Interpretación de Registros de Pozos a Hueco
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SEEROIL International Services Co. Ltda., & GOLDOIL Consulting Cia. Ltda., tienen el honor de presentar a ustedes el Seminario sobre: ―INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE POZOS A HUECO ABIERTO‖. Este seminario presentará los puntos más importantes acerca de los principios de las herramientas más utilizadas en la industria petrolera; así como a comprender el significado de cada una de las curvas y finalmente a interpretar cuantitativamente la información obtenida. Ustedes tendrán la oportunidad de ingresar al fabuloso mundo de los registros de pozos a través de varios ejercicios prácticos y Sesiones de Trabajo, los mismos que servirán para entender más fácil y mejor el contenido del Seminario. Espero que ustedes disfruten del contenido y trabajo en este Curso. Ing. Efraín Cruz Páez SEEROIL International Services Cia. Ltda. GOLDOIL Consulting Cia Ltda. GERENTE GENERAL Diciembre, del 2001 Nota: La mayoría del contenido y ejercicios fueron tomados de Manuales de Interpretación, Libros de Cartas de las compañías: Schlumberger, Baker, Halliburton y otros textos. Interpretación de Registros de Pozos a Hueco Abierto
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SEEROIL International Services Co. Ltda., & GOLDOIL Consulting Cia. Ltda.,
tienen el honor de presentar a ustedes el Seminario sobre: ―INTERPRETACIÓN DE
REGISTROS DE POZOS A HUECO ABIERTO‖. Este seminario presentará los
puntos más importantes acerca de los principios de las herramientas más utilizadas en la
industria petrolera; así como a comprender el significado de cada una de las curvas y
finalmente a interpretar cuantitativamente la información obtenida.
Ustedes tendrán la oportunidad de ingresar al fabuloso mundo de los registros de pozos
a través de varios ejercicios prácticos y Sesiones de Trabajo, los mismos que servirán
para entender más fácil y mejor el contenido del Seminario. Espero que ustedes
disfruten del contenido y trabajo en este Curso.
Ing. Efraín Cruz Páez SEEROIL International Services Cia. Ltda.
GOLDOIL Consulting Cia Ltda.
GERENTE GENERAL
Diciembre, del 2001
Nota: La mayoría del contenido y ejercicios fueron tomados de Manuales de
Interpretación, Libros de Cartas de las compañías: Schlumberger, Baker, Halliburton y
otros textos.
Interpretación de Registros de Pozos a Hueco Abierto
2
CONTENIDO A1.0 INTRODUCCIÓN A LA INTERPRETACIÓN DE REGISTROS A HUECO ABIERTO
A.1 USOS DE LOS REGISTROS A.2 GEOLOGÍA BÁSICA DEL PETRÓLEO A.3 CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS A.4 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE PARA LA INTERPRETACIÓN. LA ECUACIÓN DE ARCHIE A.5 DEFINICIONES
a. Porosidad de la formación (PHI) b. Resistividad de la formación (R) c. Factor de la Formación (F) d. Saturación de Agua: Sw e. Saturación del Hidrocarburos (Shy) f. Formaciones Limpias g. Formaciones Arcillosas h. Fórmulas más importantes i. Símbolos importantes
A.6 ESCALAS Y PRESENTACIONES DE LOS REGISTROS
3
A1.0 INTRODUCCIÓN PARA INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE
POZOS A HUECO ABIERTO
A.1 USOS DE REGISTROS
Un conjunto de registros corridos en un pozo tendrá una significación diferente para
cada una de las personas. Examinemos las preguntas planteadas y/o respuestas dadas
por una variedad de personas:
El Geofísico:
• Son los topes dónde usted inicialmente lo predijo de las líneas sísmicas?
• Son las zonas potenciales porosas tal como usted asumió de los datos sísmicos?
• ¿Qué muestra de la sección sísmica sintética?
El Geólogo:
• ¿A qué profundidades están los topes de las formaciones?
• Es el ambiente conveniente para la acumulación de hidrocarburos?
• Existe la evidencia de Hidrocarburo en este pozo?
• ¿Qué tipo de Hidrocarburo está presente en este pozo?
• Los Hidrocarburos se presentan en cantidades comerciales?
• Cuán bueno es el pozo?
• ¿Cuáles con las reservas?
• Podría esta formación ser comercial en otros lugares cercanos a este pozo?
El Ingeniero de Perforación:
• ¿Cuál es el volumen del pozo para la cementación del casing?
• Existen deformaciones del pozo (Dog legs) u otras deformaciones?
• Dónde puedo localizar un buen lugar para asentar un packer para una prueba en el
pozo?.
• Dónde es el lugar mejor para poner herramienta de desviación?
El Ingeniero de Reservorios:
• Cuán potente es la zona de pago?
• Cuán homogénea es la sección de pago?
• Cuál es el volumen de hidrocarburos?
• El pozo será económicamente rentable?
• Cuánto tiempo se espera de producción?
El Ingeniero de la Producción:
• Dónde debe completarse el pozo y en que zona(s)?
• Qué tasa de producción puede esperarse?
• Debe considerarse cualquier producción de agua?
• Cómo debería ser completado el pozo?
• Está la zona potencial hidráulicamente aislada?
• El pozo requerirá de alguna estimulación?
• Qué tipo de estimulación sería mejor?
4
De esta manera, la evaluación de registros puede significar varias interpretaciones
para las diferentes personas. Cada uno de los profesionales utilizará la información
de los registros de una manera diferente para buscar sus propias respuestas. El
ensayo más común es ―leer‖ los registros y entender las diferentes reacciones
producidas por las características propias de la formación sobre las herramientas de
registración.
Los factores que influyen en la medida del registro y la información que
proporciona estas herramientas son lo que nosotros deseamos presentar a ustedes en
este curso.
A.2 GEOLOGÍA BÁSICA DEL PETRÓLEO
Para entender mejor las interpretaciones de los registros, nosotros debemos
repasar primero los tipos de rocas que se encuentran en el pozo:
Las rocas sedimentarias más comunes son: Arenisca, Limolita, Lutita, Caliza,
Dolomita y Anhidrita
En general, las rocas sedimentarias se depositan ya sea como una secuencia
clástica que contiene arenisca, limolita y lutitas o como una secuencia
carbonática que contiene caliza, dolomita anhidrita y lutita.
Depósitos Clásticos
Las rocas clásticas se forman de fragmentos de roca y partículas meteorizadas
de rocas pre-existentes. Estos sedimentos son transportados por el viento y el
agua y normalmente se depositan en ríos, lagos y océanos en formas bastante
planas. La acción de las corrientes y olas clasifican los sedimentos, en ambientes
de alta energía se depositan arenas de grano grueso, mientras en ambientes de
baja energía se forman arenas de grano fino, limolitas y lutitas. La naturaleza de
la depositación es tal que estructuras de estratificación cruzada, formas de canal
y gradacionales son rocas muy comunes. En áreas de depositación de agua dulce,
capas de carbón pueden estar presentes, lo que indican un ambiente de
condiciones no marinas.
Después de la deposición y con una profundización de la secuencia
estratigráfica, la consolidación ocurre y los granos se cementan unos con otros
para formar una roca sedimentaria consolidada.
Depósitos Carbonáticos
La depositación de carbonatos ocurre en condiciones marinas, por la
precipitación de la caliza de los organismos como partículas finas, conchas o
crecimientos masivos. Las calizas pueden depositarse ya sea como mantos
planos en el fondo del océano o como gigantescos e irregulares arrecifes.
5
Cadenas de barreras de arrecifes que crecen de esta manera, pueden formar
cuencas oceánicas restringidas con dirección a tierra, en las cuales la dolomita y
la anhidrita se precipitan por efecto de la evaporación del agua de mar.
Cuando las calizas se forman cerca de la orilla, allí se pueden mezclarse con
caliza y material clástico erosionado y en cuencas oceánicas profundas son muy
comunes la mezcla de caliza y arcilla.
Después del depósito de los sedimentos, el entierro posterior de los mismos
puede causar dolomitización de la caliza, lo que significa que cambia la
composición actual de caliza a dolomita.
Debido a la naturaleza dura de la caliza comparada con otros sedimentos, las
calizas tienden a fracturarse con deformación, lo que hace que aumenta la
permeabilidad y ayuda al proceso de dolomitización.
6
En varios lugares del mundo, múltiples secuencias de rocas clásticas yacen sobre
secuencias carbonáticas más viejas. Entre cada una de las secuencias clásticas y
carbonáticas son muy comunes la presencia de discordancias erosionales y la
naturaleza de la depositación es única.
