de la SP.

La SP que medimos es el potencial entre un electrodo en el pozo y un electrodo en la

superficie. El potencial del electrodo en el pozo es el resultado del flujo de corriente que se desarrolla de las interacciones electroquímicas y electrocinéticas de la formación. Estas interacciones se deben a las diferencias de salinidad entre el filtrado de lodo y el agua de formación. El potencial en el electrodo del pozo es desarrollado a través de la resistencia del lodo, Rm. Si la resistividad del filtrado del lodo y el agua de formación fueran iguales, la SP sería insignificante.



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En un medio de lodo fresco (dulce) donde Rmf>Rw las limoarcillas tendrán una baja SP y las areniscas tendrán una SP mas alta. En un medio donde Rmf<Rw las limoarcillas tendrán una alta SP y las areniscas tendrán una SP mas baja. Si Rmf=Rw se desarrollará poca SP y el perfil tendrá poco carácter. Esta es la base para las aplicaciones de la SP del indicador cuantitativo de limoarcilla, determinación de interface de agua fresca y salada, y correlación. El gráfico de Efectos de Salinidad ilustra como la salinidad del agua de formación afecta la respuesta de la curva SP.

• Indicador de limoarcilla - El perfil de ejemplo es para el caso donde Rmf>Rw. Las bases para un 100% de arenisca y 100% de limoarcilla pueden ser establecidas en las excursiones máximas y mínimas de la SP. El porcentaje de limoarcilla puede ser obtenido para cualquier profundidad en el perfil haciendo una escala linear entre las líneas base de limoarcilla y arenisca.

• Interface de agua fresca y salada - La magnitud y dirección de las excursiones de SP dependen de las salinidades relativas entre Rmf y Rw. Cuando esta relación cambia las excursiones de la SP cambiarán. En la interface del agua fresca Rmf será > Rw debajo de la interface y podría ser igual o menor que Rw sobre la superficie.

• Correlación - La correlación permite a los perfiles hechos en una corrida en el pozo ponerse en profundidad con aquellos hechos en otra corrida. La correlación es hecha por dos razones primordiales :

Puesta en profundidad de herramientas en corridas separadas. Posicionamiento de herramientas en pozo abierto.

Bajo ciertas circunstancias la SP también puede ser usada para estimar Rw. Esta es una

importante aplicación porque Rw puede ser usada en cálculos de saturación de agua. La SP puede ser usada para estimar Rw bajo las siguientes circunstancias :

El valor de la SP se mantiene constante por lo menos 30 pies. El área donde la SP es constante debe corresponder a una arenisca limpia y

acuífera. El valor de Rmf debe permanecer constante a lo largo del mismo intervalo.

Cuando estas condiciones son cumplidas solo la contribución a la SP será dada por el

potencial liquido de unión. El potencial liquido de unión es dado solamente por la diferencia entre las salinidades del filtrado del lodo y el agua de formación. Como sabemos gracias a las mediciones en superficie de los valores de Rmf, podemos estimar Rw. Los detalles de este proceso son contenidos en el manual Principios de Interpretación de Perfiles/Aplicaciones de Perfiles. La SP no puede ser corrida en lodo no conductivo en o en pozos entubados.

Sumario

Este sumario es un repaso de los puntos más importantes discutidos en este tema. Se propone ayudarle a repasar toda la información presentada. En este tema hemos discutido:

☺ Los factores contribuyentes al desarrollo de la SP. ☺ La aplicación de la SP. ☺ Los efectos de las salinidades cambiantes en la respuesta de la SP. ☺ Un cálculo de limoarcilla de formación mediante la SP.



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Perfil de Rayos Gamma

Introducción

Los rayos gamma son una propagación de ondas electromagnéticas que son emitidas espontáneamente por elementos radioactivos a medida que se descomponen. De las tres partículas generadas durante la descomposición radioactiva, el rayo gamma es el único que puede penetrar una formación rocosa. (En algunas formaciones, los rayos gamma penetran hasta 15 pulgadas) Por esta razón, se mide los rayos gamma en vez de partículas alfa o beta. Es necesario aproximadamente 8" de concreto para absorber un rayo gamma; en comparación, la partícula alfa puede ser detenida por 3 mm de acero, y la partícula beta puede ser detenida por una tela gruesa.

Un perfil de rayos gamma (GR) mide el número de rayos presentes en el pozo. En

formaciones sedimentarias, el perfil GR refleja el contenido de la arcilla. Esto se debe a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas, causando una gran lectura de GR. Las formaciones limpias, como la arenisca o la caliza, tienen un bajo nivel de radioactividad y consecuentemente una baja lectura de GR.

El perfil GR tiene varias aplicaciones en el campo. Para las operaciones de trabajo y

completación, el perfil GR es una valiosa herramienta por su capacidad de correlacionar a través del casing. Se usa frecuentemente en la correlación de pozo para complementar el potencial espontáneo (SP) y para sustituir a la curva SP en pozos perforados con barro salado, aire o barro en base de petróleo.

Principios

Este tema introduce los elementos básicos que producen radiación, describe los tipos de colisiones que soportan los rayos gamma a medida que se descomponen, y enumera las ventajas de los detectores Geiger-Muller y de scintilation.



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Rayos Gamma Naturales

En la naturaleza existen tres elementos radiactivos: potasio, torio, y uranio. La intensidad total de la radiación gamma del potasio predomina sobre la radiación del torio o el uranio, y en algunos casos excede su suma. A pesar de sus intensidades, cada elemento es capaz de producir rayos gamma que pueden ser medidos. La figura de "Los niveles de energía de rayos gamma natural" muestra las energías diferentes producidas por estos materiales radioactivos.

La energía promedio del espectro de rayos gamma para las series de uranio y torio es menor que 1 mega electrón volt (MeV), y la energía de la descomposición de potasio es exactamente 1.46 MeV.

Interacciones de Rayos Gamma

A medida que pasan a través de la materia, los rayos gamma experimentan una perdida de energía por las colisiones con otras partículas atómicas. Estas colisiones pueden ser divididas en tres categorías:

• Producción de Pares • Efecto Compton • Absorción fotoeléctrica

La similitud de cualquiera de estas colisiones es proporcional al nivel de energía de los rayos gamma. Es posible que un rayo gamma pase por todas estas colisiones antes de ser absorbido. ( Ejemplo: Interacciones de Rayos Gamma)

Otro término asociado con las interacciones de los rayos gamma es la profundidad de penetración. Esta es la distancia que un rayo gamma puede viajar a través de la formación antes de ser absorbido. Esta distancia es determinada por la capa de medio valor (HVL) o espesor de la formación.



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Detección de Rayos Gamma

Dos tipos de detectores son usados para detectar rayos gamma producidos naturalmente: el detector Geiger-Muller y el detector de Scintilation. Cuando se compara el detector G-M con el de scintilation, se pueden definir tres ventajas básicas para cada detector:

Ventajas del detector Geiger-Muller:

• El pulso de salida no requiere de amplificación. • Es básicamente insensible a la temperatura. • Es mas robusto por la falta de un cristal.

Ventajas del detector de Scintilation:

• Tiene un "plateau" mas alargado y puede registrar una mayor cantidad de rayos gamma. • El tiempo muerto es mas bajo. • Cuenta todos los rayos gamma que alcancen al cristal.

Hoy en día, las ventajas que los detectores G-M tienen sobre los de scintilation no son tan significativas como solían serlo. La electrónica moderna ha eliminado el problema de amplificación de una señal de pozo, y mas importante, Schlumberger ha hecho grandes logros con detectores de scintilation a altas temperaturas. A causa de esto, las herramientas de detección de rayos gamma son desarrolladas con los detectores de scintilation.

Aplicaciones

Este tema describe las aplicaciones primarias del perfil GR, el más común del mismo es la correlación, y discute su medio operacional. Generalmente las formaciones arcillosas tienen un gran contenido de mineral radioactivo (altas lecturas de GR) y las areniscas o piedra caliza tienen un bajo contenido mineral radioactivo (baja lectura de GR). Esta información es la base para las tres aplicaciones de los GR: Correlación - Esta es la aplicación mas usada en el perfil de GR. Permite a los perfiles hechos de una corrida en el pozo (pozo abierto, entubado, o ambos) a ponerse en profundidad con aquellos hechos en otra corrida. La correlación es realizada por tres motivos:

• Puesta en profundidad entre dos corridas separadas en el pozo. • Posicionamiento de herramientas en pozo abierto. • Proporcionar control de profundidad para el punzamiento de pozos entubados.

Indicador de litología general - En áreas donde ciertos aspectos de litología ya son conocidos, el perfil de GR puede ser usado como un indicador de litología.



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La evaluación cuantitativa de arcilla - El perfil de GR refleja la proporción de la arcilla, y en muchas regiones, puede ser usado cuantitativamente como un indicador de arcilla de las formaciones.

Una de las cualidades del GR es su amplio espectro de medios operacionales. Se lo puede correr en cualquier situación de perfilaje incluyendo pozos entubados, o en pozos abiertos perforados con aire, lodo salado, lodo con base de petróleo, o lodo fresco.



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Perfil de Densidad y Litología

Introducción

La herramienta de perfilaje de densidad es uno de los instrumentos más importantes usados para evaluar las formaciones. Se hizo popular por primera vez al medir la densidad de la formación, que puede ser relacionada directamente con la porosidad de la formación. Desde que fueron desarrolladas las herramientas de densidad, han sido una parte integral del perfilaje de wireline. Casi todos los pozos evaluados son perfilados con alguna herramienta de densidad de formación. En años más recientes la herramienta de densidad de formación ha sido mejorada, permitiéndole medir una segunda característica de la formación: Litología. El diagrama de la izquierda, muestra las partes de una típica herramienta de densidad. Las herramientas de hoy consisten de una fuente emisora de rayos gamma y dos o tres detectores de scintillation de rayos gamma, todos montados sobre un patín. Este patín es presionado contra la formación usando un brazo caliper que le permite realizar una tercera medida: diámetro de pozo. A causa de la posición y protección de los detectores relativos a la fuente de rayos gamma, muchos de los

rayos gamma viajarán en la formación e interactuarán con los diversos componentes de la formación. En la formación, los rayos gamma son atenuados en cantidad y en un nivel de energía antes de ser detectados por los detectores. La profundidad de investigación para los rayos gamma es proporcional al espacio del detector a la fuente. Mientras más alejado esté el detector de la fuente, más profundo viajará el rayo gamma en la formación antes de ser detectado. Este entrenamiento cubre todo lo necesario para aprender de los objetivos, presenta los principios de densidad y perfilaje de litología, describe las aplicaciones y el medio operacional para las herramientas de densidad y de litología, y provee un sumario de los puntos claves presentados.

Principios

Este artículo describe los tipos de interacciones de rayos gamma que afectan la densidad y mediciones de litología, discute como una fuente de perfilaje es seleccionada, enumera las ventajas y desventajas para los distintos detectores de "scintillation", muestra como un espectro de energía puede ser creado ploteando sus niveles de energía, y detalla como la densidad y mediciones de litología son derivadas.



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Interacciones de Rayos Gamma

A medida que pasan a través de la materia, los rayos gamma experimentan una perdida de energía a causa de las colisiones con otras partículas atómicas. Estas colisiones pueden ser divididas en tres categorías básicas:

• Producción de Pares • Efecto "Compton" • Absorpción fotoeléctrcia

La similitud de cualquiera de estas colisiones es relacionada con el nivel de energía de los rayos gamma. Es posible que un rayo gamma atraviese los tres tipos de colisiones antes de ser absorbido.

Fuente de Rayos Gamma

Desde que el perfilaje de densidad fue introducido, la fuente radioactiva usada para generar rayos gamma ha sido química. Las fuentes químicas de rayos gamma han sido mas benévolas con los humanos que los emisores electrónicos de rayos gamma, a pesar de que esto pueda cambiar a medida que una nueva tecnología se desarrolla. La fuente radioactiva de cada herramienta y sus procedimientos de seguridad son discutidos en los paquetes de herramientas. Es importante saber que las fuentes de rayos gamma es selecta así el nivel de energía de los rayos gamma generados están en el rango del Efecto "Compton". Por ejemplo, el diagrama de "Fuente de Rayos Gamma" muestra una fuente de Cesio 137 (GSR-J), usada en el LDT y TLD, que emite rayos gamma en un nivel de energía de 662 kilo electrón voltios de electrón (keV).

Detección

El detector Geiger-Muller ha sido descartado en las nuevas herramientas de densidad y litología. Esto se debe a que el detector Geiger-Muller es solo un contador, no se desenvuelve bien como un discriminante de espectro de energía, que es necesario para determinar la litología de la formación. Las herramientas de detección de rayos gamma de hoy se basan en la tecnología de detectores de "scintillation".



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Distintos tipos de detectores de "scintillation" existen para distintos medios operacionales. Hoy, básicamente dos tipos son usados en la detección de rayos gamma para el perfilaje de densidad. Uno es diseñado con un cristal de iodo de sodio y talio NaI(Tl) y el segundo con un cristal de gadolinio ortosilicado de cesio GSO (Ce). El scintilador de cristal NaI fue desarrollado hace muchos años y puede ser manufacturado económicamente. Se califica hasta 350 grados Farenheit y funciona bien en la mayoría de los pozos.

El scintilador GSO representa lo último en tecnología en detección de "scintillation". Es más denso y más rápido que el scintilador de NaI. Puede registrar cuentas mayores y disponer de mayor velocidad de respuesta. Estas ventajas permiten al GSO ser corrido mas rápidamente sin perdida estática comparada a un scintillador NaI de igual tamaño, o permitirle ser reducido en tamañado para mantener la calidad de variación estática de un cristal mayor. Las desventajas del detector GSO radican en que son subsecuentemente mas costosas de manufacturar, y no operará a temperaturas tan altas como un detector NaI.

En un pozo, la pared es cubierta con lodo, haciendo difícil medir las propiedades de la formación. Para vencer esta dificultad se usa mas de un detector para medir la formación a distintas profundidades de investigación. Variando la distancia entre los detectores y la fuente los detectores pueden medir la formación a distintas profundidades . Comparando las respuestas diferentes de los detectores, es posible separar las propiedades de la costra del lodo (superficial) y las propiedades de formación (profundo).

Análisis de Espectro

Cuando los rayos gamma interactúan con los detectores de "scintillation", además de ser contados, su espectro de energía también puede ser examinado. Esto se logra ploteando los niveles de energía de los rayos gamma en contra de la cantidad de cuentas en período determinado de tiempo.

Los pulsos de GR son

convertidos en un espectro nuclear, a través de la detección inicial en el scintilador de cristal, la amplificación en el tubo fotomultiplicador, y el procesamiento realizado para lograr un espectro. Ciertas regiones o ventanas

del espectro son analizadas para dar varios resultados de densidad y litología. Un proceso similar es también aplicado a otras herramientas de espectrocopía nuclear.

En breve, el espectro representa la energía perdida por los rayos gamma (emitidos desde

la fuente) mientras interactúan con la formación. Si las cuentas en la región de Efecto Fotoelectrico caen, significa que ocurrieron mas interacciones fotoeléctricas en la formación. De



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igual manera, si las cuentas caen en la región de Efecto Compton causará más interacciones de este tipo. Estos dos escenarios definen los principios básicos usados para describir como se realizan las mediciones de litología y densidad. Fluctuaciones en cada región puede ser usada para predecir la litología, y también predecir densidad de formación, respectivamente.

Medición de Densidad

La medición de densidad es una medición de la densidad de la formación. Antes de discutir la medición de densidad, tres términos de densidad deben ser definidos:

• Densidad electrónica (N e) - el número de electrones por centímetro cúbico de un material particular.

• Densidad (Rhoa) - la densidad aparente vista por la herramienta . Esta es el resultado de la herramienta luego de hacer las mediciones y aplicación de la calibración (en gramos por centímetro cubico).

• Densidad Verdadera (Rhob) - la verdadera densidad del material (en gramos por centímetro cubico).

Se conoce que los rayos gamma pierden energía cuando chocan con los electrones (como es descripto en el Efecto Compton). Para esto, se puede inducir que mientras mas electrones existan en la formación, más probable que los rayos experimenten el Efecto Compton. Esta es la base para la medición de densidad. Al medir el número de rayos gamma y sus niveles de energía a una distancia determinada desde la fuente, la densidad electrónica de la formación puede ser prevista. Comprendiendo la relación entre densidad electrónica y densidad aparente es escencial para comprender la medición de densidad.