A.3 CONCEPTOS BÁSICOS DE LA INTERPRETACIÓN DE
REGISTROS
Cualquier formación rocosa dada, tiene numerosas y únicas propiedades físicas
asociadas con ella. Solamente aquellas propiedades que pueden medirse y que
sean útiles serán consideradas en este curso. Ellas son:
a. Φ = La porosidad: Es el espacio vacío entre granos que está generalmente
lleno con líquidos o gases.
b. Sw = Saturación de Agua: Es el porcentaje del espacio del poroso lleno de
agua (como opuesto al hidrocarburo o al aire.
c. R = Resistividad: La resistencia a la corriente eléctrica presentado por un
volumen unitario de roca.
d. Rw =La Resistividad del Agua de formación: La resistencia eléctrica del
agua que llena el espacio del poro en la roca. Este valor varía con salinidad
del agua y la temperatura.
e. k = Permeabilidad: La habilidad de la roca de pasar fluidos a través de ella.
Considere la unidad cúbica siguiente (Figura A2):
Cubo A:
Si la porosidad () está llena con agua, por definición, la saturación de agua
Sw = 100%.
Cubo B:
Si la porosidad es 70% lleno de agua y el 30% con hidrocarburo, entonces la
Saturación de Agua es:
WATER
WATER
HYDROCARBON
Cube ¨A¨
Porosity = water filled Sw = 100%
Cube ¨B¨
Porosity = Hydrocarbon and Water in Sw = 100%
Figure A2
7
70
Sw = % = 70%
70 + 30
y la Saturación de Hidrocarburos (Shy) será:
Shyc = 1 - Sw = 30%
Por consiguiente el volumen del porcentaje de saturación de agua
Vol Agua= x Sw
Por ejemplo: sí = 20% y Sw = 70%
Entonces: 14% del volumen son el agua y 70% del espacio del poro es lleno de
agua.
A.4 RESISTIVIDAD COMO UNA BASE PARA LA
INTERPRETACIÓN - LA ECUACIÓN DE ARCHIE
En la sección anterior nosotros presentamos un número de parámetros utilizados
para evaluar formaciones rocosas. Si pudiéramos construir sobre los efectos de la
resistividad junto con los otros parámetros para desarrollar una relación
matemática, nosotros tendríamos una herramienta sumamente útil para nuestro
trabajo con zonas potenciales de hidrocarburos.
El resto de esta sección se dedicará a desarrollar dicha fórmula.
La utilidad de la registración de resistividad se basa en el hecho que:
- el agua es un conductor (baja resistividad)
- los hidrocarburos y rocas son aislantes ( alta resistividad)
Consideremos la siguiente unidad cúbica (Figura A3):
Cubo C
La resistividad Rt del cubo variará con la resistividad del agua Rw (ie: como Rw
aumenta, Rt aumenta y viceversa.)
Por consiguiente: Rt Rw (1)
Cubo D
Reemplaza el 25% del cubo con roca (entonces = 75%), pero mantiene constante
el Rw, la Resistividad Rt aumenta cuando disminuye la porosidad (ie: como
disminuye Rt aumenta.)
Por consiguiente: Rt 1/ (2)
8
Cubo E
Reemplazamos el 30% de porosidad restante con hidrocarburos. La Resistividad
Rt aumenta cuando disminuye la saturación de agua Sw. (Ie. Cuando Sw disminuye
Rt aumenta).
Por consiguiente: Rt 1/Sw (3)
Combinando las observaciones anteriores (1,2 y 3), nosotros podemos decir que:
Rt Rw x 1 x 1
Sw
o
Rt Rw (4)
Sw
Para resolver las constantes de proporcionalidad, primero limitemos la ecuación
como sigue:
Sí Sw =100% (ie: no hay hidrocarburos y la porosidad es 100% llena de agua)
Entonces defina Ro = Rt (ie: Ro es la resistividad de la formación cuando está
totalmente saturada de agua, Sw = 100%)
Ro Rw (5)
Ahora sí =1, entonces Ro Rw
Luego si asumimos que F= Factor de formación ( constante de proporcionalidad)
Entonces: Ro= F Rw
o F= Ro (6)
Rw
WATER
WATER
ROCK
WATER
ROCK
HYDROCARBON
Cube "C" Conditions :
- Constant Current
- Porosity = 100%
- Sw = 100%
Cube "D" Conditions :
- Constant Current
- Porosity = 75%
- Sw = 100%
Cube "E" Conditions :
- Constant Current
- Porosity = 75%
- Sw = 70%
Figure A3
9
Regresando a la ecuación 5 e introduciendo la porosidad como una variable, esto es
claro que:
F 1
Esto es intuitivamente obvio que la relación entre Ro y Rw se relaciona a ese cubo
unitario de roca y a sus características de porosidad.
A través de medidas empíricas, se ha determinado que:
F = a
m (7)
donde :
a = constante
m = el factor de cementación
El factor de cementación ―m‖ se relaciona al tipo de porosidad y cómo transmitirá
corriente eléctrica a la roca actual (a veces se llama tortuosidad).
Usando las ecuaciones anteriores
Llamamos Ro = FRw (Ecuación 6)
aRw
Rt = Ro =________cuando Sw = 100%
m
si Sw no es igual a 100%, entonces,
Rt aRw x 1
m Sw
o Rt Ro x 1
Sw
o Sw Ro (8)
Rt
A través de las medidas de laboratorio, se encontró que esta relación (8) es
dependiente del exponente de saturación ―n‖ como
Swn = Ro
Rt
o Swn = FRw
Rt
10
O Swn = a Rw (9)
m Rt
La ecuación 9, forma la relación de Archie que es la base para todas las técnicas
convencionales de interpretación. Mejoramientos y refinamientos se pueden hacer a
la fórmula de Archie para diferentes tipos de las rocas más complicadas.
El resto de este curso esta dedicado a mediciones y a evaluaciones utilizando la
porosidad y la resistividad para calcular la saturación de agua y por consiguiente
reservas de hidrocarburos utilizando los conceptos de esta ecuación.
A.5 DEFINICIONES
a) Porosidad de la Formación ()
Definido como la fracción del volumen total ocupado por poros o vacíos, donde:
= Volumen poroso x 100%
Volumen total
Cuando el espacio poroso es intergranular este es conocido como porosidad
primaria. Cuando la porosidad se debe a la presencia de espacios vacíos creados
después de la depositación, como por ejemplo cavidades o fracturas en carbonatos,
en este la porosidad es conocida como porosidad secundaria. Cuando la lutita está
presente, el espacio poroso ocupado por el agua en la arcilla esta incluido con el
espacio poroso de la roca para dar la Porosidad Total (T). Si únicamente es
considerado el espacio poroso en una formación arcillosa, este espacio poroso es
conocido como Porosidad Efectiva (e).
b) Resistividad de la Formación (R)
Se define como la resistencia que presenta una formación al flujo de la corriente
eléctrica. Se expresa en ohm-metro2 /metro.
Nosotros utilizamos varios términos para describir la resistividad de la formación
bajo varias circunstancias de contenido de fluido.
Rt : Describe la resistividad de una formación en la zona virgen o no afectada por
el proceso de perforación
Ro: Describe una forma especial de Rt. Es la resistividad de una formación limpia
cuando todo el espacio poroso está lleno de agua connata (Rw).
Rw: Es el símbolo para la resistividad del agua de formación (connata).
11
c) Factor de la Formación (F)
Para Resistividad:
Una importante relación existe entre la resistividad de una formación totalmente
saturada de agua (Ro) y la resistividad propia del agua contenida (Rw). La relación
de estos dos valores se denomina Factor de Resistividad de la Formación (o más
normalmente conocida como Factor de Formación) donde:
F = Ro
Rw
F es una constante de la formación bajo consideración. El valor de F para cualquier
formación en particular depende en delante de:
- porosidad de la formación
- distribución de los poros
- tamaño del poro
- estructura del poro
Para la Porosidad
En 1942 un trabajo de Gus Archie propuso que la relación entre el factor de
formación y porosidad podría ser descrita por la fórmula:
F = a
m
donde:
a = constante empírica.
m = factor de cementación.
Algunos autores recomendaron utilizar las relaciones de F y así:
F = 0.62 (Fórmula de Humble para arenas no consolidadas)
2.15
F = 0.81 (para arenas compactas)
2
F = 1.0 (para carbonatos)
2
La Carta Por-1 en el libro de cartas de interpretación de Schlumberger se basa en
varias y diferentes relaciones de F- .
12
d) Saturación de Agua: Sw
Se define como la fracción del espacio poroso lleno de agua donde:
Sw = Agua del Volumen del Poro x 100%
Volumen Poroso Total
e) Saturación del Hidrocarburo (Shy)
Se lo define como la fracción del espacio poroso lleno de hidrocarburos donde:
Shy = Volumen Poroso lleno de Hidrocarburo x 100%
Volumen Poroso Total
o Shy = 1 - Sw
f) Formaciones Limpias
El término Formaciones Limpias se refiere a todas aquellas formaciones sin
presencia de Arcilla.
g) Formaciones Arcillosas
Este término describe a aquellas formaciones donde alguna de los espacios vacíos
(porosidad) están llenos de arcilla.
Se considera que la distribución de la arcilla se presenta en varias formas:
- Laminada: La formación está constituida de laminaciones delgadas de arena
y lutita.
- Dispersa: Las partículas de arcilla se encuentran dispersas en el espacio del
poro.
- Estructural: La arcilla forma parte de la matriz como un grano más.
13
Porosity
Por
Formation Resistivity Factor Versus Porosity
2.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10,000
2.5 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10,00050
40
30
25
20
15
10987
6
5
4
3
2
1
FR, formation resistivity factor
poro
sity (
p.u
.)
1.4
1.6
1.82.0
2.2
2.5
2.8
FR =0.81
2
FR =1
2
FR =0.62
2.15
FR =1
mm
Vugs orspherical pores
Fractures
© Schlumberger
This chart gives a variety of formation resistivity factor-to-
porosity conversions. The proper choice is best determined by
laboratory measurement or experience in the area. In the absence
of this knowledge, recommended relationships are the following:
For soft formations (Humble formula):
For hard formations:
with appropriate cementation factor, m.
Example: = 6% in a carbonate in which a cementation factor,
m, of 2 is appropriate
Therefore, from chart,
FR = 280
FR m
1
,
F FR R 0 62 0 81
2 15 2
.,
..
. or
Figure A4
14
A.6 REGISTROS, ESCALAS Y PRESENTACIONES
a. Los Registros de pozos proporcionan un gráfico continuo de los parámetros
de la formación versus la profundidad.
Las escalas de profundidad normales son:
- 1:200. 1 pie de registro por 200 pies de profundidad medido. Cada línea
representa dos pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidad de
lectura. Se indican profundidades cada 100 pies (Figura A5 y A6).
- 1:500. 1 pie de registro por 500 pies de profundidad medida. Cada línea
representa diez pies. Una línea mas gruesa cada 50 pies para la facilidad de
lectura. Se indican profundidades cada 100 pies (Figura A7).
- Otras escalas también están disponibles. Éstos incluyen 1:1000, 1:40, 1:5.
- Las mallas del registro pueden ser logarítmicas (Registros de Resistividad -
Figura A6) o lineales (para los registros de Porosidad - Figura A5).
b. Si un calibrador está presente o el registro generado es de tipo sónico, se
pondrán marcadores en los dos lados de la pista de profundidad que indican el
volumen integrado del pozo y el tiempo del tránsito integrado.
1) Volumen Integrado del Pozo - Requiere dispositivo del calibrador (Figura
A5)
- Las marcas se localiza en el lado izquierdo de la pista de Profundidad.
- Las marcas pequeñas indican 10 pies3
mientras las marcas grandes
representan 100 pies3.
2) Volumen Integrado de Cemento - Requiere dispositivo del calibrador más el
tamaño del casing a bajarse.
- Las marcas se localiza en el lado derecho de la pista de Profundidad en caso
no exista la presencia del sónico.
- Las marcas pequeñas indican 10 pies3
mientras las marcas grandes
representan 100 pies3.
3) Tiempo de Tránsito Integrado - Requiere de la herramienta sónica
(Figura A5)
- Se localiza en el lado derecho de la pista de profundidad
- Las marcas pequeñas indican 1 milisegundo mientras las marcas grandes
representan 10 milisegundos de tiempo.
Si el registro es obtenido con la modalidad Logging-While-Drilling (LWD), los
marcadores en ambos lados de la pista de profundidad (Figura A6) representan
la conversión de un muestreo basado en el tiempo a una presentación basada en
profundidad. Los marcadores indican el número de muestras de los datos por
unidad de profundidad. En otras palabras, una mayor concentración de
marcadores sobre un intervalo de profundidad, el mayor el número de muestras
de los datos para hacer el registro.
F
15
c. Los registros también tienen cabezales e inserciones
- Los cabezales del registro proporcionan información como la profundidad
del pozo, profundidad del casing, parámetros del lodo, temperatura máxima
y otros comentarios pertinentes para la evaluación de datos del registro
(Figura A8 y A9).
- Las inserciones proporcionan informaciones tales como escalas de las
curvas, códigos, fecha y hora de la adquisición, puntos de las primeras
lecturas de los registros y constantes pertinentes a la corrida. Cuando son
combinadas dos o más medidas, los códigos de las curvas indican a la
medida primaria y más profunda con una línea larga entrecortada, la medida
primaria más somera con una línea sólida (Figura A 10).
16
Figure A8: Log Heading
17
198
198
10150
10163
10050
849.7
848.2
831.2
SEEROIL
TEST 1
WILDCAT
ECUADOR
Figure A9: Log Heading (page 2) and Log Tail
18
CONTENIDO F
B1.0 LA RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN
B1.1 INTRODUCCIÓN
B1.2 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE LA FORMACIÓN RW
B1.3 MEDIDAS DE RESISTIVIDAD EN LA FORMACION
Carta Gen - 9: Resistividad de Soluciones de NaCl
B1.4 RESUMEN
B1.5 EL PROCESO DE PERFORACIÓN Y LAS CAPAS PERMEABLES
Perfiles de la invasión
Carta Gen -3: los Símbolos Usados en Interpretación de Registros
B1.6 CURVA DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)
Carta SP-1: Rweq Determinación desde ESSP (Formaciones Limpias)
Carta SP-2: RW versus Rueca y La Temperatura de la Formación
B2.0 MEDIDA DE RT POR PRINCIPIOS DE INDUCCIÓN
B2.1 PRINCIPIOS DE LAS MEDIDAS DE INDUCCIÓN
S2.2 PRINCIPIOS DE LOS REGISTROS DE ENFOQUE ESFERICOS
B2.3 REGISTRO DE DOBLE INDUCCIÓN Y DE ENFOQUE ESFERICO
B2.4 NUEVOS REGISTROS DE INDUCCIÓN
B3.0 MEDIDA DE Rt POR PRINCIPIOS DEL REGISTRO LATEROLOG
B3.1 DUAL-LATEROLOG
B4.0 MEDIDA DE RX0 POR PRINCIPIOS DE REGISTROS
MICRORESITIVOS
B4.1 INTRODUCCIÓN
B4.2 MICROLOG
B4.3 REGISTRO DE ENFOQUE MICRO - ESFÉRICO
B5.0 SESIÓN de TRABAJO
19
B1.O RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN
j
B1.1 INTRODUCCIÓN
La resistividad de una formación es un parámetro importante para determinar la
saturación de hidrocarburos. La corriente eléctrica puede atravesar una
formación solamente debido a la conductividad del agua que contiene la misma.
Con muy pocas y raras excepciones tales como elementos metálicos sulfuros a
grafitos, las rocas secas son muy buenos aislantes de la electricidad. Es más, las
rocas absolutamente secas muy raramente son encontradas en la naturaleza. Por
consiguiente, las formaciones del subsuelo tienen resistividades finitas y
medibles debido al agua en sus poros o al agua absorbida en su arcilla
intersticial.
Para los propósitos de nuestras discusiones nosotros dividiremos las substancias
en dos categorías generales, conductores o aislantes.
Conductores son aquellas substancias que pasan la corriente eléctrica, por
ejemplo el agua, las arcillas o el lodo de perforación. Los aislantes, son
substancias que no permiten el flujo de la corriente eléctrica, como por ejemplo
los hidrocarburos o la matriz de la roca.
La resistividad medida de una formación depende fundamentalmente de:
- Resistividad del agua de la formación
- La cantidad del agua presente
- La geometría de la estructura del poro.
La resistividad (resistencia específica) de una sustancia es la resistencia medida
entre las caras opuestas de un cubo unitario de esa sustancia a una temperatura
específica. El metro es la unidad de longitud y el ohm es la unidad de resistencia
eléctrica. En forma abreviada, la resistividad es:
R = r A/L,
Donde:
R es la resistividad en ohm-metros,
r es la resistencia en ohm,
A es el área en metros cuadrados,
y L es longitud en metros.