Relacionando Densidad Electrónica con Densidad de Matriz

Conociendo las siguientes propiedades químicas:

• Peso atómico (A) - la masa del átomo (gramos/gramo-átomo). • Número atómico (Z) - el número de electrones en el átomo neutro (electrones / átomo). • Número de Avogadro (Na) - el número de átomos en un gramo - átomo (6.02 * 10^23)

Podemos observar las siguientes conclusiones:

Electrones en un gramo - átomo = Z * Na Electrones por gramo = Z * Na / A Densidad electrónica de la formación = N e = Rhob * Z * Na / A

La densidad electrónica de la formación es en el orden de 7 o 8 * 10^23. Se ha definido una cantidad proporcional a la densidad electrónica, llamada índice de densidad electrónica (Rhoe):

Rhoe = 2 * Ne / Na. Al combinar esta ecuación con la ecuación anterior (N e = Rhob * Z * Na / A) nos queda:

Rhoe = Rhob * (2Z / A).



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Noten que en algunos casos (2Z / A) es igual a 1 (excepto para hidrógeno). Al substituir 2Z / A = 1 en la ecuación anterior, se ve que el índice de densidad electrónica es igual a la verdadera densidad de formación:

Rhoe = Rhob

Relacionando Densidad de Matriz con Densidad Verdadera

Hasta este punto en el tema de Medición de Densidad, hemos establecido dos puntos importantes:

Uno, la herramienta de densidad mide la

densidad electrónica, y Dos, la relación entre densidad

electrónica y la verdadera densidad. Además, es importante comprender que la

herramienta de densidad y el algoritmo usado para producir la salida Rhoa de la herramienta no son perfectas. Una pequeña corrección es necesaria entre la salida de densidad (Rhoa) de la herramienta y la densidad verdadera de formación (Rhob). En el proceso de calibración, Rhoa es relacionada con Rhob calibrando la herramienta en caliza en un pozo de prueba en Houston. En el pozo de prueba, la salida de densidad de la herramienta es igual a la verdadera densidad de la formación solo cuando la formación es de caliza libre de agua.

Requisitos para la Medición de Densidad de Formación

Se debe saber que existen condiciones para medir la densidad de la formación:

• La fuente debe emitir rayos gamma a un nivel de energía donde el Efecto Compton predomine.

• El espacio entre la fuente y el detector debe tener un tamaño tal que permita a los

rayos gamma tener interacciones con los electrones de formación.

• El espacio entre la fuente y el detector no debe ser tan grande ya que los rayos gamma pierden su energía antes de llegar al detector.



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Medición del Efecto Fotoeléctrico

Tanto en el Efecto Compton como en la absorpción fotoeléctrica, los rayos gamma interactúan con un electrón de un átomo. El Efecto Compton con un electrón de capa externa y la absorpción fotoeléctrica con uno de capa interna. Además, sabemos que el Efecto Compton predomina a niveles de energía altos, y a niveles mas bajos, la absorpción fotoeléctrica es la interacción predominante de rayos gamma. Dado que el número de electrones en las capas del átomo es relacionado al número atómico (Z), Z puede ser previsto por el número de rayos gamma que retorna al detector en el campo de baja energía. En otras palabras, si la formación tiene un alto factor Z (mas electrones), un rayo gamma de baja energía tiene una mayor probabilidad de ser absorbido. Esto significa que si se conoce el número atómico de la formación, la litología de la formación puede ser prevista.

Un parámetro ha sido definido que une el número de rayos gamma que fueron absorbidos por absorción fotoeléctrica a la litología. Este parámetro es el Indice de Absorpción Fotoeléctrica (PEF). Para el campo de minerales encontrados en las formaciones de hoy, el PEF es estimado por:

PEF = (Z/10)^3.6

Aplicaciones

Las herramientas modernas proveen tres mediciones básicas: densidad de la formación, litología de la formación, y diámetro de pozo. Densidad - La densidad de la formación (salida en gramos por centímetro cúbico). Una vez conocida la densidad, la porosidad de la formación puede ser computada. La porosidad de densidad (DPHZ) es representada por esta ecuación:

DPHZ = RHOZ - MDEN / FD - MDEN

RHOZ : es la salida de densidad de la herramienta, MDEN : es la densidad de matriz de la formación, y FD : es la densidad de fluido de la formación.

Tanto MDEN como FD son parámetros tomados como entradas antes del perfilaje. Litología - Las características individuales de una roca en términos de su composición mineral y estructura puede ser determinada analizando y comparando el espectro de energía de rayos gamma para los detectores. Diámetro de pozo - El diámetro de un solo eje del pozo es medido desde la cara del patín hasta la punta del brazo del caliper que presiona el patín contra la formación.



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Volumen de Pozo Integrado / Cemento

Mediante software se usa la lectura del caliper para obtener el volumen del pozo. Este software procesará el diámetro del pozo adquirido por un caliper de un solo eje como el diámetro de un disco. Estos volúmenes de discos de seis pulgadas son integrados para obtener los volúmenes de cemento y pozo integrado. Si se dispone de un caliper de dos ejes, el software modelará los segmentos de pozo como discos elípticos. De igual manera, estos discos de seis pulgadas serán integrados para obtener los volúmenes del pozo y del cemento.

Las herramientas de perfilaje de litología y densidad son diseñadas para operar en pozos abiertos. Las herramientas pueden ser operadas en lodos salados, lodos en base petróleo y lodos frescos. Los pozos de aire requieren de una gran corrección, pero no logran mediciones satisfactorias de litología y densidad. La barita en el lodo siempre tendrá algún efecto en las salidas de litología y grandes cantidades de barita en el lodo también tendrán un efecto en la salida de densidad. Esto se puede ver en el cuadro del "Efecto de Lodo de Barito en el Espectro".

Sumario

Este sumario es un repaso de los puntos más importantes discutidos en este tema. En este tema hemos discutido:

• El espectro y que representa cada región del espectro. • Densidad de electrón y como se relaciona con la medición de densidad. • La medición de litología y como se relaciona con la ventana de baja energía del espectro

de energía. • Las aplicaciones y medio operacional de las herramientas de densidad y litología.



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Perfil Neutrón Compensado

Introducción

Los neutrones no tienen carga eléctrica y su masa es similar a la de un protón. Esta falta de carga permite al neutrón penetrar en la formación y hacerla ideal para las aplicaciones del perfilaje.

Las herramientas de neutrón emiten neutrones de gran energía desde una fuente química o un dispositivo generador de neutrones (minitrón) y miden la respuesta de estos neutrones a medida que interactúan con la formación, o en muchos casos, los fluidos dentro de la formación. Esta respuesta medida es afectada por la cantidad de neutrones en distintos niveles de energía y por el ritmo de decaimiento de la población de neutrones de un nivel de energía a otro.

Un neutrón interactúa con la formación en una

variedad de maneras después de dejar la fuente, y es el resultado de estas interacciones, detectadas por la herramienta. El diagrama de "Perfilaje de Neutrón" muestra las partes de una típica herramienta de neutrón.

La profundidad de investigación para el neutrón es proporcional a la distancia del detector a la fuente. Mientras mas alejado esté el detector de la fuente, el neutrón viajará mas profundo en la formación antes de ser detectado, pero existe un factor límite. Mientras el espacio fuente a detector aumenta, el numero de eventos detectados disminuye y se llega a un punto donde el error estadístico se convierte tan grande que la precisión de la medición es afectada.

Cada herramienta de perfilaje de neutrón es diseñado para un propósito especial. Este propósito determina la fuente emisora y los detectores usados. Algunos detectores miden los neutrones directamente mientras otros miden los rayos gamma que son producidos mientras los neutrones interactúan con la formación. En esta pagina, los principios fundamentales de todo perfilaje de neutrones es discutido.

Las herramientas tienen un gran numero de aplicaciones, dependiendo del diseño de la herramienta y las restricciones del perfilaje. Una lista es presentada para mostrar un repaso



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general de todas las aplicaciones. Cada herramienta de perfilaje de neutrón individual tiene a su vez su set de aplicaciones:

☺ Análisis de porosidad ☺ Detección de gas ☺ Salinidad de formación y pozo ☺ Identificación mineral y de elemento específico ☺ Saturación de hidrogeno ☺ Monitoreo de reservorio ☺ Perfilaje de flujo de agua

Este escrito cubre lo necesario para aprender de los objetivos, presenta los principios del

perfilaje de porosidad de neutrones, describe las aplicaciones y el medio operacional para las herramientas de perfilaje de neutrón, y provee un sumario los puntos claves.

Principios

Este tema describe los tipos de interacciones de neutrones que son usados en la evaluación de formación, discute que corresponde en la selección de la fuente de perfilaje de neutrones, enumera las diferencias en las técnicas de detección, y muestra como un espectro de energía puede ser usado para identificar elementos.

Interacciones de Neutrones

Los neutrones interactúan con la materia de muchas maneras. Las características de algunas de estas interacciones pueden ser usadas para predecir las propiedades de formación. En el perfilaje del pozo, existen cuatro interacciones importantes entre un neutrón bombardero y el núcleo como blanco que puede ser usado en la evaluación de la formación, como es identificado en el siguiente diagrama.

El esparcimiento elástico de neutrón ocurre en energías altas, resulta en un neutrón con menos energía que se esparcirá nuevamente. La absorción se convierte mas y mas probable a medida que la energía del neutrón es reducida, y cuando esto ocurre el neutrón desaparece. En niveles mas altos de energía, tales como 14 MeV, el esparcimiento inelástico es mas importante.



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Vida de un Neutrón

El camino que toma un neutrón mientras se esparce lo mueve una distancia dada, a veces cercano a la fuente; pero comúnmente, se mueve gradualmente lejos de la fuente. Con cada interacción, el neutrón pierde parte de su energía cinética. Esto continua hasta que tenga un valor por encima de la energía térmica (0.025 eV). Hasta este punto la velocidad de los neutrones era tan superior a la del núcleo de formación, que el nucleo puede ser tratado como estacionario. Este ya no es mas el caso, ahora que la energía del neutrón se encuentra justo encima de la energía térmica. La energía del neutrón térmico es igual a la energía térmica de vibración del núcleo de formación. Las colisiones subsecuentes mantienen la energía del neutrón en equilibrio con la energía térmica del núcleo de formación.

Durante esta fase de energía térmica, cada neutrón puede ser visto como una molécula de gas, la cual sufre repetidas colisiones y cambios en la dirección. Este proceso termina cuando el neutrón es capturado por uno de los elementos de la formación. La vida de un neutrón de 1 MeV es vista en el diagrama de la "Vida de un Neutrón".

Este gráfico en el diagrama muestra que el neutrón disminuye su velocidad hasta un nivel de energía térmica a un ritmo acelerado. Esta disminución es determinada por el índice de hidrogeno (HI) de los fluidos de formación. Además, el tiempo que el neutrón invierte al permanecer en el nivel de energía es determinado por el corte de captura de los fluidos de formación. Los próximos dos temas discutirán el índice de hidrogeno y el corte de captura mas detalladamente.

Indice de Hidrogeno

La energía de neutrones perdida durante las colisiones depende del ángulo de esparcimiento y la masa de los núcleos. Para todos los elementos, el ángulo en el cual un neutrón hace impacto en un núcleo no está determinado.

Por ende, el ángulo de esparcimiento no es un factor predominante, determinando que elemento tiene mas éxito en el decaimiento de los neutrones. Sin embargo, la masa del núcleo golpeada es un factor predominante al determinar la energía perdida durante la colisión.

La perdida de energía de

cualquier colisión depende de la masa del neutrón y de la masa del elemento o partícula golpeada. Esto se demuestra en el diagrama "Efecto de la Bola de Billar".



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En primera instancia, la partícula golpeada tiene una mayor masa que le neutrón. Una pequeña cantidad de energía es transferida a la partícula, pero el neutrón vuelve, reteniendo gran parte de su energía cinética.

En el segundo caso, el neutrón corre sobre la partícula, transfiriendo energía sobre la misma, pero continúa con gran parte de su energía .

Gran parte de la energía perdida resulta cuando un neutrón choca con una partícula o

átomo de igual masa. Esto se ve en la tercera instancia. Aquí, casi toda la energía cinética del neutrón es pasada a la partícula de igual masa.

La similitud entre el neutrón y las masas de hidrogeno significa que el hidrogeno es el elemento mas efectivo en el proceso de decaimiento de energía del neutrón. Esto se ve en la tabla "Índice de Hidrogeno". Esta tabla muestra, para elementos distintos, el numero promedio de colisiones necesarias para reducir un neutrón de 2 MeV hasta el nivel térmico 0.025 eV.

La densidad de neutrones decrece con su distancia desde la fuente y el ritmo de su disminución de densidad depende de la cantidad de hidrogeno entre la fuente y ese punto. Esto se conoce como el índice de hidrogeno (HI). Es una medida de la cantidad de hidrogeno por unidad de volumen. El HI del agua fresca es definido como 1.

La porosidad de formación puede ser determinada usando este índice de hidrogeno y luego contando el numero de neutrones de baja energía en una distancia desde la fuente. Cuando el espacio poroso contiene gas, la cuenta de neutrones en los detectores es mayor. Esto se conoce como el efecto de gas ya que el gas contribuye con menos hidrogeno que el petróleo y el agua, para el esparcimiento de neutrones.

Corte de Captura

El ritmo de decaimiento de energía de neutrones en la formación puede ser medido y usado para diferenciar entre hidrocarburos en el espacio de poros y el agua salada. La habilidad del mineral para absorber los neutrones térmicos es definida como su corte de captura, sigma.

El sigma es medido en unidades de captura (cu). Mientras mayor sea el valor de sigma, mayor será su habilidad de capturar neutrones térmicos. Midiendo el ritmo en el cual los neutrones térmicos son absorbidos en la formación (ya sea midiendo los neutrones térmicos o midiendo los rayos gamma durante la absorpción de neutrones térmicos), el corte de captura de la formación y los fluidos de formación pueden ser previstos.

Las tablas de "Corte de Captura" enumeran muchos de los elementos y compuestos hallados en el mundo. Las formaciones, y mas importante aun, los fluidos de formación que contiene átomos de cloro son los captores mas efectivos de neutrones térmicos. (Esto se debe a que el boro, cadmio, y otros absorbentes de neutrones no son hallados fácilmente).

De esta tabla, se puede ver que la roca salada contiene un alto valor de sigma. Esto se

debe a su contenido de cloro. El agua salada varía desde 25,000 ppm (30 cu) hasta 275,000 ppm (130 cu) cloruros equivalentes.



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Fuentes de Neutrón

Para el perfilaje de neutrón, la fuente usada puede ser química o eléctrica, dependiendo de los requerimientos de la aplicación. La fuente de neutrón químico tiene la ventaja de ser virtualmente indestructible. No tiene partes. Esta también es un desventaja de la fuente química. A causa de que la emisión de neutrones no puede ser controlada, estrictos procedimientos de seguridad radiactiva deben sor tomados en cuenta.

La ventaja del minitrón consiste en que puede ser controlada, trayendo la emisión de neutrones a cero. Esto es beneficioso en la superficie, donde reside la gente, y pozo abajo, en el caso de que la herramienta quede de pesca y tenga que ser abandonada. Cada fuente radioactiva de la herramienta y sus procedimientos de seguridad son discutidos en los paquetes de herramientas nucleares.

Químicas

Las fuentes químicas de neutrones todavía son usadas en aplicaciones donde las fuerzas menores de los neutrones son suficientes. El diagrama "Fuente Química de Neutrón" muestra una fuente de americio241 berilio (Am241Be). Esta fuente es usada en las herramientas CNT y HGNS. Am-241 es el emisor alfa. Cuando las partículas se relacionan con el berilio, los neutrones son producidos. El nivel de emisión de energía de esta fuente varía desde 1 a 10 MeV, con un pico de entre 4 y 5 MeV.

Minitrón

Un minitrón es un acelerador electrónico de neutrones. Los neutrones son producidos al "pulsar" el acelerador de neutrón. Un minitrón emite ocho veces la cantidad de neutrones con el triple de energía que una fuente convencional . El minitrón visto en el diagrama del "Minitrón Básico" es un tubo de cerámica que contiene tritio y deuterio a baja presión. Este dispositivo crea neutrones a una energía de 14 MeV acelerando los iones de deuterio en el blanco de tritio.

La gran población de neutrones hace a la detección de neutrón epitérmica mas precisa al aumentar las estadísticas. Además, los minitrones son usados para aplicaciones donde los rayos gamma son medidos desde interacciones de esparcimiento de neutrones inelásticos de gran energía.

Se deben conocer algunos procedimientos de seguridad a tratar con minitrones. A causa de su gran energía, nunca enciendan el minitrón en la superficie a menos que la herramienta se encuentre en el tanque de prueba.

Una herramienta de minitrón debe estar por lo menos a 200 pies debajo de la superficie

antes de ser encendida. Cuando se retira del pozo, se debe apagar la herramienta a la misma profundidad.



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Detección

Dependiendo de la aplicación, la detección en el perfilaje de neutrón puede ser dividida en dos categorías:

detección de neutrones de poca energía y la detección de rayos gamma resultantes de las interacciones de neutrones.

Detección de Neutrones

Hoy en día, las herramientas de porosidad de neutrones usan detectores de helio3. Dependiendo de la salida de y la aplicación, los detectores de helio pueden ser programados para una detección térmica o epitérmica. La ventaja de usar detectores de helio sobre los detectores de rayos gamma consiste en que no hay confusión al determinar donde se originó el rayo gamma. Los detectores de helio son insensibles a los rayos gamma.

Los detectores térmicos y epitérmicos son nombrados por los niveles de energía de los neutrones que detectan. Un detector epitérmico cuenta los neutrones con energías desde un décimo de eV hasta aproximadamente 10 eV. Un detector térmico cuenta los neutrones con energías de 0.025 eV. La única diferencia entre un detector térmico y epitérmico es que el detector epitérmico tiene una cobertura de cadmio a su alrededor. El cadmio permite a los neutrones epitérmicos pasar prácticamente ilesos. Pero el cadmio es un buen absorbente de neutrones térmicos.

Durante el perfilaje de neutrones, el numero de neutrones térmicos en la formación es de alrededor de 10 veces mayor que el numero de neutrones epitérmicos. Esto otorga a los detectores de neutrones térmicos ritmos de conteo y mejores estadísticas que los detectores epitérmicos. Sin embargo, los elementos en la formación tales como el cloro o indicios de boro pueden capturar neutrones térmicos, bajando el ritmo de conteo térmico y causando una lectura de porosidad inflada. Los neutrones epitérmicos, por otro lado, no serán capturados por el cloro o el boro, así una sonda de porosidad epitérmica muestra una mejor lectura. El reto en la detección de neutrones de porosidad epitérmica ha sido desarrollar una fuente que produzca un gran numero de neutrones de alta energía para asegurar ritmos de conteo estadísticamente significativos.

Detección de Rayos Gamma

Los detectores de scintillation de rayos gamma son usados en las herramientas de neutrones para detectar los rayos gamma resultantes de las interacciones de neutrones. La ventaja de hacer esto consiste en que el espectro de la energía de los rayos gamma puede ser examinada. Esto se debe a que la salida de la señal del detector de scintillation es proporcional a la energía del rayo gamma incidente. A causa de las limitaciones en el rendimiento asociado con los detectores de helio, el detector de neutrones todavía es usado como un cronometro.

Examinando el espectro de rayos gamma permite la identificación de varios minerales hallados en las formaciones de campos petrolíferos, tales como el cloro, oxígeno, carbono, etc.



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Examinando el Espectro

Como fue previamente afirmado, la señal de salida del detector de scintillation de rayos gamma es proporcional a la energía del rayo gamma incidente. Cuando esta salida sea ploteada sobre un período de tiempo determinado, un espectro de rayos gamma se genera.

Los rayos gamma emitidos del

núcleo de formación tienen energías específicas y bien definidas. Cada elemento (isótopo) tiene un set característico de rayos gamma (una firma) que son emitidos durante una interacción de neutrones. Un ejemplo es visto debajo en el diagrama de "Standards Inelásticos". En este ejemplo, las firmas han sido ploteadas para los rayos gamma emitidos luego que un neutrón atraviese el esparcimiento inelástico con el elemento específico.

El diagrama de la derecha, muestra un espectro de rayos gamma inelásticos. Aquí, el espectro es procesado y ciertas características coinciden con las firmas. Los elementos específicos previstos en la formación son entrados en este ejemplo de procesamiento. El procesamiento luego despliega cada contribución de los elementos en el espectro en la forma de una fracción relativa. La fracción relativa que cada elemento contribuye es conocido como su producto elemental. La suma de estas fracciones relativas para cada espectro es igual a uno (por ej., la suma de los seis productos elementales será igual a uno).

Si se mira atentamente al espectro inelástico, se podrá ver la correlación entre muchas de las firmas del espectro para silicio, oxígeno y carbono.

En este examen del espectro de rayos gamma, es importante notar que la firma de los elementos usados son únicos en los rayos gamma producidos durante el esparcimiento inelástico de neutrones. Las firmas de otras interacciones de rayos gamma producidas de interacciones de neutrones, tales como los rayos gamma de absorpción de neutrones, son distintas de las muestras vistas aquí. El examen de este espectro es también hecho y usado para identificar los elementos adicionales.

Los análisis espectrales ayudan a determinar la composición atómica de la formación y los fluidos de formación. Esto resulta en la técnica de medición como el perfilaje de carbono/oxígeno (C/O). Aquí, la proporción del oxígeno y carbono es medida dentro de los



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fluidos de formación que brinda una respuesta a la saturación de agua e hidrocarburo. La determinación de la proporción de otros elementos ayuda en la interpretación de litología, porosidad, y salinidad aparente de agua.

Aplicaciones

Este tema describe que herramientas de neutrones son diseñadas para medir, y discute el medio operacional para las herramientas de perfilaje de neutrones.

Análisis de porosidad - En formaciones limpias que tienen poros llenos de agua o petróleo, la medición de neutrón pude ser usada para derivar la porosidad rellena de liquido. Esto es realizado usando el concepto de índice de hidrogeno.

Detección de gas - Las zonas gasíferas pueden ser identificadas comparando el perfil de

porosidad de neutrones con otro perfil de porosidad, como un perfil de densidad.

Pozo y salinidad de formación - La salinidad de la formación y el pozo pueden ser previstos midiendo la habilidad de un mineral de absorber los neutrones térmicos (sigma). Sigma es usada para diferenciar entre hidrocarburos y agua salada en la formación.

Elemento específico e identificación mineral - El espectro de rayos gamma (registrado por

un detector de scintillation) es comparado con firmas de los elementos mas comunes de la naturaleza. El numero de rayos gamma atribuidos a cada uno estos elementos resulta en un porcentaje del espectro total de rayos gamma. Estos productos elementales son usados para predecir las cantidades de carbono, oxígeno, silicona, calcio, sulfuro, hierro, hidrogeno, y cloro en la formación.

Saturación de Hidrocarbonos - La saturación de hidrocarbono puede ser prevista

directamente determinando la cantidad de carbono y oxígeno en la formación. Esto se logra clasificando la cantidad de carbono y oxígeno fuera del espectro de rayos gamma.

Monitoreo de Reservorio - La vida de un pozo puede ser monitoreada registrando los

pases múltiples con una herramienta de saturación de hidrocarbono o una herramienta de medición de salinidad. Este perfil luego puede ser usado para observar la reducción de hidrocarburos y la invasión del agua. (Por ejemplo: Monitoreo de Reservorios)

Perfilaje de Flujo de Agua - Al activar el oxígeno en el agua, el flujo del agua puede ser

determinado dentro y fuera de la cañería.

El medio operacional para las herramientas de perfilaje de neutrones varía de herramienta a herramienta, pero se pueden realizar unas pocas generalidades. Todas las herramientas de neutrones trabajan en pozo abierto y pozo entubado. De hecho, una de las virtudes de muchas herramientas de perfilaje de neutrones es la habilidad de evaluar la formación a través del casing. Las herramientas de neutrón que son diseñadas para medir la porosidad contando los neutrones térmicos no funcionarán en un pozo lleno de aire (pozo abierto o entubado). Pero es posible para las herramientas que miden la porosidad contando los neutrones epitérmicos



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trabajar en un pozo aireado. El medio específico de perfilaje para cada herramienta es discutido en la pagina de entrenamiento de cada herramienta.

Sumario

Este sumario repasa uno de los puntos mas importantes discutidos en este tema. Se propone ayudarlo a repasar la información presentada. En este tema hemos discutido:

• Las cuatro interacciones de neutrones usadas en el perfilaje. • La teoría de la medición del índice de hidrogeno y la sección de captura (sigma) • Las ventajas y desventajas de las fuentes químicas y eléctricas. • Las partes fundamentales de un detector proporcional de helio y un detector de

scintillation. • Como examinando el espectro de energía de los rayos gamma que son producidos de las

interacciones de neutrones pueden ser usadas para identificar elementos.



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HERRAMIENTAS DE RESISTIVIDAD, POROSIDAD y PERMEABILIDAD

DSI "Dipole Shear Sonic Imager"

Introducción

La herramienta DSI combina la nueva tecnología con lo último en desarrollo monopolar en un solo sistema, brindando el mejor método disponible para la obtención de ondas sónicas de compresión, corte "Shear" y "Stonely".

La tecnología dipolar permite que las mediciones de corte sean realizadas en roca "blanda" así también como en formaciones de roca "dura". Al ser limitadas por la física de pozo, las herramientas monopolares pueden detectar solo velocidades de corte que sean mas rápidas que la velocidad del fluido en el pozo, o en rocas duras. Las herramientas dipolares sobrepasan esta barrera de velocidad de fluido.

La herramienta DSI es una herramienta multireceptora con un array lineal de ocho

estaciones receptoras, un transmisor monopolar y dos transmisores dipolares. El array receptor provee mas testigos espaciales del campo de ondas para un análisis de ondas completo. La distribución de los transmisores y receptores permiten una medición de los componentes de ondas que se propagan cada vez mas adentro de la formación. Las mejoras recientes han aumentado significativamente el valor de los servicios: Las nuevas y rápidas herramientas así también como las técnicas de reducción de

datos permitieron duplicar la velocidad de perfilaje. Un regulador de energía "switchable" ha permitido una reducción de un tercio en

necesidades de energía, resultando en una combinabilidad mas amplia con otras herramientas.

La ingeniería adicional ha mejorado la calidad de adquisición y eficiencia.

Un nuevo transmisor de baja frecuencia mejora la relación señal-ruido y permite el

perfilaje exitoso de formaciones de velocidad extremadamente bajas y pozos derrumbados.

Los nuevos productos de respuesta utilizan la onda Stoneley para evaluar las

fracturas e indicar la permeabilidad.

Además de las nuevas particularidades dipolares, la adquisición de la velocidad de ondas Stoneley utiliza un pulso de energía de baja frecuencia para realizar mediciones de alta calidad. La permeabilidad derivada de Stoneley es útil para evaluar las fracturas e investigar a fondo la formación.



NESTOR VITULLI 111

Una nueva técnica para detectar la llegada de ondas compresionales – detección digital de primera moción (DFMD) – provee mediciones que son compatibles con perfiles sónicos de versiones anteriores, además de un sónico compresional de 6 pulgadas.

Al procesar con MAXIS se expone una onda completa y sus características de componentes. Su procesador de array de alta velocidad usa el método de coherencia de lentitud de tiempo (STC) para determinar la compresión y los valores de corte y Stoneley. Una elección de filtros permite la utilización de una gama de optima frecuencia dentro del modo. El proceso provee los tiempos de transito aún en condiciones de pozo dificultosas. Los valores resultantes son parámetros de entrada para las evaluaciones de las propiedades mecánicas, evaluación de formación y aplicaciones sísmicas.

La herramienta DSI puede combinarse con otros servicios, y provee ahorros en tiempo de

equipo de perforación y provée perfiles sónicos compatibles con otras carreras previas en pozo abierto o entubado.

Propagación de ondas

Dos tipos de ondas viajan en las rocas: Ondas compresionales y Ondas de corte. Las ondas compresionales, u ondas P,

son ondas de compresión y expansión de rocas. Son creadas cuando una roca es comprimida, como por ejemplo cuando es golpeada por un martillo. Con las ondas compresionales, las pequeñas vibraciones ocurren en la misma dirección que la recorrida por la onda.

Las ondas de corte, u ondas S, son ondas de acción ondulada como cuando se golpea una columna desde un costado. En este caso, el movimiento de la roca es perpendicular a la dirección de la propagación de la onda.

Las propiedades mecánicas de la roca,

la cual puede ser caracterizada por la densidad de la roca y las constantes elásticas dinámicas, controlan las velocidades en que estas ondas viajan.

En las rocas saturadas de fluidos, estas propiedades dependen en la cantidad y tipo del

fluido presente, la composición y tamaño de los granos de arena y el grado de cementación de las mismas.

Las rocas blandas exhiben una dureza elástica. Como resultado, las ondas de sonido

viajan mas lento en rocas blandas que en las duras.



NESTOR VITULLI 112

Herramientas sónicas convencionales

En las herramientas sónicas

monopolares, una fuente de presión omnidireccional crea un pulso de onda compresional en el fluido del pozo, el cual se propaga en la formación.

A medida que este pulso entra en

la formación, crea un pequeño bombeo alrededor de la pared del pozo (Fig. 2 arriba). Esto a su vez altera ambas ondas compresional y de corte en la formación.

A medida que se propagan en la

formación, crean ondas de cabeza en el fluido del pozo. Son estas ondas compresionales y de corte las detectadas por los receptores (Fig 2 abajo). Figura 2. La propagación de ondas en la formación dura con la fuente monopolar (arriba); las ondas sonicas típicas registradas por la herramienta monopolar en formaciones duras (abajo).

Figura 2

Figura 3 La foto del cálculo exponiendo los campos elásticos en un pozo y las formaciones

que los rodean (fuente monopolar).

Este fenómeno es ilustrado en la figura 3, una foto

exponiendo los campos elásticos en el pozo y la formación que los rodean. El eje izquierdo es el eje de pozo, y las escalas izquierdas y de abajo son en realidad las distancias axial y radial en metros.

Las ondas de cabeza son creados solo cuando las

ondas de formación que se propagan en el pozo viajan mas rápido que las ondas creadas en el fluido. Las ondas compresionales de formación son siempre mas veloces que las ondas de fluido, pero esto no es el caso para las ondas de corte. En formaciones lentas, y pobremente consolidadas, la velocidad de corte es menor que la velocidad del fluido, previniendo la medición de ondas de corte. Este se ve ilustrado en la parte superior de la Fig. 4, donde la onda del cuerpo compresional así también como su onda de cabeza existe en el pozo; el disturbio de la onda de corte se encuentra en la pared del pozo, para no crear una onda de cabeza. Los modos compresionales y de fluido son la única información que lleva la onda (figura 4 abajo).



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Figura 4. La propagación de ondas de

sonido en formaciones blandas con la fuente monopolar (arriba); ondas sonicas típicas registradas por una herramienta monopolar en formaciones blandas (abajo).

Detrás de las ondas de cabeza se

encuentran las mas complicadas ondas de pozo y la onda Stoneley. Las ondas guiadas de pozo provienen de los reflejos de las ondas de fuente reverberando en el pozo. La onda Stoneley, una onda de tipo de superficie guiada por el pozo, viaja mas lento que las ondas de fluido. Ambas son dispersas, esto es, sus velocidades son una función de la frecuencia.

La figura 5 es una foto desde un cálculo de diferencias finitas que expone los campos excitados por la fuente monopolar en la formación lenta.

De arriba para abajo, la ilustración muestra:

La onda de formación viaja a lo largo del pozo,

arrastrando su onda refractada en liquido, así también como la onda sólida refractada (un disturbio de corte).

Mas abajo en el pozo los modos de fluido están

presentes, generando disturbios de corte en la formación (la onda de fluido).

Ocurre una significante diferencia entre las

formaciones lentas y rápidas en el campo de ondas de corte; no aparece un cuerpo de corte ni ondas de cabeza. La onda de corte ha sido dirigida hacia afuera, lejos del pozo.

El modo Stoneley aparece claramente como la

onda de superficie.



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Herramientas sónicas dipolares

Una herramienta dipolar utiliza una fuente direccional y receptores. La fuente dipolar se comporta como un pistón, creando un aumento de presión de un lado del pozo y una disminución del otro.

Esto causa una pequeña flexión de la pared del pozo, como se ve ilustrado en la Fig. 6, que altera directamente las ondas compresionales y de corte en la formación. La propagación de esta onda de flexión es correlativa con el pozo, donde el desplazamiento se encuentra en los ángulos derechos de los ejes del pozo y en línea con el traductor. La fuente opera a baja frecuencia, normalmente por debajo de 4 kHz, donde la alteración de estas ondas es optima.

Figura 6: Operación del transductor DSI.

Figura 7: Propagación de ondas sónicas en formaciones

lentas con una fuente dipolar.

Una nueva opción provee una fuente de

baja frecuencia operando por debajo de 1kHz. Con una mejora de 20 dB en la relación señal-ruido, esta fuente brinda optimos resultados en pozos extremadamente grandes y en formaciones lentas. Además, la profundidad de investigación es mayor.