(Vea Figura B1)
Las unidades de resistividad son ohm-metros cuadrados por metro, o
simplemente los ohm-metros (ohm-m).
La conductividad es el recíproco de la resistividad y se expresa en Mohs por
metro. Para evitar fracciones decimales, se expresa normalmente conductividad
en millimhos por metro (mmho / m), donde 1000 mmho/m = 1 mho/m:
20
C = 1000 / R.
Las resistividades de la formación normalmente son de 0.2 a 1000 ohm-m.
Resistividades más alto que 1000 ohm-m es raro en formaciones permeables
pero se observa en formaciones de Porosidad impenetrables, muy bajas (e.g.,
evaporitas).
B1.2 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN (RW)
Como previamente se indicó, las matrices de la formación son aisladores de la
corriente eléctrica; por lo tanto la habilidad de una formación para conducir la
electricidad es una función del agua connota de la formación. Varios factores
deben considerarse:
- el volumen del agua (porosidad)
- los arreglos del espacio poroso (tipo de porosidad)
- la temperatura de la formación
- la salinidad del agua.
a) La Salinidad de Agua
Cuando aumenta la salinidad significa que más iones están disponibles para
conducir la electricidad por lo tanto Rw (resistividad de agua) disminuye.
b) La Temperatura del Agua
Cuando la temperatura de agua se eleva, la movilidad iónica aumenta y
disminuye la resistividad. La carta Gen-9 (Figura B2) ilustra estas relaciones.
c) El Volumen de Agua
Cuando el agua en el espacio poroso de una roca aumenta, la resistividad
disminuye. Si algún volumen de agua es desplazado por hidrocarburos (aislante),
la saturación de agua disminuye y por lo tanto la resistividad aumenta.
B1.3 MEDIDAS DE RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓN
Si nosotros consideramos una formación cuyo espacio poroso contiene sólo
agua, su resistividad verdadera se llama Ro. Nosotros Sabemos que una relación
importante existe entre la resistividad de la formación y la resistividad del agua
que satura la formación – Rw. La proporción de estos dos valores, F, se llama
Factor de Resistividad de la Formación, o más normalmente Factor de
Formación que es una constante; donde:
F = Ro / Rw
Por ejemplo, si la salinidad del agua connata aumenta, Rw disminuirá. Esto
permitirá a su vez que la corriente fluya más fácilmente a través de la formación
21
y bajará R0 y mantendrá así F a un valor constante. Esto es lo que nosotros
debemos esperar de F como
una característica inherente de cada formación.
El factor de formación puede relacionarse a la porosidad de la formación por la
fórmula general:
F = a / m
Donde:
a = constante
m = el factor de la cementación
22
V
A
V
A
V
A
R =ra
L
R = resistividad
L = longitud
a = area
r = resistencia
OHM METROS2
METRO
RESISTANCE INCREASES WITH LENGHT, DECREASES
AS CROSS- SECTIONAL AREA INCREASES
NEDD TO BE MORE SPECIFIC AND ELIMINATE THE SIZE
VARIABLE. USE SPECIFIC RESISTANCE OR RESISTIVITY
WHICH IS RESISTANCE OF A SPECIFIC VOLUME, SUCH
THAT.
FIGURE B1: Principles of Resistance and Resistivity
23
Basic Material
Resistivity of NaCl Solutions
¡F 50 75 100 125 150 200 250 300 350 400
¡C 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 120 140 160 180 200
Temperature (¡F or ¡C)
Resis
tivity o
f solu
tion (
ohm
-m)
ppm
10
8
6
5
4
3
2
1
0.8
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.08
0.06
0.05
0.04
0.03
0.02
0.01
200
300
400
500
600700800
100012001400
17002000
3000
4000
5000600070008000
10,00012,00014,00017,00020,000
30,000
40,00050,00060,00070,00080,000100,000120,000140,000170,000200,000250,000280,000
Conversion approximated by R2 = R1 [(T1 + 6.77)/(T2 + 6.77)]¡F or R2 = R1 [(T1 + 21.5)/(T2 + 21.5)]¡C
300,000
NaC
l concentr
ation (
ppm
or
gra
ins/g
al)
Gra
ins/g
al at 75¡F
10
15
20
25
30
40
50
100
150
200
250
300
400
500
1000
1500
2000
2500
3000
4000
5000
10,000
15,000
20,000
Figure B2
24
Gen
Basic Material
1-1
dh
Hole diameter
di
dj
h
rj
(Invasion diameters)
Adjacent bed
Zone of transition
or annulus
Flushed zone
Adjacent bed
(Bedthickness)
Mud
hmc
dh
Rm
Rs
Rs
Resistivity of the zone
Resistivity of the water in the zone
Water saturation in the zone
Rmc
Mudcake
Rmf
Sxo
Rxo
Rw
Sw
Rt
Uninvadedzone
© Schlumberger
Figure B3
25
B1.4 RESUMEN
1. Formaciones de rocas secas son aislantes.
2. Las formaciones conducen corriente debido al agua en los espacios porosos.
3. Conocimiento de la resistividad del agua de formación (RW) es esencial para la
interpretación de registros.
4. Resistividad utilizada en lugar de la resistencia.
5. Factor de Resistividad de la Formación (F) es una característica de cada
formación
6. Relaciones:
a. F = (Rt / Rw) = (Ro / Rw)
Cuando la porosidad esta saturada 100% de agua
b. F = a / m
7. Símbolos:
Rw - Resistividad del agua connata.
Rt – Resistividad verdadera de la formación.
Rxo – Resistividad de la zona lavada
a – Constante ―a‖.
m - Factor de cementación.
B1.5 EL PROCESO DE PERFORACIÓN Y LAS CAPAS PERMEABLES
Antes de proceder a una discusión sobre los métodos para obtener la resistividad de
la formación, examinemos lo que pasa a una formación permeable cuando es
penetrada por una broca de perforación. (Ver la carta Gen-3).
Bajo condiciones normales, la cabeza hidrostática de la columna de lodo es mayor
que la presión de la formación, este diferencial de presión forza que filtrado de
lodo entre a los espacios porosos de la formación, dejando partículas sólidas o
formando una costra en la pared del pozo. Eventualmente, esta costra de lodo
sellará para evitar futuras invasiones, siempre y cuando ésta no sea removida por
algún efecto mecánico, como por ejemplo cuando se esta cambiando de broca.
El espesor de la costra de lodo se simboliza por hmc
Perfiles de la invasión:
l. Zona invadida. Muy cerca de las paredes del pozo, el proceso de invasión lava
y empuja el agua original y algo de hidrocarburos si estuvieren presentes. La
resistividad de esta zona se lo denomina como Rxo y la saturación de agua se
llama SXO.
donde:
26
SXO2 = FRmf (solo para formaciones limpias)
Rxo
Dibujando Rx0 como una función de profundidad radial en la formación se
obtiene el obtenido en la Figura B4.
2. Zona de la transición. Más allá de las paredes del pozo, la acción del lavado del
filtrado de lodo crea una variedad de situaciones. Si el proceso de lavado tiene
presenta un frente uniforme, nosotros llamamos a este perfil como ―Step Profile‖
(Figura B5a). Si la entremezcla de fluidos de la formación es muy gradual,
nosotros llamaríamos este una zona de la transición (Figura B5b). Algunas veces
en formaciones gasíferas o petrolíferas donde la movilidad de hidrocarburos es
mayor que el agua con nata, el gas o el petróleo se mueven de tal manera que
dejan una zona anular con agua con nata (Figura B5c). Si Rmf > Rw, entonces la
zona anular tendrá una resistividad menor que Rxo y Rt y puede causar un
cálculo de saturación pesimista.
3. Zona virgen o no afectada. Esta es la zona en la cual nosotros queremos analizar.
Esta es la parte de la formación no afectada por la perforación. Su resistividad de
denomina como Rt, la resistividad del agua de formación como Rw y la
saturación de agua como Sw. Si graficamos Rxo, Ri y Rt obtendremos un perfil
de invasión.
Rxo
R
Di
RiRt
Case 1
Step Profile
(a)
Case 2
(b)
Transition
Profile
Rxo
R
Di
RiRt
Rxo
R
Di
RiRt
D2
Caso 3
Annulus
Profile
(c)
Figure B5
Rxo
Resistivity
radial depthintoformation
Distance of complete flushing
(Diameter de invasion, Di)
Figure B4: Invasion Process
27
B1.6 LA CURVA DEL POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)
a) Introducción
La curva de SP es una grabación continua , versus profundidad, de la diferencia de
potencial entre un electrodo móvil en el agujero y un electrodo fijo (cero) en la
superficie. Las unidades utilizadas son milivoltios.
El SP realmente fue descubierto por accidente en los inicios de la registración
eléctrica. En algunos de los primeros pozos de prueba registrados por Schlumberger
utilizando la técnica del punto-por-punto, se observó que un potencial natural
pequeño estaba presente en el pozo aún cuando la fuente se apagaba. Este potencial
espontáneo se debe a una combinación de dos fenómenos: un potencial
Electrocinético normalmente despreciable, y un potencial Electroquímico
compuesto de una potencial de membrana y un potencial generado por la unión de
líquidos. El potencial de la membrana es aproximadamente cinco veces más grande
que el potencial de unión de líquidos.
b) Potencial Electrocinético
Si una solución es forzada por presión diferencial a fluir a través de una membrana,
un potencial eléctrico aparecerá a través de la membrana, (Figura B6). Una situación
similar ocurre cuando los flujos de filtrado de lodo fluyen a través de la costra de
lodo debido al diferencial de presión entre la columna de lodo y la formación. Este
potencial Electrocinético (Ekmc) generalmente es muy pequeño.
En una formación de muy baja permeabilidad, donde la costra de lodo sólo se
construye parcialmente, este potencial Electrocinético puede ser tan alto como 20
mV. Esta situación es, sin embargo, muy rara y en general el potencial
Electrocinético puede ser despreciable.
c) El Potencial Electroquímico
Este potencial es creado por el contacto de dos soluciones de salinidad diferente, o
por un contacto directo o a través de una membrana semi-permeable como las
lutitas.
1) Potencial de la Membrana
Una membrana catiónica ideal, debido a su composición físico-químico, es
permeable solo a los iones positivos (cationes). Las lutitas son membranas ideales
debido a que ellas son, ni demasiado arenosas ni demasiadas limosas. En un pozo,
una sección arcillosa separa normalmente agua salada (generalmente el agua
connata de la zona de la virgen) de un líquido menos salado (generalmente el lodo)
(Figura B7). Existe migración de los iones positivos (Na+) del agua salada
(formación) al agua menos salada (lodo).
Cuando un equilibrio se alcanza:
28
- Iones positivos que ya han cruzado la membrana de la arcilla ejercen una
fuerza rechazando en los iones positivos en el lodo.
- Iones negativos dejados atrás de la formación ejercen una fuerza atractiva en
los iones positivos que no pueden viajar más en la arcilla.
La diferencia de potencial que aparece entre las dos soluciones es dada por la
fórmula:
Em = K Log amf
aw
donde:
amf y aw son las actividades electro-químico de filtrado de lodo y del agua connata.
29
Figure B9: The SP Circuit Path
30
2) Potencial de Contacto de líquidos
El potencial de Contacto de líquidos, tiene lugar al límite entre la zona lavada y la
zona virgen. No existe ninguna lutita que separe a las dos soluciones. Aniones así
como cationes pueden transferirse de una solución a la otra (Figura B8), debido a la
salinidad más alta del agua de la formación, tanto los cationes Na+ como los
aniones de Cl- migrarán hacia el filtrado de lodo. El Ion de Na+ es
comparativamente más grande y arrastra 4.5 moléculas de agua. El ión Cl - es
más pequeño y arrastra sólo 2.5 moléculas de agua. Por lo tanto el anión Cl -
migrará más fácilmente que los iones de Na+.
El resultado es un aumento de cargas positivos dejado atrás en el agua de la
formación. Estas cargas positivas restringen la migración del Cl- hacia la zona
lavada. Una diferencia de potencial aparece al límite entre las dos soluciones:
Ej = K ' Log amf
aw
d) El Potencial Espontáneo Estático o SSP
El potencial total de la cadena entera es así la suma algebraica de: Em + Ej que
también se llama el Potencial Espontáneo Estático o SSP. El potencial
Electrocinético es despreciado. El SP es la caída de potencial medido de las líneas
de corriente en el pozo.
A lo largo de su trayectoria la corriente del SP tiene que forzar su camino a través
de una serie de resistencias, tanto en la formación como en el lodo (Figura B9).
Esto significa que la caída de potencial total (qué es igual al SSP) esta dividida
entre las diferentes formaciones y el lodo en proporción a las resistencias
encontradas por la corriente en cada medio respectivo. El SP que es la medida de la
caída de potencial en el lodo del pozo es sólo parte del SSP. En general, esta es una
porción grande porque la resistencia eléctrica ofrecida por el pozo es, en general,
mucho mayor que la ofrecida por las formaciones.
SP = SSP = (K + K') Log amf
aw
La curva del SP generalmente se presenta en la pista 1 del registro y normalmente
se registra con las herramientas de resistividad asumiendo un lodo conductivo en
el pozo.
En formaciones permeables, la curva del SP muestra deflexiones desde la línea
base de arcillas. En capas gruesas y limpias la deflexión de la curva del SP tiende
a alcanzar una desviación esencialmente constante que define una línea de arenas
limpias.
La deflexión de la curva puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha
(positiva), dependiendo principalmente de la resistividad relativa del agua de
formación y del filtrado de lodo (Figura B10).
31
La magnitud de la deflexión del SP es siempre medida desde la línea de lutitas a
una línea de formación limpia, formaciones acuíferas que contienen una solución de
cloruro de sodio, se da por:
SSP = -K log(Rmfe / Rwe)
K, es una constante que depende de la temperatura y del tipo de sal en el agua de
formación. K = 71 @ 77 grados Fahrenheit para NaCl
En la práctica, el SP está afectado por varios factores, todos ellos tienden a reducir
su magnitud.
El máximo SP disponible en una zona acuífera, potente y limpia se denomina
como Potencial Espontáneo Estático, o SSP (Figura B10).
El SP es reducido por la arcilla en una zona arcillosa y la desviación se llama
Pseudo estática Potencial Espontáneo, o PSP.
La relación de estos dos valores, denominado como Alfa = PSP/SSP, se utiliza de
vez en cuando como un indicador de arcilla en arenas arcillosas. Una aproximación
del SSP en una arena arcillosas es SSP = PSP / (1 - VSh) donde el volumen de
arcilla (VSh) se estima de la curva de Rayos Gamma, la cual se discutirá más tarde.
e) Aplicaciones de la Curva del SP
El SP puede utilizarse para:
- detectar capas permeables ( solo una indicación cualitativa).
- determinar Rw, resistividad del agua de formación,
- obtener una indicación de volumen de arcilla en una zona.
- indicar el ambiente de depositación.
f) Factores que Afectan las lecturas del SP
- Espesor de Capa: SP disminuye proporcional al espesor de la capa.
- Invasión: Reduce el valor SP
- Arcillosidad: la presencia de arcilla en la formación reduce el SP
- Hidrocarburos: los Hidrocarburos en formaciones arcillosas reducirán
ligeramente el SSP
- Filtrado de lodo: La magnitud y dirección de la deflexión del SP desde la
línea base arcilla, depende de las resistividades relativas del filtrado de lodo
y del agua de la formación.
- Lodo Dulce - SP negativo (Figura 8). Rmf > Rw
- Lodo salino - SP positivo (Figura 8). Rw > Rmf
Rw = Rmf - cero SP, no existe deflexión (Figura 8).
32
g) Cálculo del Rw a partir de la curva del SP
Debido a la dependencia de Rmf y Rw, la magnitud de la deflexión de la curva
del SP nos permite calcular el valor de Rw de la formación cuando el valor de
Rmf es conocido.
Este método, cuando se aplica en formaciones limpias, es generalmente exacto.
1. Del cabezal del registro obtener Rmf a temperatura de la
superficie
2. Convertir Rmf a temperatura de la formación utilizando Gen-9
(Figura B12).
3. Convertir Rmf a la temperatura de la formación a Rmfe que usa:
Rmfe = .85 x Rmf (aproximación).
Si Rmf es menor que 0.03 ohm-m o mayor que 1.5 ohm-m a
temperatura de formación, utilizar carta SP-2 (Figura B12) para
obtener Rmfe.
4. Calcular el SP Estático (SSP) del registro frente a la zona de
interés.
5. Entre en la carta SP-1 (figura B11) con el SP Estático,
temperatura de la formación y Rmfe para conseguir Rwe a la
temperatura de formación.
6. Entre en la carta SP-2 (Figura B12) con Rwe y temperatura de la
formación para conseguir Rw.