Las ondas compresionales y de corte se

proyectan directamente en la formación. Sin embargo existe una propagación adicional de ondas de corte/flexurales en el pozo. Esto crea un disturbio de presión de tipo dipolar en el fluido del pozo. Es este disturbio de presión el detectado por los receptores direccionales. La onda de corte/flexural, iniciada por la acción de flexión del pozo, es dispersa.

A bajas frecuencias viaja a la misma

velocidad que la onda de corte; a frecuencias mas altas viaja mas lento.

A diferencia de las herramientas monopolares, la herramienta dipolar puede registrar

una onda de corte/flexural aún en formaciones lentas



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En formaciones lentas (fig. 7), la onda de corte/flexural es corta en duración y concentrada en bajas frecuencias. Además de la onda de corte/flexural, existe una presencia compresional de alta frecuencia en le comienzo de la onda. En este típico ejemplo sintético de formación, hay una onda de flexión de la cual la lentitud de corte es inferida.

La Fig. 8 es una toma de un cálculo de

diferencia finita donde una fuente dipolar altera el pozo y las formaciones lentas que le rodean. Las cualidades principales son la onda de cuerpo compresional, la onda de cuerpo de corte y el modo de flexión del pozo.

El modo de flexión o flexural es la superposición de lóbulos del disturbio compresional y de corte en la formación y de presión en el fluido del pozo, todo localizado cerca de la pared del pozo. El borde superior del modo de flexión coincide con la onda de corte. Su velocidad aparente en la pozo es aquella del corte de formación. El borde inferior contiene componentes de alta frecuencia y viaja mas lento, y el modo se dispersa gradualmente de manera axial.

Figura 8: Display realizado mediante diferencias finitas de los campos elasticos cerca de la pared del pozo en una formación lenta (con fuente dipolar).

Se han observado diferencias entre lentitud de corte de los transmisores monopalares y dipolares en la misma formación.

Estos son de esperarse y se atribuyen a efectos ambientales tales como distintas

profundidades de investigación, anisotropía, resoluciones verticales distintas y dispersión monopolar.

Descripción y especificaciones de la herramienta

La herramienta DSI combina telemetría de alta velocidad con digitalización de 12 bit de un array de ocho receptores. La sonda incorpora transmisores monopolares y dipolares cruzados con un array de ocho estaciones de hidrófonos electrónicamente configurables para la recepción monopolar y dipolar. La unidad MAXIS adquiere y procesa estos datos.



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La herramienta DSI se puede combinar con la mayoría de las herramientas. La Figura 9 muestra la combinabilidad de la herramienta y el esquema de la configuración de la herramienta. Los componentes son descriptos en los siguientes párrafos. Las especificaciones son enumeradas en la Tabla 1.

Figura 9. Herramienta DSI

Sección del Transmisor

La sección del transmisor contiene tres elementos transmisores: un transductor de cerámica omnidireccional y dos transductores dipolares unidireccionales orientados perpendicularmente hacia cada uno. Los transductores de banda ancha son preferibles en vez de aquellos con una fuente de una sola banda a causa de que permiten el examen del espectro de frecuencia sin problemas de coincidencia en sus frecuencias resonantes y no son sujetos a una salida reducida a causa del envejecimiento.

Un pulso de baja frecuencia conduce a cada

transductor monopolar para la generación de onda "Stoneley", y un pulso de alta frecuencia para las mediciones compresionales y de corte.

Un pulso de baja frecuencia conduce a cada

transductor dipolar para la creación de ondas de corte.

Tabla 1: Especificaciones de herramienta DSI

Una nueva opción de baja frecuencia provee la alteración por debajo de 1 kHz para pozos extremadamente grandes y para formaciones lentas.

Unión de aislamiento

La unión de aislamiento es un filtro mecánico que impide a las señales de transmisión subir por la herramienta.



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Sección receptora

La sección receptora contiene ocho estaciones receptoras con una separación de 6" (y un span de 3.5 ft). Cada estación contiene dos pares de hidrofonos: uno orientado en línea con el transmisor dipolar superior y el otro en línea con el transmisor dipolar inferior. Las salidas para cada par son diferenciadas para la recepción dipolar y sumada para la recepción monopolar. Los receptores son calibrados durante su manufactura.

Cartucho de adquisición

El cartucho de adquisición contiene el circuito para lograr un control automático de ganancia, digitalizar ocho ondas simultáneamente, apilar estas ondas de mas de un disparo y luego transmitir las señales pozo arriba. Estas son para la detección de "compressional first-motion" y permiten la derivación del decaimiento compresional en una manera similar al esquema de detección del umbral analógico usado en herramientas sonicas convencionales.

Velocidad de perfilaje

La nueva y rápida herramienta (FTB) ha duplicado la velocidad de perfilaje a 3600 ft/hr en una sola adquisición de modo simple. Cuando ha herramienta es operada en la adquisición de multimodo mas común, la velocidad de perfilaje es comparable a aquella de las herramientas de porosidad nuclear, resultando en una combinación de dispositivos de multiporosidad.

Consumo de energía

El software de administración de energía hace al regulador de carga regulable, mejorando la combinabilidad. Esta particularidad es significante en pozos profundos o dificultosos.

Profundidad de investigación

Las profundidades de investigación para los dispositivos sónicos dependen del tipo de formación, del decaimiento compresional o de corte, del espacio del transmisor al receptor, de la longitud de la onda considerada y de si es una onda de cabeza u onda guiada, y de la frecuencia de la fuente y tipos de señal.

La frecuencia determina la longitud de la onda que conduce la profundidad de investigación de la medición.

Las longitudes sonicas típicas en distintas frecuencias y el decaimiento se ven en la Tabla 2. La frecuencia baja penetra mas profundo en la formación y mejora la lectura más allá de las zonas alteradas.

Efectos "Eccentering"



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Las simulaciones numéricas verificadas por las mediciones de las modelos a escala muestran que cuando el "eccentering" es pequeño comparado al radio del pozo, existe poco cambio en el carácter de las ondas dipolares o en los valores de decaimiento STC. Con un "eccentering" mayor, o en el orden de 2" o 4" en un pozo de 12", se incrementa la amplitud de onda flexible relativa a la compresional. Para la herramienta DSI, la variación en el decaimiento de corte se estima en +-2 % sobre el decaimiento normal.

Modos de herramientas operacionales

La herramienta DSI tiene varios modos operacionales de adquisición, de los cuales cualquiera puede ser combinado para adquirir ondas digitalizadas sobre cada intervalo de perfilaje de 6". Para las ondas, ocho canales son digitalizados simultáneamente con una amplitud dinámica de 12 bit.

Modos dipolares superiores e inferiores

Ocho ondas dipolares provenientes de los disparos de cualquiera de los transmisores

dipoalres (40 μ seg. por testigo, 512 testigos / forma de ondas).

Modo dipolar cruzado

Una adquisición standard de 32 ondas, en línea o cruzadas de los dos transmisores.

Modo "Stoneley"

Ocho ondas monopolares de los disparos del transmisor monopolar conducido con un pulso de baja frecuencia (40 � seg. por testigo, 512 testigos / onda).

Modo P y S

Ocho ondas monopolares de los disparos del transmisor monopolar conducido con un

pulso de alta frecuencia (10 � seg. por testigo, 512 testigos / onda).

Modo "First-motion"

Ocho juegos de datos de umbral cruzado monopolares de los disparos del transmisor monopolar conducido con pulso de alta frecuencia (primariamente para las aplicaciones de primer arribo).

Procesamiento de ondas

La onda adquirida y los datos de umbral cruzado son procesadas para extraer el decaimiento de las varias ondas. Las ondas digitalizadas del dipolo, "Stoneley", y los modos P y S son procesados con la técnica STC. Los cruzamientos de umbral del modo "first-motion" son procesados con detección "first-motion".



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Procesamiento decaimiento-tiempo-coherencia

El procesamiento STC, una técnica de análisis de ondas, apunta a hallar todas las ondas en propagación en la onda opuesta. El procesamiento STC adopta un algoritmo de semblanza, similar a aquel usado en las aplicaciones sísmicas para la detección de arribos que son coherentes a lo largo de los receptores de array, y estima su decaimiento. El algoritmo STC básico es directo. Como se ve ilustrado en la Fig. 10, una ventana de tiempo predeterminado es desplazada a lo largo de las ondas en pequeños pasos a través de tiempos de arribo. Para cada posición de tiempo, la posición de la ventana es movida linealmente en el tiempo, a lo largo del array de las ondas receptoras. Comienza con una movida correspondiente a la onda más veloz y se traslada a la onda más lenta.

Figura 10

Para cada movida, una función de coherencia es computada para medir la similitud de las

ondas dentro de la ventana. Cuando el tiempo de la ventana y la movida corresponden al tiempo de arribo y al decaimiento de un componente en particular, las ondas dentro de la ventana son casi idénticas, dando lugar a un alto valor de coherencia.

Figura 11

De esta manera, el juego de ondas del array es examinado sobre una gama de tiempos de arribo y decaimiento para los componentes de ondas.

El procesamiento de STC produce

plots de contorno como se puede ver en el lado izquierdo de la Figura 11. Las regiones de gran coherencia corresponden a arribos particulares en las ondas. El decaimiento y el tiempo de arribo a cada pico de coherencia son comparados con las características de propagación esperadas de los arribos. Las mejor concordancias con estas características son retenidas.

Al clasificar estos arribos de esta manera produce un perfil continuo de decaimiento de

componentes de ondas contra la profundidad, como se ve en el lado derecho de la Fig. 11. El perfil tiene una resolución vertical casi igual al largo del array de 3.5 ft.



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A menudo, las ondas dispersas exhiben picos múltiples a lo largo del espectro de frecuencia. Los parámetros inflexible de procesamiento pueden terminar en resultados de baja calidad a causa de fallas de datos fuera de la ventana de procesamiento. Al expandir los limites del procesamiento de STC, las arribos tardíos pueden ser medidos en formaciones decaídas o alteradas a través de filtros que crean una ventana de baja frecuencia (Fig. 12).

Figura 12 Aquí, la ventana de baja frecuencia (0.5 a 1.5 kHz) es comparada con la ventana de alta frecuencia (1.0 a 2.0 kHz) para un plano típico de decaimiento-tiempo-coherencia. La ventana de alta frecuencia exhibe dos picos distintos. Solo el pico más veloz es de interés, el más decaído es afectado por la zona alterada. A su vez, la ventana de baja frecuencia exhibe un pico de alta calidad que no es afectado por la zona alterada.

Figura 13

La coherencia de cada arribo sirve como un indicador de calidad de perfil, los valores más altos implican una mejorada repetición de medición. La proyección de la máxima de contorno de coherencia en contra del eje de decaimiento del plano de STC también provee una excelente calidad en gráficos de perfiles (Fig. 13). Esta muestra es hecha a escala con el decaimiento a lo largo del track, con la máxima coherencia en el decaimiento indicado por el gradación de color (en este ejemplo el rojo indica el valor más coherente).

El proceso consiste en actuar propiamente cuando la curva del perfil coincide con las coherencias mayores. Se incluye en el primer track de este perfil de DSI el rayo gamma, caliper, y la relación Poisson como computada de los resultados compresionales y de corte. El track 2 contiene las curvas compresionales y de corte de los procesos de STC. Las curvas indicadoras de calidad de coherencia para compresional y de corte son también presentadas (sombreadas para coherencia de ondas bajas).



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Procesamiento de ondas dipolares

Cuando se procesan las ondas dipolares, uno de los picos de coherencia corresponderá al modo flexible disperso. El decaimiento de este pico es siempre mayor (lento) que el decaimiento de corte. En formaciones rápidas un filtro de baja frecuencia produce un pico de coherencia cercano al decaimiento de corte. En formaciones lentas el corte de formación debe ser estimado de los datos flexibles.

Figura 14: Decaimiento predispuesto causado por la dispersión de ondas flexibles.

Como se ve en la Fig. 14, el decaimiento tiende a corresponder a aquel del componente de

mayor amplitud. A pesar de que la naturaleza de baja frecuencia de la fuente tiende a minimizar la dispersión, alguna correlación es necesaria para obtener el verdadero valor de señal de corte de la formación. Una correlación precomputada, derivada usando datos generados del modelado numérico, es incluida en el proceso para corregir la tendencia causada por la dispersión de ondas. La cantidad de corrección depende de la señal de respuesta acústica de la fuente, las características de filtro STC, el tamaño del pozo y el decaimiento de corte. Esta corrección es pequeña para las formaciones rápidas y promedia un 5% en formaciones lentas.

Compensación de pozo

La compensación de pozo es lograda procesando el array receptor (derivado de una posición de herramienta) y las ondas de array pseudo transmisoras (derivadas de varias posiciones de herramienta) y promediando el resultado.

Esta técnica, ilustrada en la Fig. 15, es lograda usando P monopolar y resultados de modo S. No hay base teórica para la compensación de pozo del modo "Stoneley" o para el modo dipolar.

Figura 15: Compensación de pozo con procesamiento STC

Una nueva técnica, llamada Multishot STC (MSTC), ilustrada en la Fig. 16, promedia la coherencia en varios sub-arrays de cinco receptores cubriendo el intervalo para medir con múltiples posiciones de transmisión en el pozo.



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Figura 16: Compensación de pozo con procesamiento MSTC.

De esta manera, la resolución es controlada por el largo del sub-array, pero una buena relación señal ruido es preservada.

Un efecto de compensación

de pozo puede ser logrado promediando los resultados de modo receptor y transmisor con resolución vertical un poco mejor que 2 ft.

El ejemplo compara los

procesamientos STC y MSTC para los modos compresionales (DTCO) y de corte (DTSM) y la relación Vp/Vs.

El enfoque mas directo del procesamiento MSTC es aparente.

Proceso de detección de "first-motion" digital

La computación DFMD usa tiempos de umbral de amplitud derivados en el cartucho para cada onda receptora. Estos tiempos de entre cruzados son entradas para una identificación de "first-motion" y algoritmo de rastreo.

Figura 17: Detección "first motion"

Este algoritmo selecciona de estos tiempos aquel en cada onda que corresponda a la "first-motion", y lo rastrea en la profundidad. Los tiempos de "first-motion" son luego entrados en un algoritmo para computar el decaimiento de primer arribo promediado sobre el array. Para cada "frame", la detección de "first-motion" escoge el primer juego de tiempos que mejor se adapte al array, como se ve ilustrado en la Fig. 17. A medida que el perfilaje comienza, el procesamiento DFMD depende de estas selecciones, pero a medida que se adquiere más datos, la lógica de rastreo toma el control.

Una adquisición exitosa demanda un control de calidad de pozo, el cuál es provisto por el software de interfase MAXIS. El decaimiento es la pendiente de la mejor "fit" para los datos de tiempo a lo largo del array. La resolución vertical de esta medición es aproximadamente igual al largo del array de 3.5 ft, haciendo de esta una buena compañera de las mediciones de STC.



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Resolución vertical de 6"

Usando DFMD y empleando varios pares receptores (Fig. 18), la medición del decaimiento compresional puede ser realizado con una resolución vertical de 6".

Figura 18

Aplicaciones

Las aplicaciones claves para la medición del DSI, además de los usos tradicionales para

datos compresionales, incluyen:

☺ Análisis de propiedad mecánica: Las aplicaciones incluyen estabilidad de pozo, estabilidad de perforación o análisis de arena, y la predicción de fractura hidráulica.

☺ Evaluación de formación: Las aplicaciones incluyen detección de gas, detección

de fractura natural y evaluación, e indicaciones cualitativas de permeabilidad.

☺ Interpretación geofísica: Las aplicaciones incluyen sismógrafos sintéticos, VSP y calibración de entradas a variaciones de amplitud con análisis fuera de set (AVO).

☺ Anisotropía de corte de formación: Al combinar la anisotropía con otras

entradas de petrofísicas, la ingeniería de reservorios puede revelar una conexión entre características del reservorio y flujos de fluidos.



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Análisis de Propiedades Mecánicas de la formación

Existen tres conceptos importantes en las aplicaciones de propiedades mecánicas: Resistencia de la roca, Stress de la tierra y los Mecanismos de falla de la roca.

Los tres conceptos

contribuyen en la explicación o predicción de cuando, donde, por que y como puede ocurrir una falla mecánica en la formación. Las mediciones de ondas del DSI son usadas para obtener información cuantitativa en módulos elásticos dinámicos Tabla 3: Propiedades elásticas dinámicas

Figura 19.

Estos módulos son críticos determinando la resistencia de la roca y estimando la magnitud del stress de la formación. Varios modelos de falla de roca son considerados cuando se evalúa la mecánica de la falla de roca. La Tabla 3 enumera algunos de los módulos elásticos que son computados directamente de las velocidades compresionales, de corte y de densidad de matriz.