33
Gamma Ray and Spontaneous Potential
SP
0.01
0.02
0.04
0.06
0.1
0.2
0.4
0.6
1
2
4
6
10
20
40
60
100
0.001
0.005
0.01
0.02
0.05
0.1
0.2
0.5
1.0
2.0
Rmfeq
(ohm-m)
Rmfeq /Rweq
aw/a
mf
or
Rm
fe /R
we
Rweq
(ohm-m)
+50 0 –50 –100 –150 –200
ESSP, static spontaneous potential (mV)
250°C200°C150°C
100°C
50°C
0°C
500°F400°F300
°F
200°F
100°F
Formationtemperature
0.3
0.4
0.6
0.8
1
2
4
6
8
10
20
40
0.3
0.4
0.5
0.6
0.8
1
2
3
4
6
8
10
20
30
40
50
5
Rweq Determination from ESSP
Clean for mations
This chart and nomograph calculate the equivalent forma-
tion water resistivity, R weq, from the static spontaneous
potential, ESSP, measurement in clean formations.
Enter the nomograph with ESSP in mV, turning through
the reservoir temperature in °F or °C to def ne the
Rmfeq/Rweq ratio. From this value, pass through the Rmfeq
value to def ne Rweq.
For predominantly NaCl muds, determine Rmfeq as
follows:
a. If Rmf at 75°F (24°C) is greater than 0.1 ohm-m,
correct Rmf to formation temperature using Chart
Gen-9, and use Rmfeq = 0.85 Rmf.
b. If Rmf at 75°F (24°C) is less than 0.1 ohm-m, use
Chart SP-2 to derive a value of Rmfeq at formation
temperature.
Example: SSP = 100 mV at 250°F
Rmf = 0.70 ohm-m at 100°F
or 0.33 ohm-m at 250°F
Therefore, Rmfeq = 0.85 0.33
= 0.28 ohm-m at 250°F
Rweq = 0.025 ohm-m at 250°F
ESSP = – Kc log(Rmfeq /Rweq)
KC = 61 + 0.133 T°F
KC = 65 + 0.24 T°C
Figure B11
34
Gamma Ray and Spontaneous PotentialSchlumberger
SP
Rw versus Rweq and Formation Temperature
0.005 0.01 0.02 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 1.0 2 3 4 5
0.001
0.002
0.005
0.01
0.02
0.05
0.1
0.2
0.5
1.0
2.0
Rw or Rmf (ohm-m)
Rw
eq o
r R
mfe
q (ohm
-m)
500°F400°F
300°F
200°F
150°F
100°F
75°F
Saturation
400°F
300°F200°F150°F100°F75°F
500°F
NaC
l at 75°F
These charts convert equivalent water resistivity, Rweq, from
Chart SP-1 to actual water resistivity, Rw. They may also be used
to convert Rmf to Rmfeq in saline muds.
Use the solid lines for predominantly NaCl waters. The
dashed lines are approximate for “average” fresh formation
waters (where effects of salts other than NaCl become signif-
cant). The dashed portions may also be used for gyp-base mud
f ltrates.
Example: Rweq = 0.025 ohm-m at 120°C
From chart, Rw = 0.031 ohm-m at 120°C
Special procedures for muds containing Ca or Mg in solution
are discussed in Reference 3. Lime-base muds usually have a
negligible amount of Ca in solution; they may be treated as
regular mud types.
Figure B12
35
B2.O MEDIDAS DE RT POR LOS PRINCIPIOS DE INDUCCIÓN
Nosotros tenemos dos diferentes tipos o clases de herramientas diseñadas para los
dos ambientes más comunes del pozo:
1.Pozos No Conductivos
- Incluyen Sistemas de lodo en base de agua dulce, Sistemas de lodo Inversos
y pozos llenos de aire.
a. Dual Inducción - SFL ( Fuera de servicio)
b. Phasor la Inducción Dual–SFL
c. Inducción de Arreglos de Imágenes, tipo AIT
2. Pozos Conductivos
- Incluyen Lodos salinos a Lodos saturados de Sal
a) Dual Laterolog
B2.1 PRINCIPIOS DEL REGISTRO DE INDUCCION
Las medidas de inducción fueron originalmente desarrolladas para medir la
resistividad de la formación en pozos con lodos en base de petróleo y para pozos
llenos de aire. Las herramientas de electrodos no pueden trabajar en este tipo de
ambiente de lodos no conductivos. Anteriormente se intentó utilizar unos
sistemas de rascadores para que los electrodos trabajen, pero los esfuerzos no
fueron satisfactorios.
La experiencia demostró muy pronto que el registro de inducción tenía también
muchas ventajas cuando se lo utiliza en pozos perforados con lodos en base de
agua. Diseñado para una investigación profunda, los registros de inducción
pueden enfocarse para minimizar las influencias del pozo, de las formaciones
adyacentes y de la zona invadida.
Principio
Las herramientas de inducción de hoy día tienen muchas bobinas transmisoras y
receptoras. Sin embargo, el principio puede ser entendido considerando solo una
bobina transmisora y una receptora, (vea Figura B13).
Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a
través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce
corriente hacia la formación alrededor del agujero. Dichas corrientes fluyen en
anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de transmisión y crean
a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora.
Ya que la corriente alterna en la bobina de transmisión es de amplitud y
frecuencia constantes, las corrientes de anillos son directamente proporcionales a
la conductividad de la formación. El voltaje inducido en la bobina receptora es
proporcional a las corrientes de anillo y así a la conductividad de la formación.
36
También hay un acoplamiento directo entre las bobinas transmisora y receptora.
La señal que se origina de este acoplamiento se elimina con el uso de bobinas
―compensadoras‖.
La herramienta de inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es
aislante, incluso aire o gas. La herramienta también trabaja bien cuando el pozo
contiene lodo conductivo, amenos que éste sea demasiado salado, las
formaciones muy resistivas o el diámetro muy grande.
B2.2 PRINCIPIOS DEL REGISTRO DE ENFOQUE ESFERICO
La herramienta SFL mide la resistividad de la formación cerca de la pared del
pozo y proporciona la medida somera de investigación para evaluar los efectos
de la invasión de las medidas mas profundas de resistividad. Esta es una
herramienta de espaciamiento corto utilizada en la herramienta anterior del
Phasor Inducción-SFL.
El sistema de SFL difiere de anteriores herramientas enfocadas. Mientras los
sistemas intentan enfocar la corriente en discos planares, el sistema SFL
establece esencialmente corazas de potencial constante alrededor del electrodo
de corriente.
La herramienta del SFL es hábil para mantener la distribución potencial esférica
en la formación sobre un rango amplio de agujeros variables aún cuando un
agujero conductivo este presente. Para acompañar a este arreglo, la herramienta
del SFL esta compuesto de dos sistemas de corriente separados e independientes
( Figura B14). El sistema de corriente de remolino sirve para taponar el agujero
y establecer las esferas equipotenciales. El sistema de corriente de registración
la causa una corriente independiente para fluir a través del volumen de
investigación, la intensidad de esta corriente es proporcional a la conductividad
de la formación.
La herramienta del SFL consiste de electrodos de corriente-emisión, electrodos
de corriente-retorno y electrodos de medida. Dos esferas equipotenciales
alrededor de la fuente de corriente de la herramienta son establecidas. La
primera esfera es de alrededor 9 pulgadas del electrodo de corriente y el otro esta
a 50 pulgadas de distancia. Un potencial constante de 2.5 mV se mantiene entre
estas dos superficies esféricas. Por cuanto el volumen de formación entre estas
dos superficies es constante (espaciamiento de electrodos es fijo) y la caída de
voltaje es constante (2.5 mV), la resistividad de este volumen de formación
puede ser determinada midiendo el flujo de corriente.
B2.3 REGISTRO DE INDUCCIÓN DOBLE – ENFOQUE ESFERICO
Éste es el más básico de los dispositivos de inducción y fue la medida de
referencia de la inducción por mas de 20 años hasta su retiro del mercado en
1990. La herramienta proporciona tres curvas de resistividades enfocadas: dos
de Inducción y una Curva somera de enfoque esférico más el Potencial
Espontáneo. Cada curva tiene una profundidad diferente de investigación (Figura
B 15).
37
Registro de Enfoque Esférico - un dispositivo de lectura poco profundo afectado
principalmente por la zona lavada (Rxo). (Distancia radial = 30 cm o 12
pulgadas)
Inducción Media (ILM) - dependiendo del diámetro del perfil de invasión, el
ILM puede estar influenciado por la zonas Rxo o Rt … o ambas. (Distancia
radial = 60-80 cm. 24-32 pulgadas) .
Inducción profunda (ILD) - está principalmente afectada por Rt , a menos que la
invasión sea muy profunda. Cada curva de inducción o las dos pueden estar
influenciadas si un anulo está presente. (Distancia radial = 1.2-1.5 m.)
38
Figure B15
39
a) Presentación del Registro
a. Logarítmico: En una escala 1:200 se presentan curvas de la resistividad en
una escala logarítmica. Esta es la presentación preferida para los Analistas de
Registros (Figura B15)
b. Log-Lineal: Aquí la escala 1:200 presenta dos curvas de resistividad, la curva
SFL promediada y la curva de ILD sobre una escala de resistividad lineal.
También esta incluida la curva equivalente al ILD que es la curva de
conductividad. Esta presentación es principalmente útil para propósitos de
correlación. Se registran ambas presentaciones simultáneamente.
b) Características de la Herramienta y Aplicaciones
- La herramienta de Inducción Doble-SFL, es muy efectiva cuando se la
utiliza en agujeros perforados con lodos moderadamente conductivos, por
ejemplo cuando Rmf/Rw >2.5.
- El enfoque vertical es bueno, valores confiables de Rt se pueden obtener
donde el espesor de la capa es mayor a 12 pies.
- Por cuanto la herramienta actualmente mide la conductividad de la
formación y luego lo convierte a valores de resistividad, los resultados son
más precisos en zonas de baja resistividad.
- La registración de tres curvas que investigan cantidades diferentes de
volumen de la formación, nos permite estudiar los perfiles de invasión y
donde la invasión es profunda para hacer las correcciones para obtener Rt.
- Puesto que los dos dispositivos de Inducción producen sus señales
induciendo un campo magnético en la formación, ellos pueden correrse en
pozos perforados con aire o en pozos perforados con lodos no conductivos.
(El SFL requiere un camino conductivo a través del lodo de perforación y no
puede estar presente en estos casos). Una curva de Rayos Gamma
normalmente registrada en lugar del SP. Las cartas de corrección están
disponibles por cada compañía que registra para corregir por la influencia de:
- Agujero (diámetro y resistividad del lodo).
- espesor de la capa
- invasión
c) Limitaciones
- La registración en pozos de diámetros grandes perforados con lodos salinos,
debería ser evitada en particular en formaciones de alta resistividad. Señales
de agujeros grandes se agregarán a las señales de la formación produciendo
bajas señales aparentes de resistividad.
- En zonas de alta resistividad (conductibilidad baja), e.g. más de 250 ohmm,
pueden ocurrir errores en las medidas.
Los problemas anteriores a veces pueden ser minimizados por un sistema de
calibración en el fondo del pozo. Una zona gruesa de porosidad cero, como por
ejemplo caliza, o anhidrita son ideal para este propósito. Por lo tanto si se espera
40
dificultades en obtener una buena medida del DIL, esto es a menudo una ventaje
para correr un registro de porosidad con caliper antes del registro DIL. (Esto
también debería ser anotado que estos cambios fueron hechos únicamente a los
registros DIL y también anotado en la sección de observaciones de la cabeza del
registro).
d) Las respuestas del Registro (Figura B 16)
Para pozos perforados con lodos frescos (Rmf / Rw > 2.5, Rxo / Rt > 2.5) las
conclusiones generales siguientes pueden ser sacadas por inspección del registro:
- Cuando SFL = ILM = ILD; Rt = ILD, esto indica cero o la invasión muy
poco profunda.
- Cuando SFL > ILM = ILD; Rt = ILD, esto indica invasión moderada.
- Cuando SFL > ILM > ILD, y si Rxo = SFL, entonces Rt < ILD, este indica
invasión profunda.
Cuando SFL = ILM > ILD, y si Rxo = SFL, nosotros debemos utilizar la carta
de Schlumberger Rint–2c (Figura B17) para obtener Rt. Esta respuesta indica
invasión muy profunda.
En general, lo más cerca de la curva media es para el SFL, lo más profundo de
la invasión. El resultado de corregir por invasión es obtener un Rt que sea más
bajo que ILD. Por lo tanto utilizando las lecturas del ILD sin la corrección,
obtendremos una Sw optimista.
e)Resumen
Beneficios:
- El registro de Inducción Doble (Dual Induction)-SFL, puede usarse mas
Efectivamente en agujeros llenos de lodo ligeramente conductivo, lodos no-
conductivos y pozos perforados con aire.
- El enfoque vertical es bueno y da valores confiables de Rt, para capas más
gruesas que 12 pies.
- Mide bajas resistividades en forma precisa (menos de diez ohm-metros).
- Registración de 3 medidas de resistividad enfocada, las cuales investigan
diferentes volúmenes de formación, nos permite estudiar el perfil de invasión
en el caso de invasión profunda.
Los Cartas de corrección están disponibles por cada compañía de Servicios:
- Agujero
- Espesor de la capa
- Invasión
Desventajas:
- No confiable para el resistividades > 250 ohm-m (utilizar un registro Dual
Laterolog).
41
- Agujeros grandes y lodos salinos producen señales grandes las cuales dan
una resistividad aparente muy baja (en este caso es recomendable utilizar el
DLL).
42
Resistivity
Rint
DIL* Dual Induction–SFL* Spherically Focused Resistivity LogID–IM–SFL
RIM/RID
RSFL/RID
Thick beds, 8-in. [203-mm] hole, skin-effect corrected,DIS-EA or equivalent
1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.7 1.9
20
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
4050
60
70
80
90
15
20
0.38
0.50
0.63
1.27 1.521.78
10
25
3030
25
15
7
0.75di (m
) 1.01
5
3
2
0.95 0.850.75
1.0
20
d i (in.)
Rt
RD
Rxo/Rm » 20
Rxo
Rt
Figure B17
43
B2.4 HERRAMIENTA DE INDUCCIÓN DE FASORES Y SFL
La herramienta de Inducción de Fasores (Phasor Induction) y SFL (Figura B18),
utiliza un arreglo convencional de Dual Induction-SFL para registrar datos de
resistividad a tres profundidades de investigación (ver Carta B1). Además de la
medida usual de inducción (señal-R), la herramienta realiza una medida de alta
calidad de la señal de cuadratura de inducción (señal-X). Estas medidas se combinan
con nuevos adelantos en procesamiento de las señales para proporcionar un registro
de inducción de alta resolución para capas delgadas menores a 2 pies. Correcciones
totales para estos ambientes distorsionados son realizadas tanto por efecto de
agujero como por capas adyacentes.
Desde su introducción en el mercado a inicios de los años 60, la herramienta Dual
Inducción ha evolucionado hasta convertirse la registración primaria para la
evaluación de formación en pozos con lodos frescos (agua dulce) y pozos en base de
aceite. Las herramientas anteriores, sin embargo, han producido registros con
limitaciones en las respuestas. Estas limitaciones normalmente han requerido
correcciones manuales tediosas. En casos extremos las limitaciones de la respuesta
de la herramienta han producido formas en los registros que estaban equivocados
para estructuras geológicas. No obstante que las distorsiones de la resistividad de la
formación causada por efecto de la resolución y por efecto de capas adyacentes son
totalmente predecibles desde la teoría electromagnética, los algoritmos de
44
corrección automática no tuvieron éxito anteriormente, debido a la medida no lineal
de la señal-R la cual fue la única medida realizada en las herramientas antiguas.
Nuevos desarrollos en tecnología de la electrónica, trabajan en computar la
respuesta de la herramienta de inducción en modelos de formación reales, y la
moderna teoría de procesamiento de señales ha combinado para permitir el
desarrollo de una herramienta más nueva que puede superar las limitaciones de
herramientas anteriores. En los últimos años la tecnología a avanzado mucho más
con el desarrollo de nuevos modelos de herramientas, mayor numero de medidas y
alto procesamiento hasta llegar a imágenes de resistividad como es el caso de la
herramienta AIT de la compañía Schlumberger.
Punto central a este desarrollo es una técnica de deconvolución no lineal que corrige
el registro de inducción en tiempo real por efecto de capas adyacentes y mejora la
resolución de capas delgadas sobre un amplio rango de conductividades de la
formación. Este algoritmo, llamado procesamiento Phasor, requiere el uso de la
señal de cuadratura de inducción, o señal-X la cual mide directamente la señal no
lineal. El procesamiento Phasor corrige por efecto de capas adyacentes y
proporciona resolución para capas delgadas a través de procesamiento mejorado
hasta detectar capas de 60 cm en muchos casos.