Los módulos adicionales elásticos pueden ser computados con entradas de una evaluación petrofísica.

Estabilidad de pozo

La estabilidad de pozo estudia el problema de determinar una presión de barro usada para mantener un pozo estable durante las operaciones de perforación. Una presión excesivamente baja induce una falla de corte; una presión excesivamente alta induce una fractura hidráulica y perdida de circulación



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El problema es particularmente agudo en pozos desviados donde el marco de seguridad es reducido. La selección de intervalos con "casing", pesos de barro y parámetros de perforación pueden ser seleccionados de un perfil continuo de estabilidad de pozo (Fig. 19).

La Técnica de Computación de Análisis de Propiedades Mecánicas Integradas de Impacto usa decaimiento compresional y de corte DSI con la densidad de matriz para derivar la mecánica de la roca, estabilidad de pozo y análisis de tensiones de las rocas. En este ejemplo, visto con una escala vertical comprimida, el ingeniero uso un perfil continuo de límites de peso de barro como una guía para perforar eficientemente una zona inestable y altamente compleja.

Estabilidad de perforación

Una aplicación importante del análisis de las propiedades mecánicas es la identificación de zonas que puedan producir arena durante la producción.

El contraste entre arenas débiles y mas competentes es identificable (Fig. 20), y las predicciones cuantitativas de presión crítica pueden ser de ayuda al planificar un programa de completación.

La figura 21 es un ejemplo de un intervalo de arenas con gas. Las arenas son definidas por las bajas lecturas de rayos gamma.

Figura 20: Diagrama de Modelo de Arena

Figura 21

Las constantes elásticas son derivadas midiendo los tiempo de viaje compresionales de formación y de corte y son expuestas continuamente a través de series de arena y arenisca. Las mediciones de DSI son usadas con la tensión de sobrepeso y presión de poros para otorgar una imagen completa de las tensiones y de las constantes elásticas necesarias para el "sanding", la perforación y el análisis de estabilidad de pozo.

La figura 21 muestra un Perfil de Análisis de

Tensiones de Formación. El pozo fue completado sobre la zona de 7520 pies. El

valor de la máxima tensión horizontal en la zona es baja. La relación Poisson es también baja, indicando una arena limpia que, cuando se combina con la tensión horizontal máxima baja, es potencialmente relacionada con la arena. Otros pozos en esta locación y experiencia de campo indicaron problemas de producción de arena.



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Determinación de altura de fractura hidráulica

Una estimación precisa de la altura de la fractura hidráulica, es crítica en el diseño de estimulación. Además de la determinación de fractura hidráulica, la presión de la bomba, con los volúmenes de fluido de tratamiento necesarios para lograr los resultados deseados, también pueden ser determinados. El factor mas importante que limita el crecimiento vertical de fracturas hidráulicas se encuentra en las diferencias de tensión in-situ. Estas diferencias pueden ser estimadas de los módulos elásticos dinámicos computados de las ondas DSI.

Figura 22: Perfil FracHite. Cada color para las barras 1 a 5 y los pasos de presión 1 a

5 representan un incremento de 100 psi.

Esto combinado con un análisis petrofísico otorga una imagen de la distribución de tensión in-situ dentro y alrededor de las formaciones portadoras de hidrocarburos. Un ejemplo del perfil FracHite es presentado en la Fig. 22.

Figura 23:Ploteando Vp/Vs versus D tc ilustra las tendencias de litología con respecto a la porosidad y el tipo de litología. Los datos de pozo DSI de Malasia y el Mar del Norte son expuestos.

Evaluación de formación

En formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de muchos parámetros, pero principalmente de la matriz de la roca y de la porosidad distribuida. Una aplicación de datos de corte en la evaluación de formación es útil a la hora de identificar materiales de matriz y porosidad.

Litología y detección de gas

Desde la introducción de mediciones sónicas dipolares, la experiencia de perfilaje en formaciones blandas ha demostrado que Vp/Vs incrementa con una falta de consolidación de los sedimentos.



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Al plotear Vp/Vs versus Δ t, la cual es una función de la porosidad, el eje horizontal puede ser visto como un eje de porosidad. En tal plot (Fig. 23), el plot de caliza y dolomita como líneas horizontales, con la relación Vp/Vs constante a 1.86 y 1.80 respectivamente.

Las arenas secas o portadoras de

gas plotean en una línea horizontal con larelación Vp/Vs de aproximadamente 1.58, y las arenas saturadas de agua exponen una creciente relación Vp/Vs cuando la porosidad incrementa y cuando la compactación y la tensión efectiva decrecen.

El comportamiento observado en datos de campo pueden ser coincididos con la teoría Biot-Gassmann, asumiendo una relación empirica entre Δ t y porosidad, o lo que deviene a lo mismo entre el Módulo de Corte, G, y porosidad. Esto provee una tendencia promedio para calizas húmedas expuestas en el plot como la curva azul. Una tendencia similar, representada por la curva verde, pude ser observada para areniscas con una forma casi idéntica con valores mas altos de Vp/Vs. Los datos de pozo DSI de Malasia y el Mar del Norte son vistos en la Fig. 23. Los datos consisten de areniscas y están de acuerdo con la curva de arenisca propuesta

Figura 24

Malasia apunta hacia valores bajos de Vp/Vs a causa de unas finas capas portadoras de

gas. Las arenas del Mar del Norte concuerdan con la curva promedio de caliza mojada. Al plotear Vp/Vs versus Δ tc (Fig.24) se ilustra claramente como las mediciones de DSI facilitaron la detección de gas en el Mar del Norte. La saturación de gas incrementada para puntos cayendo en dirección sudeste en el plot cruzado. El efecto de gas en Δ tc fue insuficiente para cuantificar la saturación de gas; al plotear Δ tc versus la relación Vp/Vs, se reveló una excelente correlación.

En la figura 24: Ploteando Vp/Vs versus Δ tc se ilustra claramente como las mediciones de DSI facilitan la detección de gas en un pozo del Mar del Norte. La saturación de gas incrementa para los puntos que caen en dirección sudeste en el plot cruzado. El efecto del gas en Δ tc solo es insuficiente para cuantificar la saturación de gas; al plotear Δ tc versus la relación Vp/Vs, se revela una excelente correlación.

Evaluación de fractura

Existe una cantidad considerable de interés en el perfilaje de ondas "Stoneley" a causa de su potencial en materia de fracturas. Estas aplicaciones, donde la reflectividad de la onda



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"Stoneley" es usada para localizar fracturas permeables, requieren de ondas "Stoneley" de alta calidad disponibles de la herramienta DSI.

Cuando una onda "Stoneley" se encuentra con una fractura abierta que intercepta el pozo, parte de su energía es reflejada a causa de la gran acústica creada por la fractura. Básicamente, esta técnica procesa las ondas "Stoneley" para medir el coeficiente de reflexión (de la relación de la reflexión hasta energía incidente) y lo usa para determinar la abertura de la fractura.

La Figura 25 muestra el resultado de este proceso en un pozo perforado a través de roca sólida. De los datos registrados en otros pozos, las fracturas permeables son esperadas de 800 a 850 pies. El perfil muestra a una exposición de Densidad Variable de las ondas "Stoneley" del primer receptor junto con el coeficiente de reflejo computado. Varios reflejos son visibles en el perfil de Densidad Variable, ambos van cuesta abajo cuando la herramienta se encuentra por debajo del reflector y cuesta arriba cuando se encuentra por encima. Es asociado con cada reflexión su coeficiente de reflexión. El perfil muestra reflexiones significativas a 605, 781, 784, 807, 811, y 840 pies. El coeficiente de reflexión "Stoneley" indica que estas fracturas están abiertas, con valores mayores simbolizando mas fracturas permeables.

Figura 25

A la derecha perfil de evaluación de fractura usando reflexiones "Stoneley"

Un perfil MicroScanner de Formación confirmó la presencia de fracturas en las primeras y tres últimas profundidades (los reflejos a 781 y 784 pies fueron menos ciertos).

Indicaciones de permeabilidad

La onda "Stoneley" responde a varios factores incluyendo permeabilidad de matriz y fracturas abiertas. Puede ser visto como un pulso de presión, guiado por el pozo, creando movimiento de fluido en las zonas con permeabilidad efectiva. Este movimiento causa una reducción en el nivel de energía "Stoneley" y una disminución en la velocidad de la onda "Stoneley". La onda "Stoneley" es también afectada por el tamaño del pozo, así también como por las características de formación y herramienta. Con ondas "Stoneley" de alta calidad de la herramienta DSI, combinada con una grabación digital moderna, filtrado y técnicas de procesamiento, la energía "Stoneley" y la velocidad pueden ser computados para indicar las zonas permeables. La nueva excitación de baja frecuencia produce ondas "Stoneley" de alta calidad con una relación excelente de señal ruido.



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En el reservorio de carbonato visto en

la Fig. 27, los datos de onda "Stoneley" son usados para computar un índice de permeabilidad continua. Los análisis de testigos subsecuente confirmaron los resultados "Stoneley".

En reservorios de carbonato, la buena porosidad no es necesariamente indicativa de buena permeabilidad, a causa de "vugs" desconectados, rellenado de porosidad y porosidad "oomoldic". La Figura 26 muestra secciones de perfiles de pozo abierto en dos pozos incluyendo energía computada "Stoneley" y energía diferencial normalizada. El pozo expuesto en la parte superior delejemplo contiene una cantidad considerable de energía "Stoneley" perdida en las zonas porosas, indicando permeabilidad efectiva.

Figura 26 (der): Energía "Stoneley" en formaciones de alta permeabilidad (sombreado amarillo) y baja permeabilidad.

Figura 27

La energía "Stoneley" se mantiene alta a través de los intervalos porosos del pozo en la parte inferior del ejemplo, indicando baja permeabilidad. Figura 27.

En este ejemplo, los resultados de permeabilidad derivados de "Stoneley" son comparados con los resultados de permeabilidad de testigos. El decaimiento "Stoneley" y las amplitudes de la herramienta DSI fueron usados para computar un índice continuo de permeabilidad.



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Aplicaciones Geofísicas

Además de los usos tradicionales de los perfiles sónicos en geofísica, las mediciones DSI son útiles para muchas otras aplicaciones sísmicas, incluyendo correlaciones sísmicas de corte, sismógrafos sintéticos de corte, interpretación VSP y modelos usados para analizar datos de VSP. Las mediciones también proveen datos para distinguir anomalías de amplitud relacionadas con gas y son usadas como entradas para el análisis AVO.

Anomalías de amplitud relacionadas con gas

La relación Poisson, v, describe la cantidad por la cual un material crece en espesor en un eje cuando es comprimido el otro eje. Relaciona directamente la compresión de la roca con la dureza. Las mediciones precisas de las velocidades compresionales y de corte, con las relaciones computadas de Poisson, son útiles en la interpretación de las secciones sísmicas. Numéricamente, en términos de velocidades compresionales, vp, y de corte, vs, la relación Poisson es definida como:

La Figura 28 ilustra un sumario de los valores observados para la relación Poisson de

acuerdo a la roca y tipos de fluido poroso. La relación Poisson y vp/vs

muestran efectos similares. El gas en la formación causa

que la velocidad compresional decaiga. Las ondas de corte, sin embargo, son menos afectadas por el gas.

Existen cuatro variables

independientes en una interface de reflexión / refracción entre dos medios isotrópicos:

Figura 28 Sumario de los alcances observados en la relación Poisson.

la relación de velocidad de onda P entre los dos medios limítrofes

la relación de densidad entre los medios limítrofes

la relación Poisson en el medio superior

la relación Poisson en el medio inferior

Estas cuatro cantidades contienen una reflexión de onda plana y transmisión en una interface

sísmica.



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Tabla 4: Relaciones de Poisson.

Se pueden observar varias conclusiones a partir de las mediciones de la relación Poisson para las rocas sedimentarias (Tabla 4). Primero, sedimentos no consolidados, y saturados tienden a tener altas relaciones de Poisson (de 0.4 o más). Segundo, las relaciones de Poisson tienden a disminuir a medida que la porosidad decrece y los sedimentos se convierten mas consolidados. Tercero, las calizas saturadas y de alta porosidad tienden a contraer relaciones de Poisson de 0.3 hasta 0.4, y por último, las calizas saturadas de gas y de alta porosidad tienden a contraer muy bajas relaciones de Poisson. Los cálculos de las relaciones de Poisson de las mediciones compresionales y de corte de la herramienta DSI puede ayudar a los geofísicos a identificar anomalías de amplitud relacionadas con gas.

Variación de amplitud

Estudios y datos de campo han revelado que los reservorios rellenos de gas brindan una relación de Poisson, distinta a los reservorios rellenos de fluidos, o a las arcillas de su alrededor.

Figura 29.: muestra un compuesto de perfil de entrada para una zona

Esta diferencia puede crear una respuesta anómala de AVO en los datos sísmicos cuando se compara con los reservorios rellenos de fluido. El AVO puede ser descripto como un cambio de amplitud en una onda reflejada en un punto de sub- superficie común resultando de un cambio en el ángulo incidente. Las reflexiones del límite acústico son la función de las cuatro variables: velocidad compresional, velocidad de corte, densidad de formación y el ángulo de incidencia de la onda plana que impacta en el límite de la capa. Las amplitudes de reflexión de los datos sísmicos de la superficie pueden ser procesados en amplitud verdadera para mejorar los efectos AVO para el uso como un indicador de hidrocarburo potencial. Al usar los valores de velocidad compresional y de corte registrados con la herramienta DSI y los valores de densidad, un modelo AVO simple puede ser calculado. típica de gas a ser modelada de X680 a X710 pies.



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Perfil compuesto de corte de DSI y curvas de tiempo de transito compresional (track 3) y datos de densidad de matriz, son las entradas principales a los modelos AVO.

Las mediciones in-situ de la relación de Poisson por la herramienta DSI dentro y fuera de las rocas de reservorio permite la determinación en el pozo de la respuesta AVO. En la Fig. 30, la relación ha sido introducida en el perfil sobrepuesto en la computación ELAN. Los cambios importantes de impedancia corresponden a la porosidad o a los cambios de litología en la formación. La variación de amplitud con el ángulo de incidencia es visto en la derecha de la figura, y la gradiente de atributos AVO, interceptan (incidencia normal) y su producto es expuesto.

Los modelos como estos pueden ser comparados con las reflexiones sísmicas de superficie para evaluar las anomalías AVO registradas en el pozo. Estas validaciones permiten el uso de respuestas sísmicas AVO similares para identificar nuevos prospectos.

Sismogramas sintéticos de corte

Los sismogramas sintéticos construidos de datos de perfil sónicos han sido usados para cuantificar las relaciones tiempo a profundidad en sismogramas de superficie. La figura 31 muestra secciones de sismogramas sintéticos (Geogram) compresionales y de corte. Es aparente el "estiramiento" de reflectores en escala de tiempo de corte. Si esta escala fuera localmente comprimida para colocar los reflectores en profundidad con la exposición compresional, el plot Geogram de corte tendría un mayor poder de resolución. Los datos de corte son mucho mejor para observar de cerca los reflectores espaciados.

Figura 30. Una clara variación de amplitud puede ser observada a medida que el ángulo "offset" (incidencia) es variado de 0 a 38 grados. Las amplitudes han sido normalizadas a su primer trazo.



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Mediciones anisotrópicas de corte

Las propiedades físicas de la sub-superficie se asumen como isotrópicas, esto es, independientes de la dirección. Esta suposición es conveniente en teórica, pero no refleja la realidad. Los granos elongados depositados por el agua o por los vientos prevalecientes tienen una dirección preferencial en la capa del fondo, y las finas capas hacen que los parámetros en la dirección vertical difieran de aquellos en las direcciones horizontales. Los "microcracks" paralelos controlados por el campo de tensión regional induce otra dirección preferencial, la cual es anisotropía en vez de isotropía.

Hasta muy recientemente, la

anisotropía era generalmente ignorada, desde que sus efectos eran muy sutiles para verlos en los datos rutinarios. Una vez que sí se vio, sus efectos eran a veces vistos como tiempos de recorrido que eran demasiado veloces en una dirección, o líneas sísmicas no correspondientes en las intersecciones. Sin embargo, una adquisición mejorada y procesamiento, por ejemplo, en sísmicas de pozo, e interés creciente en locaciones geológicas complejas han llevado a los analistas de reservorios a reconsiderar la importancia de la anisotropía.

Figura 31. Comparación de sismogramas sintéticos de corte y compresionales.

Al combinar las mediciones de anisotropía con las entradas petrofísicas, la geología y la ingeniería de reservorios pueden revelar una conección entre las particularidades y los flujos de fluidos.

Dos tipos de anisotropía

Existen dos estilos de alineamientos en materiales de la tierra - horizontal y vertical - que dan paso a dos tipos de anisotropías. Dos modelos simplificados pero convenientes (Fig. 32) han sido creados para describir como las propiedades elásticas, tales como la velocidad o la dureza, varían en los dos tipos. En la horizontal mas simple, o caso de capas, las propiedades elásticas pueden variar verticalmente, como de capa en capa, pero no horizontalmente. Tal material es conocido como isotrópico transversal con un eje vertical de simetría TIV. Las ondas generalmente viajan mas rápido horizontalmente, a lo largo de las capas, que verticalmente.



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Figura 32: Geometrías simples que pueden ser consideradas con anisotropía elástica. El eje de simetría es un eje en el cual el material puede rotar sin cambiar la descripción de las propiedades del material.

Es importante detectar y cuantificar este tipo de anisotropía pora propósitos de correlación, tal como comparar perfiles sonicos en pozos verticales y desviados, y para monitoreo sísmico de superficie y de pozo, como así también en estudios de variación de amplitud con "offset".

El caso mas simple del segundo tipo de anisotropía

corresponde al material con debilidad vertical alineada tal como fracturas o fisuras, o con tensiones horizontales inigualables. Las propiedades elásticas varían en la dirección que cruza las fracturas pero no a lo largo de la planicie de la fractura. Tal material es conocido como isotrópico transversal con un eje horizontal de asimetría TIH. Las ondas que viajan a lo largo de la dirección de la fractura - pero dentro de la roca competente - generalmente viajan mas rápido que las ondas que cruzan las fracturas. Al identificar y medir este tipo de anisotropía nos brinda información acerca de la tensión de la roca y la densidad de fractura y orientación. Estos parámetros son importantes para diseñar trabajos de fractura hidráulica y para comprender la anisotropía de permeabilidad vertical y horizontal.

En casos mas complejos, tales como las capas "dipping", las rocas de capas fracturadas o rocas con sets múltiples de fracturas, pueden ser comprendidos en términos de superposición de los efectos de las anisotropías individuales.

En la escala de la corteza del árbol

Ambos tipos de anisotropía, TIV y TIH, son detectados con la herramienta DSI.

La evidencia mas común para la anisotropía TIV

proviene de distintas velocidades de ondas P medidas en pozos verticales y pozos altamente desviados o pozos horizontales en la misma formación, mas veloz horizontalmente que verticalmente.

Pero lo mismo puede decirse de las velocidades de ondas S (Fig.33). Por muchos años, siempre que aparecían discrepancias entre velocidades sónicas perfiladas en secciones verticales y desviadas, los analistas de perfiles buscaron explicaciones en fallas de herramienta o condiciones de perfilaje. Ahora que la anisotropía está mejor comprendida, las discrepancias pueden ser vistas como información petrofísica adicional.

Figura 33:



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Los perfiles sónicos de la figura 33 fueron tomados en un pozo desviado de 60° en el Mar del Norte. En arena isotrópica (arriba), el decaimiento de ondas de corte registrado en dos azimutales muestran los mismos valores (curvas negras y azules). En arenisca anisotrópica mas profunda (abajo), se registran dos decaimientos de corte. Las otras curvas indican decaimiento de ondas P, rayos gamma y el receptor relativo al plano vertical que contiene al pozo.

Los analistas de perfiles esperan anisotropía y buscan una correlación entre anisotropía

elástica y anisotropía de otras mediciones de perfiles, tales como la resistividad.

La fractura -, o tensión, induce anisotropía elástica la cual es detectada por perfiles sónicos a través de divisiones de ondas de corte. En una formación con anisotropía TIH, las ondas de corte generadas por transmisores de la herramienta DSI, wse dividen en polarizaciones lentas y rápidas (Fig. 34). Las ondas de corte rápidas arriban al array receptor antes que las ondas de corte lentas. La cantidad de energía de ondas de corte que arriban a los receptores varía con el "azimut" de la herramienta a medida que esta asciende por el pozo, rotando en su camino (Fig. 35).

La onda que se propaga en el pozo en este caso es

precisamente llamada onda flexural, pero se comporta como una onda de corte para los propósitos de este ejemplo.

Figura 34: Una división de ondas de corte en el pozo. Figura 34

La herramienta DSI Dipole Shear Sonic Imager registra ondas de corte lentas y rápidas. Los datos son analizados para la orientación y el grado de la anisotropía indicada por la cantidad de "birefringence".

Los cuatro componentes medidos en cada nivel, junto con la orientación de sonda de la herramienta GPIT (General Purpose Inclinometry Tool), pueden ser manipulados para simular los datos que hubieran sido adquiridos en la medición estacionaria. Estos datos pueden determinar las direcciones rápidas y lentas (Fig. 36). Incluida la diferencia de tiempo de recorrido, la información permite la identificación de la dirección de polarización de ondas de corte, la cual a su vez es la orientación de las fisuras alineadas, fracturas o la tensión horizontal máxima (Fig. 37).

Figura 35: Los cambios en los tiempos

de arribos de ondas de corte y la amplitud de arribo con azimuth dipolar cambiante en las capas del TIH anisotrópico. Figura 35

Los tiempos de arribo de ondas de corte, registrados cuando el receptor y el transmisor son alineados, llamado "inline", varían con la orientación de la herramienta (izquierda).



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Figura 36: Simulación de datos multiazimutales estacionarios de una medición de DSI. Las ondas computadas de componentes cruzados (derecha) e "inline" (izquierda) de cuatro trazos medidos (rojo). El "inline" máximo y las amplitudes de componentes cruzados mínimas (azul) indican una dirección de onda de corte rápida de 54° para este ejemplo.

Los "compases inset" muestran orientación del par de receptores DSI relativos a las fracturas. A 490 pies el receptor alineado con la dirección de fractura (azul) registra un arribo de corte rápido antes que el receptor orientado perpendicularmente a las fracturas (rojo) registra el lento. A 487 pies los receptores son desalineados, y los tiempos de arribo se encuentran entre rápidos y lentos. La amplitud de componente cruzado es la máxima. A 485 pies los tiempos de arribo se separan y la amplitud de componente cruzado decrece nuevamente. Un soporte absoluto o un receptor azimutal rojo (derecha) muestra que la herramienta ha rotado 90° en relación a su orientación a 490 pies.

Figura 37 vistos en exposiciones FMI

(Fullbore: Una comparación de la anisotropía de fractura con el azimutth de onda de corte y de las imágenes de pozo. Los perfiles de ondas de corte fueron procesados usando una rotación de cuatro componentes para extraer el azimuth y la cantidad de anisotropía indicada por la "birefringence" de las ondas de corte. La mínima en los componentes cruzados (track 1) indican anisotropía. Las ondas de corte rápidas (línea sólida) y lentas (línea punteada) aparecen en el track 2. La ventana de tiempo para los cálculos se ve en color rosa sombreada. La información azimutal aparece en el track 3, con dirección de corte rápida (curva negra), el azimuth de fractura hidráulica de los registros de inclinometría (barra azul) y los azimuth de fractura Formation MicroImager (cuadros coloreados).

La cantidad de "birefringence", aquí calculada con anisotropía, decaimiento de corte rápido (rojo) y anisotropía de porcentaje basada en tiempo (azul sólido).

Figura 37



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Resonancia Magnética Nuclear

A pesar de que los perfiles de pozos han avanzado a lo largo de unos 70 años, varias propiedades de reservorio no se miden en forma directa, en un perfil continuo. Dentro de estas se encuentran la productividad, la saturación de agua irreductible y la saturación de petróleo residual. Los perfiles de resonancia magnética nuclear prometen medir todo esto, pero es solo reciente que los desarrollos tecnológicos apoyados por estudios de sonidos dentro de la física muestran señales de llevar a cabo esta promesa.

Por mas de 70 años, la industria petrolera ha dependido de las herramientas de perfilaje para revelar las propiedades de los campos subterráneos. El arsenal de las mediciones de wireline ha crecido para permitir una comprensión sin precedentes de reservorios de hidrocarburos, pero los problemas persisten; un perfil continuo de permeabilidad sigue siendo difícil de conseguir, las zonas productivas no son descubiertas y el petróleo es abandonado en el campo. Una medición de resonancia magnética nuclear podría cambiar todo esto. Este articulo revela las físicas y la interpretación de las técnicas de resonancia magnética, y pone a prueba los ejemplos de campo donde el perfilaje de resonancia ha sido exitoso.

Conceptos básicos

La resonancia magnética nuclear se refiere a un principio físico - repuesta de núcleos a un campo magnético -. Muchos núcleos tienen un momento magnético; se comportan como imanes

giratorios. Estos núcleos magnéticos giratorios pueden interactuar con campos magnéticos aplicados externamente, produciendo señales mensurables.

Para la mayoría de los

elementos las señales detectadas son pequeñas. Sin embargo, el hidrógeno tiene un momento magnético relativamente grande y es abundante en agua tanto como en hidrocarbono en el espacio poroso de la roca. Al calibrar

las herramientas de perfilaje a la frecuencia de resonancia magnética del hidrogeno, la señal es maximizada y puede ser medida.

Las cantidades medidas son señales de amplitud y decaimiento. Las señales de amplitud de resonancia magnética nuclear son proporcionales al número de núcleos de hidrogeno y son calibradas para dar porosidad, libres de fuentes radioactivas y libres de los efectos de litología. Sin embargo, el decaimiento de la señal de resonancia durante cada medición, llamado el tiempo de relajación, genera conmoción dentro de la comunidad petrofísica.



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Los tiempos de relajación dependen de los tamaños porosos. Por ejemplo, los poros pequeños acortan los tiempos de relajación - los tiempos cortos correspondientes al campo arcilloso y al agua capilar -. Los grandes poros permiten largos tiempos de relajación y contienen muchos fluidos producibles. Por lo tanto la distribución de los tiempos de relajación es una medida de la distribución de los tamaños de los poros, un nuevo parámetro. Los tiempos de relajación y sus distribuciones pueden ser interpretados para brindar otros parámetros petrofísicos tales como la permeabilidad, la porosidad efectiva y la saturación de agua irreductible. Otras aplicaciones posibles incluyen curvas de presión capilar, identificación de hidrocarburos y una ayuda al estudio de fases.

Dos tiempos de relajación y sus distribuciones pueden ser medidos durante un experimento de resonancia magnética nuclear. Los instrumentos de laboratorio generalmente miden el tiempo de relajación longitudinal T1 y la distribución T1, mientras los instrumentos de pozo hacen las mediciones mas rápidas del tiempo de relajación transversal T2 y distribución T2. En este articulo T2 será el tiempo de relajación transversal.

Mediciones de resonancia magnética nuclear

Las mediciones de resonancia magnética consisten de una serie de manipulaciones de protones de hidrogeno en moléculas de fluido. Los protones tienen un momento magnético y se comportan como imanes en barra, para que sus orientaciones puedan ser controladas por campos magnéticos. También giran, lo cual hace que se comporten como giroscopios.

Una secuencia de medición comienza con un

alineamiento de protones seguido por una inclinación de giro, precesión, y repetidos desfasajes. La relajación transversal y la relajación longitudinal limitan cuanto puede durar una medición.

Una vez completados estos pasos, lo cual toma

unos segundos, puede repetirse la medición.

Aplicaciones de resonancia nuclear y ejemplos

La distribución T2 medida por la herramienta de resonancia magnética combinada CMR, descrita luego, sintetiza todas las mediciones de resonancia magnética y tiene varias aplicaciones petrofísicas:

la distribución T2 imita la distribución de tamaño de poro en roca

saturada por agua



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el área bajo la curva de distribución equivale a la porosidad de resonancia magnética

la permeabilidad es estimada mediante la media logaritmica T2 y la porosidad de resonancia magnética

los "cutoffs" derivados empíricamente separan la distribución T2 en

áreas equivalentes a la porosidad de fluido libre y a la porosidad de agua irreductible.

La aplicación e interpretación de mediciones de resonancia magnética dependen de una comprensión de la roca y de las propiedades que causan la relajación. Con esta fundación de los mecanismos de relajación, la interpretación de la distribución T2 es facil de entender

La distribución T2

En medios porosos, el tiempo de relajación T2 es proporcional al tamaño del poro. A cualquier profundidad del pozo la herramienta de resonancia magnética dá una muestra de la

roca que contiene una gama de tamaños de poros. El decaimiento observado del T2 es la suma de la señales T2 de los protones de hidrogeno, en muchos poros individuales, en relajación independiente. La distribución T2 muestra el volumen del fluido poroso asociado con cada valor de T2, y por lo tanto el volumen asociado con cada poro.

El procesamiento de señales es usado para transformar las señales de resonancia magnética en las distribuciones T2. El procesamiento de detalles se encuentra mas allá del fin de este articulo.

Alineamiento de protones - Los protones de

hidrogeno son alineados por la aplicación de un campo magnético constante, B0. El alineamiento toma unos segundos y los protones se quedan alineados siempre que no sean interrumpidos. Las herramientas NMR usan imanes permanentes de 550 gauss en la región de medición (unas 1000 veces mayor que el campo magnético de la Tierra). Estas son aplicadas a la formación durante el ciclo entero de medición. Inclinación de giro - El próximo paso es de inclinar los protones alineados transmitiendo



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un campo magnético oscilante, B1, perpendicular a la dirección de B0 .

Para una inclinación de giro efectiva: f = γ B0

donde f es la frecuencia de B1 - llamada frecuencia Larmor - γ es una constante llamada la relación giromagnética del núcleo. Por ejemplo, la frecuencia Larmor para los núcleos de hidrogeno en un campo de 550 gauss es de 2.3 MHz.

El ángulo a través del cual los giros son inclinados es controlado por la fuerza de B1 y el largo del tiempo. Por ejemplo, para inclinar giros a 90° - como en la mayoría de las aplicaciones - un campo B1 de 4 gauss es aplicado por 16 microsegundos (μ seg.).

La distribución de tamaños

de poros y el índice de fluido libre en formación calcárea. En este pozo, la compañía petrolera se preocupo de la producción durante el ‘coning’ de agua. El intervalo debajo de X405ft mostró casi un 100% de saturación de agua por interpretación de perfiles convencionales (track 3). Sin embargo, el perfil CMR mostró un

bajo valor de distribución de T2 sobre este intervalo (track 4) indicando poros pequeños. Los poros mayores son indicados por encima de X405ft por distribuciones mayores de T2. Al aplicar un ‘cutoff’ de índice de fluido libre de 100 mseg a las distribuciones se ve que la mayoría del agua es irreductible. Este resultado otorgó a la compañía petrolera confianza para adherir el intervalo de X380ft a X395ft a su programa de perforación. Precesión y desfase - Cuando los protones son inclinados 90° de la dirección B0, precesan en el plano perpendicular a B0. A respecto de esto actúan como giroscopios en un campo gravitacional.

Al principio todos los protones oscilan en unísono. Mientras hacen esto generan un



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pequeño campo magnético en una frecuencia Larmor la cual es detectada por la antena y forma la base de las mediciones de resonancia magnética nuclear. Sin embargo, el campo magnético B0, no es perfectamente homogéneo, causando a los protones a oscilar en frecuencias distintas. Gradualmente, pierden sincronización, se desfasan, causando así el decaimiento de la señal de antena. La señal en decaimiento es llamada decaimiento de inducción libre (FID) y el tiempo de

decaimiento es llamado T2* (el * indica que el decaimiento no es una propiedad de la formación). Para las herramientas de perfilaje T2* es comparable a la apertura del pulso de inclinación; unas pocas décimas de microsegundos.

Enfoque - ecos de giros - El desfase causado por la falta de homogeneidad de B0 es irreversible. Imagine una carrera iniciada por un disparo, análogo al pulso de inclinación de 90° . Los corredores comienzan al unísono, pero luego de varias vueltas se dispersan en la pista - a causa de sus velocidades distintas. Ahora el iniciador da otra señal al disparar un pulso de 180� . Los corredores dan media vuelta y comienzan a correr en dirección opuesta. Los corredores mas

rápidos tienen una distancia mayor a recorrer. Sin embargo, si las condiciones permanecen iguales - nunca es el caso - todos los corredores llegan al mismo tiempo.

Similarmente, los protones de hidrogeno, oscilando en distintas frecuencias Larmor, pueden ser enfocadas cuando un pulso de 180° es transmitido. El pulso de 180° tiene la misma fuerza que le pulso de 90° , pero encendida por el doble de tiempo. A medida que los protones se ponen en fase, generan una señal en la antena; un eco de giro.

Por supuesto que el eco de giro se decae rápidamente. Sin embargo, los pulsos de 180° pueden ser aplicados reiteradamente; varios cientos de veces en una medición de resonancia



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magnética nuclear. El procedimiento usual es de aplicar pulsos de 180° en un tren propiamente espaceado, lo mas cercano posible. La secuencia entera del pulso, un pulso de 90° seguido por una serie larga de pulsos de 180° , es llamada una secuencia CPMG como sus creadores, Carr, Purcell, Meiboom y Gill. El espaciamiento de ecos es de 320μ seg para la herramienta CMR y 1200 μ seg para las herramientas MRIL de NUMAR.

Relajación transversal, T2 - La secuencia de pulso CPMG compensa el desfase causado por las imperfecciones del campo B0. Sin embargo, los procesos moleculares también causan desfase, pero esto es irreversible. Estos procesos son relacionados con las propiedades petrofísicas tales como la porosidad de fluido movibles, distribución de tamaños de poros y permeabilidad. El desfase irreversible es monitoreado al medir la amplitud de decaimiento de los ecos de giro en el tren de ecos de CPMG. El tiempo de decaimiento amplitudinal de eco característico es conocido como el tiempo de relajación transversal, T2, porque el desfase ocurre en el plano transversal al campo estático B0. Relajación longitudinal - Luego de un período de tiempoT2, los protones pierden completamente la coherencia, y no es posible el enfoque. Una vez deliberada la secuencia de pulso CPMG, los protones regresan a su dirección equilibrada paralela a B0. Este proceso ocurre con una constante de tiempo diferente de relajación longitudinal, T1. La próxima medición de inclinación de giro no es iniciada hasta que los protones hayan regresado a su posición de equilibrio en el campo constante B0. Ambas, T1 y T2 nacen de los procesos moleculares. En muchas mediciones de laboratorios sobre rocas saturadas de agua, se descubrió que T1 es frecuentemente igual a 1.5 T2. Sin embargo, esta relación varía cuando el petróleo y el gas son presentes en las muestras de rocas. En un ejemplo tomado de reservorio de formación calcárea, las distribuciones T2 de X340ft a X405ft son parciales a la punta alta del espectro de distribución indicando grandes poros. Por debajo de X405ft, la parcialidad se inclina a la punta mas baja del espectro, indicando poros pequeños. Esto no solo dá indicación cualitativa de las zonas que son propensas de producir, sino también ayuda a los geólogos al análisis de faces.

Porosidad y Litología independientes

Cálculos tradicionales de porosidad dependen de las mediciones de pozo de densidad y porosidad neutrónica. Ambas mediciones requieren de correcciones ambientales y son influenciadas por la litología y el fluido de formación. La porosidad derivada es la porosidad total, la cual consiste de fluidos productivos, el agua capilar y el agua "bound" adherida a las arcillas.



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Sin embargo, la porosidad CMR no es influenciada por la litología e incluye solo fluidos productivos y agua capilar. Esto se debe a que el hidrogeno en la matriz de la roca y en el agua arcillosa contiene tiempos de relajación T2 muy cortos; que la señal es perdida durante el tiempo muerto de la herramienta.

Un ejemplo en una formación de carbonato limpia compara la porosidad CMR con aquella derivada de la herramienta de densidad para mostrar independencia de litología. La parte inferior del intervalo es predominantemente caliza, y la porosidad de densidad, asumiendo una matriz caliza, tiene valores similares a la porosidad CMR. En X935ft, el reservorio cambia a dolomita y la porosidad de densidad tiene que ser ajustado a una matriz de dolomita para tener valores similares a la porosidad CMR.

Si la litología no es conocida o si es compleja, la porosidad CMR da la mejor solución. Así

también, no se usan fuentes radioactivas para la medición, de manera que no existen inconvenientes ambientales en casos de perdida de fuentes radioactivas.

Permeabilidad

Quizá la particularidad mas importante del perfilaje de resonancia magnética nuclear es la habilidad de registrar un perfil de permeabilidad en tiempo real. Los beneficios potenciales para las empresas petroleras son enormes. Las mediciones de permeabilidad permiten que se predigan los ritmos de productividad, así permitiendo la optimización de completación y los programas de estimulación mientras decrece el costo de ‘coring’ y ‘testing’.

La permeabilidad es derivada de las relaciones empíricas entre porosidad de resonancia

magnética nuclear y valores de tiempos de relajación T2. Estas relaciones fueron desarrolladas a partir de mediciones de permeabilidad y mediciones de resonancia magnética nuclear realizadas en el laboratorio en cientos de testigos de corona.

La siguiente formula es comúnmente usada:

donde kNMR es la permeabilidad estimada, fNMR es la porosidad CMR, logT2 es el logaritmo de la distribución de T2 y C es una constante, típicamente 4 para areniscas y 0.1 para carbonatos.

Un intervalo de corona de un pozo fue perfilado usando la herramienta CMR. El valor de C en el modelo de permeabilidad CMR fue calculado a partir de la permeabilidad de corona en distintas profundidades. Luego de la calibración, se observó que la permeabilidad CMR fue similar en todos los puntos, a la permeabilidad de corona sobre el intervalo. Sobre la zona XX41m a XX49m la porosidad varia muy poco. Sin embargo, la permeabilidad varia considerablemente de 0.07md en XX48m a 10md en XX43m. La permeabilidad CMR también



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muestra una excelente resolución vertical y es comparada con valores de corona. El valor de C usado para este pozo será aplicado a los perfiles de CMR en esta formación permitiendo a la empresa reducir los costos de coronas. Indice de fluido libre - El valor del índice de fluido libre es determinado aplicando un "cutoff" a la curva de relajación T2. Los valores por encima del "cutoff" indican grandes poros capaces de

producir, y los valores por debajo indican pequeños poros que contienen fluido atrapado por la presión capilar, incapaces de producir.

Porosidad y Litología independientes. Por debajo de X935ft, la litología es caliza con dolomitización (track 1), mientras que por encima es dolomita. Dos curvas de porosidad (track 2) son derivadas de las mediciones de densidad - una asume una litología de caliza y la otra de dolomita. La porosidad CMR cubre la porosidad de caliza de densidad en regiones de caliza y cubre la porosidad de dolomita en regiones de dolomita - demostrando que la porosidad CMR es independiente de la litología.

Mecanismos de Relajación de resonancia magnética nuclear

Existen tres mecanismos de relajación de resonancia magnética nuclear que influyen en los tiempos de relajación T1 y T2:

relajación de granos superficiales,

relajación por difusión molecular en gradientes de campos magnéticos y

por procesos de fluidos de la matrix. Relajación de granos superficiales Las moléculas en los fluidos están en constante movimiento - ‘Brownian motion’ - y se difunden en los espacios porosos, golpeando la superficie de los granos varias veces durante una medición de resonancia magnética nuclear. Cuando esto ocurre, dos interacciones pueden ocurrir.



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Primero, los protones de hidrogeno pueden transferir energía nuclear a la superficie de los granos, permitiendo alineamiento con el campo magnético estático, B0 y esto contribuye a la relajación longitudinal, T1. Segundo, los protones pueden ser desfasados irreversiblemente, contribuyendo a la relajación transversal, T2. Los investigadores han demostrado que en muchas rocas, la relajación superficial de los granos es la influencia mas importante en T1 y T2. La habilidad de las superficies de los granos de relajar los protones es llamada la relaxibidad de superficie, ρ .

Las superficies no son igualmente efectivas en protones de hidrogeno de relajación. Por ejemplo, las areniscas son tres veces mas eficientes en la relajación de poros con agua, que los carbonatos. Las rocas con un alto contenido de hierro u otros minerales magnéticos tienen valores mas altos de r y tiempos de relajación mas cortos.

Los tamaños de poros juegan un papel importante en la relajación de faces. La velocidad

de relajación depende de cuan frecuente puedan chocar los protones con la superficie y esto depende de la relación superficie a volumen (S/V). Los choques son menos frecuentes en los poros grandes y contienen un pequeño (S/V) y los tiempos de relajación son, por lo tanto, relativamente largos. Similarmente, los poros pequeños tienen un gran (S/V) y cortos tiempos de relajación.

Para un solo poro, la magnetización de giro nuclear decae exponencialmente, así la

amplitud de señal como función de tiempo T2 decae experimentalmente con una constante tiempo característica, [r 2(S/V)]exp(-1). Por lo tanto,

1/T2 = ρ 2S/V y 1/T1 = ρ 1S/V

Las rocas tienen una distribución de tamaños de poros, cada una con su propio valor de S/V. La magnetización total es la suma de la señal que proviene de cada poro. La suma de los volúmenes de todos los poros es igual al volumen de fluido de la roca; la porosidad. La señal total es la suma de los decaimientos individuales, que refleja la distribución de los tamaños de poros. Las mediciones de resonancia magnética nuclear de porosidad y distribución de tamaños de poros son los elementos claves de la interpretación de resonancia magnética.

Relajación por difusión molecular en gradientes de campos magnéticos Cuando existen gradientes en el campo magnético estático, la movimiento molecular puede causar desfase y por ende relajación T2. La relajación T1 no es afectada. En ausencia de tales gradientes, la difusión molecular no causa relajación de resonancia magnética nuclear. Un gradiente B0 tiene dos fuentes posibles: la configuración magnética de la herramienta, y el contraste de susceptibilidad magnética entre el material de los granos y los fluidos en los espacios porosos de las rocas.

Manteniendo el eco CPMG en mínimo, y manteniendo el campo magnético pequeño se reduce la contribución de difusión a la relajación T2 a un nivel carente de importancia.

Relajación de fluido de la matriz

Aún si las superficies de los granos y los gradientes de campo internas son ausentes, la relajación ocurre en el fluido de la matriz. La relajación de fluido de la matriz, puede ser



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ignorada, pero es importante cuando el agua se encuentra en grandes poros - tales como los carbonatos - y, por lo tanto, los protones de hidrogeno raramente entran en contacto con la superficie. La relajación de matriz es importante cuando los hidrocarburos están presentes. La fase carente de agua no entra en contacto con la superficie porosa, y por lo tanto no puede ser relajada por el mecanismo de relajación de superficie. El incremento de viscosidad de fluido acorta los tiempos de relajación de matriz. Una corrección de relajación de matriz debe ser realizada cuando el filtrado contiene iones de cromo, magnesio, hierro, níquel y otros iones magnéticos. Una muestra del filtrado puede ser medida en el pozo para calcular la corrección.

Sumario de procesos de relajación - Los procesos de relajación actúan paralelamente - sus ritmos son aditivos:

(1/T2)total = (1/T2)S + (1/T2)D + (1/T2)B

donde (1/T2)S es la contribución de superficie, (1/T2)D es la difusión en la contribución del gradiente de campo, y (1/T2)B es la contribución de matriz. La ecuación correspondiente para T1 es:

(1/T1)total = (1/T1)S + (1/T1)B.

No existe contribución de difusión para T1, porque el proceso resulta en un mecanismo de desfase. Para la herramienta CMR, el mecanismo de relajación de superficie será dominante

para la fase de mojado, y el mecanismo de relajación de matriz dominará la fase no mojada.

Se han hecho

muchos experimentos en muestras de rocas para verificar esta declaración. Las distribuciones de T2 fueron medidas sobre coronas saturadas de agua antes y después de ser centrifugadas en el aire para expulsar el agua productiva. Las muestras fueron centrifugadas a 100 psi para simular una presión capilar de

reservorio. Antes de ser centrifugadas, la distribución de relajación corresponde a todos los



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tamaños de poros. Parece lógico asumir que durante el centrifugado los grandes espacios porosos se vacían primero. Los largos tiempos de relajación desaparecieron de las mediciones de T2.

El perfil anterior muestra una comparación de datos de corona y de perfil. La porosidad CMR coincide con las mediciones de porosidad de corona. La permeabilidad de CMR computada ha sido calibrada para coincidir con la permeabilidad de corona y así permitir a los perfiles de CMR reemplazar la extracción de coronas en pozos subsecuentes. Las observaciones de muchas muestras de areniscas demostraron que el tiempo de ‘cutoff’ de 33mseg para las distribuciones de T2 distinguiría entre porosidad de fluido libre y agua capilar. Para los carbonatos, los tiempos de relajación tienden a ser tres veces mas largos y se usa un ‘cutoff’ de 100mseg. Sin embargo, estos valores variarán si la presión capilar del reservorio difiere de los 100 psi usados en las muestras de centrifugado. Si este es el caso, los experimentos pueden ser repetidos para averiguar los tiempos de ‘cutoff’ apropiados al reservorio.

Interpretación

En una muestra de reservorio de arenisca fina, la interpretación de datos de perfiles convencionales muestra un 70% e inclusive un 80% de saturación de agua en la formación de arenisca. Sin embargo, en el perfil CMR la mayoría de la distribución T2 se encuentra por debajo del ‘cutoff’ de 33mseg indicando agua capilar.

La interpretación, incluyendo los datos de CMR mostraron que la gran parte del agua era

irreductible. El pozo ha sido completado produciendo cantidades económicas de gas y petróleo con bajo corte de agua. El corte de agua puede ser estimado de la diferencia entre la saturación residual de agua y saturación de agua de los perfiles de resistividad.



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En otro ejemplo, pero esta vez en un complejo reservorio de carbonato, la empresa petrolera se preocupó por el ‘coning’ del agua durante la producción. Los datos de perfil de CMR mostraron bajos valores de T2 por debajo de X405ft indicando pequeños tamaños de poros. Al aplicar el ‘cutoff’ de carbonato de 100mseg se demostró que casi toda el agua era irreductible, lo cual permitió una perforación adicional. Hasta la fecha no se registró ‘coning’ de agua.

Los valores de los ‘cutoffs’ pueden ser modificados para reservorios particulares y pueden ayudar con los análisis de fases, como en el caso del grupo de formaciones Thamama en Abu Dhabi, E.A.U. En este campo, una interpretación de perfiles clásicos demostró una saturación de agua de 10% a 60%. Sin embargo, algunas zonas no produjeron agua, haciendo la completación dificultosa. La permeabilidad también varió a pesar de que la porosidad se mantuvo constante. Las mediciones de laboratorio fueron realizadas en coronas

para determinar si los perfiles de resonancia magnética nuclear mejoran la evaluación de los perfiles.



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Ejemplo de Litologías complejas con predominante presencia de arenas arcillosas. Se utilizó cutoff de 33 msec. La interpretación ELAN (sin CMR) muestra alta SW. El ELAN usando CMR muestra que la mayoría del agua es irreductible. El pozo produjo petróleo con 30 % de corte de agua.

Las coronas demostraron una gran microporosidad con un gran volumen de agua capilar. La porosidad de fluido libre se encontró de la manera tradicional al centrifugar las coronas saturadas por agua. Para este reservorio, sin embargo, la presión capilar era de 25 psi, así los testigos coronas fueron centrifugados propiamente. Esto demostró que las mediciones de resonancia magnética nuclear podría proveer una buena estimación de microporos no productivos usando un ‘cutoff’ de T2 de 190mseg. Además, las fases permeables podrían ser distinguidas de las rocas sólidas de baja permeabilidad y de las rocas fangosas con un ‘cutoff’ de 225mseg.

Aplicaciones adicionales

Los instrumentos de resonancia magnética nuclear de pozos son dispositivos de poca investigación de la lectura. En muchos casos, miden propiedades de formación en la zona invadida. Esto es una ventaja ya que las propiedades del filtrado son conocidas y pueden ser medidas en la superficie.

Cuando la perdida de fluido durante la perforación es poca, como en el caso de las

formaciones de baja permeabilidad, los hidrocarbonos pueden estar presentes en la zona invadida. En estos casos las herramientas de resonancia magnética nuclear pueden medir propiedades de fluido tales como viscosidad y así distinguir el petróleo del agua.

Un ejemplo publicado de los efectos de la viscosidad de hidrocarburos proviene de la

diatomita de Shell en North Belridge y de las formaciones de arcilla en Bakersfield, California. Ambos perfiles de CMR y las mediciones de laboratorio en coronas muestran dos picos distintos en las curvas de distribución de T2. El pico mas bajo, de 10mseg, se origina del agua en contacto con la superficie de diatomo. El pico mas alto, de 150mseg, se origina del petróleo liviano. La posición del pico de petróleo se correlaciona con la viscosidad del petróleo. El área por debajo de este pico provee una estimación de saturación de petróleo.



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CMR "Combinable Magnetic Resonance" La herramienta de Resonancia Magnética Combinada indica la producción libre de agua

y revela las zonas con hidrocarburos, difíciles de hallar.

La innovadora CMR de alta resolución es extremadamente importante porque otorga una medición de índice libre de fluidos no disponibles en otras herramientas. Esta medición le permite diferenciar zonas que le proveerán de producción libre de agua y encontrará "pays" previamente ignorados en ambientes difíciles de interpretar.

La herramienta CMR puede ser utilizada en combinación con otras herramientas para ahorrar tiempo. Es una herramienta que puede ser usada para perfilar pozos de 6.5" o más de diámetro.

La herramienta provee mediciones continuas con una resolución vertical de 6.0" que permite identificar capas permeables delgadas. Estudios de laboratorio y tests de campo comprobaron ser una fuente confiable de información sobre productividad, permeabilidad y cortes de agua.

Como de la quinta generación de tecnología de resonancia magnética nuclear, el CMR lleva una larga tradición de innovación de NMR. La herramienta es capaz de identificar zonas permeables y es compatible con otras herramientas de perfilaje para ahorrar tiempo.

La precisión en la medición ha sido mejorada porque el magneto compacto y el paquete sensorial de antena están montados sobre un patin deslizador que presiona firmemente contra la pared del pozo. El deslizador permite la evaluación de grandes y desviados pozos.

La señal CMR es procesada para estimar la distribución de los tamaños de poros. Esta es una nueva medición de formación que solo se obtiene con el CMR.



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Beneficios del CMR

Los datos de distribución de los tamaños de los poros mejoran la predicción de permeabilidad y productividad.

La porosidad libre de fluidos mejora los cálculos de reservas y estimaciones de cortes de agua.

La alta resolución identifica las capas finas.

La combinabilidad reduce el tiempo de perfilaje y provee de mediciones sinergéticas.

La porosidad es independiente de litología.

El "skid" (deslizador) permite la evaluación de grandes pozos y pozos muy desviados.

Las mediciones pueden ser hechas en cualquier medio de perforación porque no hay limites de conductividad de barro.

La corta longitud y la posición baja del sensor requiere de menos "rathole", ahorrando tiempo.

Especificaciones del CMR

Longitud 14ft. (4.3m)

Tamaño mínimo del pozo 6.5 in.

Temperatura máxima 350 F

Presión máxima 20.000 psi

Peso 136.3 kg

Investigación 1 pulgada



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Porosidad

Este ejemplo muestra que el CMR

provee una porosidad independiente de la litología, muy útil en caso de litologías complejas.

La sección del fondo del perfil es caliza,

y la porosidad de densidad en matriz de la caliza tiene el mismo valor que la porosidad del CMR. A X935 ft. el reservorio cambia a dolomita y la porosidad de densidad en la matriz de dolomita es similar a la porosidad del CMR.

Los magnetos permanentes en el patín, ocasionan una poderosa fuerza magnética que alinea los protones de hidrógeno en la formación (a). Un pulso es transmitido desde la antena, causando que los protones giren 90 grados (b) y oscilen.

Este

movimiento de

oscilación crea una señal que la antena

detecta entre

pulsos (c). El tiempo

constante del ritmo

de decaimiento de energía de

estas señales es conocido como el tiempo de relajación transversal y es una función de la distribución de los tamaños de poros en la formación.



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Cálculo de "Swirr"

Aquí, los datos de CMR son usados para calcular el "Swirr". La sturación de agua -Sw- de los perfiles convencionales muestran saturaciones de agua que varían desde 60% hasta 90%.

Las mediciones del CMR muestran a esta roca teniendo pequeños poros que contienen un alto volumen de agua irreductible, así el fluido movible predominante se encuentran en los hidrocarburos.

Luego de una fractura hidráulica y completación, este pozo produce gas, petróleo y una pequeña fracción de agua.

Optimización de Perforación y Completación

Un perfil típico computado por CMR provee de información útil en un formato de fácil comprensión. Un análisis de litología se encuentra en el Track 1. El Track 2 muestra la permeabilidad derivada de CMR incrementando a la derecha. Este análisis de porosidad está en el Track 3, con hidrocarburo, el agua libre y el agua "bound" . El Track 4 contiene un plot de distribución que se relaciona directamente a la distribución de tamaño de poros.

Este ejemplo muestra como los datos del CMR son utilizados para optimizar las perforaciones y la completación del pozo. Los plots de distribución de tamaños de poros a la derecha muestran grandes poros desde X340 hasta X405 y muchos poros pequeños debajo de X405. Sw por debajo de X405 se aproxima al 100%, pero los datos del CMR muestran que esta agua es irreductible y no producirá. Esta información brindó al operador confianza para adicionar perforaciones desde X380

hasta X395 y no preocuparse por agua que proviene de abajo. A pesar de que la porosidad es equivalente a X395 y X420, la roca tiene características de productividad completamente distintas.



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La formación encima de X400 en este ejemplo exhibe permeabilidades que varían entre 5 md y mas de 30 md. La porosidad es rellena de hidrocarburo y promedia los 9 p.u. a través de la zona.

La distribución de tamaños de poros desde el plot revela el potencial de productividad de

la zona comparada con zonas improductivas de porosidad similar debajo de X400.

Porosidad y Permeabilidad

La porosidad del CMR y la permeabilidad de este ejemplo cubren los puntos de coronas de testigo.

Los parámetros en el modelo de la permeabilidad del CMR son ajustados para coincidir con los valores de la permeabilidad de la corona . Note el poco cambio de la porosidad correspondiente a grandes cambios en la permeabilidad, y la excelente resolución vertical.

Aplicando estos resultados de este pozo, en futuros perfiles CMR en esta formación

ayudará a reducir costos de coronas.



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Los Testigos Coronas y el CMR

El tiempo de relajación transversal del CMR, o la medición que es el área debajo de la curva roja, es directamente proporcional a la porosidad, y el ritmo de decaimiento se relaciona al tamaño del poro. Los tiempos cortos indican poros pequeños y baja permeabilidad, mientras que los tiempos prolongados indican grandes poros con mayor permeabilidad. Estas dos muestras tienen la misma amplitud, indicando características similares de porosidad, pero los tiempos de relajación distintos identifican la muestra con

mayor permeabilidad.

MRIL (Magnetic Resonance Imaging Log) El servicio Magnetic Resonance Imaging Log (MRIL) usa el principio de relajación

magnética nuclear para proveer de datos petrofísicos de evaluación de formación incluyendo porosidad, saturación de agua irreductible, permeabilidad, y distribución de tamaño de poro y grano.

La medición del servicio MRIL responde a los protones de hidrogeno en el espacio poroso de la formación. Esto permite una medición de porosidad. La porosidad MRIL, en contraste con la porosidad de neutrones compensados, no incluye el hidrogeno en la matriz de la roca, así manteniendo un valor de porosidad independiente de litología y de arcilla.

De la medición de relajación magnética nuclear (T2), se pueden determinar los fluidos móviles (BVM) y los fluidos de volumen irreductible (BVI). Al comparar estos resultados con un análisis de datos de pozo abierto, una predicción mas precisa de los fluidos producidos es realizada.

La distribución del tamaño de poros y de grano y la permeabilidad son derivadas de los

datos MRIL T2.



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Aplicaciones

Reservas mejoradas y estimaciones de productividad

Porosidad independiente de litología Saturación de agua irreductible

Permeabilidad

Distribución de tamaño de poro y grano

Ventajas Operacionales

☺ Tiempo de plataforma reducido al combinar con otros servicios de perfilaje

☺ Incrementa las velocidades de perfilaje hasta 15-30ft/min

☺ Corre en sistemas de barro standard

MRIL - Principios Básicos La herramienta MRIL responde

al hidrogeno en los fluidos que rellenan la red de poros de la roca. Usa campos magnéticos de frecuencia estática y de radio pulsada para realizar mediciones de resonancia magnética. El principio básico de la medición MRIL es la de usar un campo magnético estático para polarizar los protones de hidrógeno en los fluidos de formación. Un campo magnético RF es luego aplicado para girar o inclinar los protones 90°. Luego de un período específico de tiempo, un segundo pulso es aplicado para inclinar los protones 180°, causando un eco de giro a un tiempo designado como TE. Subsecuentemente, una serie de pulsos de 180° son aplicados en los intervalos de igual tiempo, con cada pulso causando un eco de giro. El decaimiento en amplitud del tren del eco de giro es registrado en contra del tiempo y forma el juego básico de datos de MRIL.



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La amplitud del eco de giro es una medición del volumen de los fluidos en la formación. El

tiempo de decaimiento de amplitud del tren de eco del giro es designado como T2. Los fluidos de formación móviles (MBVM) en el espacio poral, hacen la porción de decaimiento lento del eco de giro mientras el fluido capilar (MBVI) produce la porción de decaimiento mas rápido. El fluido en poros grandes contiene valores mayores de T2 mientras el fluido en los poros pequeños exhiben valores menores de T2. La amplitud máxima del eco de giro en t = 0 es un indicador directo de la porosidad efectiva de la formación (MPHI). Para determinar el MPHI, MBVM y el MBVI, el tren del eco de giro de la MRIL es transformada en un distribución de porosidad. El MPHI es el área total bajo la distribución (véase la figura superior). Un ‘cutoff’ T2 es usado para distinguir MBVI (área a la izquierda del ‘cutoff’) de MBVM (área a la derecha del ‘cutoff’).



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Servicios Geológicos

Los perfiles proveen también datos en aplicaciones geológicas que varían desde correlaciones de pozo a pozo hasta información estructural y estratigráfica para estudios de reservorios. Estos servicios son usados para identificar cualidades significantes, tales como buzamiento estructural, capas estratigráficas, fallas, fracturas y litología de formación.

Perfiles de Buzamiento

SHDT

Imágenes de Pozo

FMI

UBI



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UBI "Ultrasonic Borehole Imager"

La nueva generación de UBI introduce un traductor de alta resolución que provee imágenes acústicas del pozo, inclusive en lodo base petróleo. La estabilidad del pozo puede ser derivada de la sección del pozo medida por la herramienta.

Para las mediciones del casing, el UBI otorga

una imagen de alta resolución.

La sonda UBI incluye un traductor rotativo, que es un transmisor y receptor a la vez. El traductor rotativo está disponible en varios tamaños para perfilar todos los tamaños de pozos. La distancia recorrida por el sonido ultrasónico en el fluido del pozo es optimizado seleccionando el traductor apropiado.

Nuevas aplicaciones de las Imágenes UBI:

Alta resolución

La resolución de la herramienta UBI hace posible la evaluación de fractura, inclusive en lodo base petróleo.

Análisis de forma

Los problemas de estabilidad del pozo durante la perforación, pueden conducir a un agarre de la tubería, perdida de tiempo y perdida de equipo o parte del pozo, causando gastos adicionales. El radio del UBI y el análisis del corte nos brinda un preciso informe del estado del pozo, permitiéndonos hacer un análisis claro y detallado del problema.

Evaluación de propiedades mecánicas

La herramienta UBI puede caracterizar atenuación en lodos pesados manteniendo un buen valor señal - ruido. Para las aplicaciones de pozo abierto y para las imágenes de alta resolución de la superficie interna del casing, la herramienta UBI es perfilada con el traductor operando en 250 o 500 kHz. La frecuencia mas alta da una mejor resolución, pero la frecuencia menor nos provee una medición mas robusta en lodos altamente dispersos.



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La herramienta UBI mide la amplitud y el tiempo de transito. Una técnica completamente nueva nos provee de una mejor precisión, evade saltos de ciclos y reduce la perdida de ecos. La medición del tiempo de transito UBI se relativamente insensible a la eccentralización de hasta ¼ in. y brinda imágenes que son limpias y fáciles de interpretar, aún en pozos altamente desviados.

El procesamiento del software disponible en las unidades de superficies MAXIS y en los Centros de Servicios de Datos pueden mejorar las imágenes UBI corrigiendo la amplitud y la información del tiempo de transito para los efectos de las variaciones en la velocidad del perfilaje y la eccentralización de la herramienta. Los tiempos de transito son convertidos a información de radio del pozo usando la velocidad de la señal ultrasónica en el lodo, medida por la herramienta a medida que desciende. Las imágenes son orientadas usando datos de inclinometría de la herramienta GPIT (General Purpose Inclinometry Tool), y luego son mejoradas mediante una normalización dinámica y ploteadas para una interpretación visual. Los datos de amplitud e imagen pueden ser cargados en una workstation geológica para el análisis e interpretación. Los eventos pueden ser automáticamente extraídos de los datos del radio para la evaluación de estabilidad del pozo.

Las deformaciones del pozo, indican anisotropía de stress y orientación, y ayudan a predecir la estabilidad de perforación en formaciones no consolidadas. El deslizamiento a lo

largo de un plano de fractura puede ser detectado con la ayuda de las mediciones de radio UBI y plots de cortes, que a su vez proveen una fuerte evidencia de un pozo potencial y problemas de perforación.

Casing e indumentaria mecánica La herramienta UBI puede ser usada para monitorear la superficie interna del casing. Una corrida adicional en el pozo puede evitarse adquiriendo datos mientras se retira del pozo luego de una inspección a pozo abierto en niveles inferiores.

Con su nueva técnica de procesamiento, elección de frecuencias de operación y baja sensibilidad a la eccentralización, la UBI ofrece calidad de amplitud y precisión de medición de radio para las imágenes acústicas del pozo.

Presentación de imagen UBI

La presentación normal consiste de una imagen de amplitud a la izquierda y una imagen del radio a la derecha, en una escala de profundidad de 1:40. La normalización dinámica, usualmente sobre un intervalo de 1-m, es aplicado a ambas imágenes para resaltar las particularidades del pozo. Los colores oscuros representan una baja amplitud y un gran



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radio, indicando la rugosidad del pozo y material atenuante. Los tracks del centro, a cada lado del track de profundidad, exponen imágenes dinámicas en escala, mientras los dos tracks del borde muestran el 25 % superior, medio y los valores inferiores del 25 % de la amplitud y la información del radio en cada nivel. Las áreas coloridas en los tracks del borde indican el alcance de la amplitud y los datos del radio representados por las escalas de imagen en cada profundidad.

Desmoronamientos

Las perforaciones del pozo en las formaciones con stresses anisotrópicos horizontales resultan en expansiones ovaladas del pozo, conocidas como "desmoronamientos". El análisis del tamaño y dirección de los desencadenamientos pueden proveer una valiosa información sobre estos stresses.

Deslizamiento

Cuando el lodo invade la formación o entra en una fractura, las presiones de los fluidos en la formación son suficientemente alterados produciendo un stress a lo largo del plano de fractura. Cuando el desplazamiento es significativo, el trepano y los bonos de perforación pueden quedar aprisionados.

Pozo ovalado

En los pozos desviados el tubo de perforación rotativo descansa en el lodo bajo, moldeando una forma ovalada o forma de llave. Esta deformación puede ser peligrosa cuando el tamaño del hoyo es tan grande como para acomodar el tubo de perforación, pero no los estabilizadores y/o el trepano, haciendo que estos se atoren al retirar la herramienta del pozo.

Las expansiones del ovalo, tales como esta a 66.7 m, se conocen como los desmoronamientos . El plot muestra claramente los desmoronamientos en los lados noroeste y sudeste del pozo.



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EL desplazamiento de pozo a lo largo de la fractura aparece como una banda horizontal oscura en la imagen del radio. La expansión del pozo a una profundidad de 36 m es clarificada por el plot del corte transversal.

El hoyo de llave aparece como una banda oscura en el medio de la imagen del pozo abierto de UBI. El plot del corte muestra algo moldeado en forma de hoyo de llave en la parte baja del pozo a 97 m.

Especificaciones de la Herramienta UBI

Hay diferentes tamaños de transductores rotativos que proveén un buen standoff con la pared del casing o la pared del pozo.



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PRESENTACIONES DE PERFILES Y SUS CABEZALES

PERFIL DE BUZAMIENTO



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PERFIL DE IMAGEN DE POZO

Es la imagen en la misma profundidad del perfilde buzamiento anterior observe la

fractura que se localiza en aproximadamente en 1715 metros en el perfil de buzamiento es representrado por el dato de 25° de la fractura con un azimuth al sudeste.



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PERFIL DE DENSIDAD Y NEUTRON COMPENSADO



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PERFIL DE SP GR Y RESISTIVIDADES “AIT” (Array Induction Tool)

Son cinco curvas resistivas a 10, 20, 30 a 60 y 90 pulgadas de la pared del pozo. Cuanto mas separadas se vean más invasión de lodo tendrá la capa, lo que nos está indicando indirectamente su porosidad.

Pozo Abierto - Universidad Nacional de Salta · Universidad Nacional de Salta FACULTAD DE CIENCIAS...

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