Agregando medidas como la geometría del agujero en la misma configuración de
las herramientas, se pueden corregir en tiempo real los efectos causados por el
agujero. Eliminados estos efectos ambientales, se puede realizar en tiempo real una
inversión de la información para obtener un modelo de tres parámetros de invasión.
El diseño del Phasor Inducción proporciona varias ventajas adicionales sobre las
herramientas existentes. Éstas incluyen mejoras en el sistema de la calibración,
estabilidad en el error causado por la herramienta, respuesta del SFL, una reducción
de la señal y ruido del cable. Cada uno de estas mejoras contribuye a proporcionar
medidas de resistividad de la formación más exactas sobre un rango más amplio de
resistividad y condiciones del agujero.
45
a) Formas y Descripción de la Herramienta Phasor
La herramienta de Inducción Phasor SFL, se puede combinarse con otras
herramientas de telemetría de cable. Las medidas que regresan a la superficie
incluyen señales-R profundas (ID), medias (IM); señales-X ID e IM; voltaje y
corriente SFL, corriente de enfoque SFL; potencial espontáneo SP, voltaje
Armor del SP y un arreglo de temperatura. Todas las medidas excepto el SP son
digitalizadas en el fondo del pozo con convertidores de alta resolución
analógicos-a-digitales y todos los canales de medida sé recalibran cada 6
pulgadas (15 cm) durante el registro.
La frecuencia de operación de los arreglos de inducción se puede seleccionar en
10 Khz, 20 Khz o 40 Khz, con una frecuencia predefinida de 20 Khz. La
herramienta también proporciona medidas de importantes señales analógicas y
monitoreo continuo de las señales digitales como una ayuda para detectar y
analizar alguna caída de la herramienta. Profundidades de investigación y la
resolución vertical de las medidas son listadas.
b) La Presentación del Registro
El mismo formato de presentación es utilizado para ambas generaciones de
herramientas de la inducción. Los dos registros pueden ser identificados por las
siguientes diferencias (Figura B19).
a. Inducción Profunda (IDPH) - el registro utiliza la sigla de
IDPH para identificar proceso de Phasor.
b. Inducción Media (IMPH) - el registro utiliza la sigla de IMPH
para identificar proceso de Phasor.
c. Hay una marca de picadillo al lado correcto de la pista de
profundidad.
c) Características de la Herramienta, Mejoras, y Aplicaciones
- Phasor Induction – SFL, puede usarse efectivamente en agujeros llenos de
lodo ligeramente conductivo, lodos no conductivos y pozos en base de aire.
- El enfoque vertical es bueno y da valores confiables de Rt, por las capas más
gruesas que miden hasta 7.5 pies sin correcciones por efecto de capas
adyacentes.
- Mide con precisión bajas resistividades.
- Registración de tres medidas de enfoque que investiga volúmenes diferentes
de formación.
- Confiable para resistividades hasta 1000 ohm-m contra 250 ohm-m con
herramienta de la Inducción normal.
- Da lecturas exactas en pozos de hasta 21 pulgadas de diámetro (Rt / Rm <
1000).
- Opera a frecuencias variables del transmisor para mejorar la relación señal-
ruido.
- Utiliza técnicas de transmisión digitales para mejorar la exactitud de
calibración y de medida.
46
Las cartas de corrección están disponibles para:
- Agujero
- Espesor de capa
- Invasión (Carta Rint 11 a)
Phasor Induction - SFL
Median Depth of Investigation
1.- Metres Feet / Inches
Above 100 ohm -m ID 1,58 62 inches
Homogeneous IM 0,79 31 inches
formation SFL 0,41 16 inches
2.-
At 0.1 ohm-m ID 1,22 48 inches
homogeneous IM 0,66 26 inches
formation SFL 0,41 16 inches
Phasor Induction - SFL
Vertical Resolution
Vertical resolution IDPH 2,46 8 feet
bed thickness for full IMPH 1,85 6 feet
Rt determination IDER* 0,92 3 feet
no invasion IMER 0,92 3 feet
IDVR# 0,61 2 feet
IMVR 0,61 2 feet
SFL 0,61 2 feet
* ER - Enhanced Resolution Phasor
# VR - Very Enhanced Resolution Phasor
Chart B1
47
Figure B19 PHASOR-SFL
48
B3.O Medida de Rt por Principios de Laterolog
B3.1 DUAL LATEROLOG
Hablando ampliamente, los fluidos del pozo durante las operaciones de perforación
son separados en categorías de conductivos y no conductivos. Cada uno propone un
desafío particular cuando se mide la resistividad de la formación. El Dual Laterolog
es un dispositivo de emisión de corriente de electrodo que se mide mejor en lodos
salinos (i.e. donde Rt / Rm>> > 100, Rmf / Rw < 2.5). Está diseñado para obtener
Rt, midiendo la resistividad con varios arreglos con diferentes profundidades de
investigación.
Las medidas responden a tres profundidades de investigación apropiadamente
escogidas, normalmente aproximadas el perfil de invasión del pozo para determinar
Rt.
Para una mejor exactitud de la interpretación, el sistema debería cumplir con los
siguientes requerimientos:
- Los efectos del pozo deberían ser pequeños y/o corregibles.
- Las resoluciones verticales deben ser similares.
- Las investigaciones radiales deberían ser bien distribuidas; i.e., una lectura
debería ser profunda, una somera y la tercera entre las dos anteriores.
a) Descripción y Características
Como resultado se desarrolló la herramienta del MicroSFL- Dual Laterolog con
grabaciones simultáneas. La Figura B21 ilustra el enfoque usado por el
dispositivo del Laterolog profundo (izquierdo) y por el dispositivo de Laterolog
somero (derecho). Ambos usan los mismos electrodos y tiene el mismo espesor
del espectro de la corriente, pero tienen diferentes enfoques para proporcionar
diferentes características en las profundidades de investigación.
49
La herramienta DLL tiene un rango de respuesta de 0.2 a 40,000 ohm-m, rango
que es mucho más ancho que el cubierto por dispositivos de Laterolog
anteriores.
Para lograr una mejor exactitud tanto en bajas y altas resistividades una
constante de poder de medida del sistema es empleado. En este sistema ambas
medidas de corriente (io) y medida de voltaje (Vo) son variados y medidos, pero
el producto de las dos, (i.e., poder) VoIo, es mantenida constante.
Las medidas de profundidad del latero log (LLD) o de la herramienta DLL,
tienen una mayor profundidad de investigación que anteriores herramientas de
latero log, extendiendo el rango en las condiciones de la formación, hacen que
las determinaciones de Rt sean más confiables.
Para lograrlo, se necesitan electrodos de guardia muy largos; la distancia entre
los extremos de los electrodos de la herramienta de DLL-Rxo es de
aproximadamente 8.5 metros (28 pies). El espesor de espectro nominal de 60 cm
(2 pies), asegurando una buena resolución vertical. La investigación radial es de
1.2 a 1.5 metros (4-5 pies).
La medida del Laterolog poco profunda (LSS) tiene la misma resolución vertical
como el del dispositivo del Laterolog profundo 60 cm (2 pies), pero responde
más intensamente a aquella región alrededor del pozo normalmente afectada por
la invasión. Usa un tipo de enfoque llamado pseudolaterolog, en donde la
corriente enfocada retorna a los electrodos cercanos en lugar de los electrodos
50
distantes. Esto causa que la medida de la corriente retorne más rápidamente una
vez que ha entrado en la formación, así produciendo una profundidad de
investigación relativamente corta de 50 a 60 centímetros (20 a 24 pulgadas).
b) Presentación del Registro
La presentación de DLL-MSFL es muy similar a la del Phasor Induction. Las
diferencias incluyen: escalas expandidas de resistividad (0.2 - 200,000 ohm-m) y
la adición del Gamma Ray y el Caliper (si MSFL es usado). Vea el registro en
la Figura B23.
c) Características y aplicaciones de la herramienta
1. El Dual Laterolog es más efectivo en lodos salinos (alto Rt/Rm) o donde Rmf /
Rw < 2.5. (Figura B22) .
2. La herramienta tiene un excelente rango de resistividad, de 0.2 a 40,000 ohm-
m es posible.
Figure B19
LATEROLOG
PREFERRED
(%)
PO
RO
S I
TY
USE BOTH LOGSBellow appropriate Rw curve
INDUCTION LOG
PREFERREDABOVE APPROPRIATE
Rw CURVE
30
25
20
15
10
5
0.5 .7 1. 2. 3. 4. 5. 7 10. 20 30
Rmf / Rw
Figure B22: Preferred ranges of applications
of Induction logs and laterologs
Rw = 0.1 - M
Rw = 0.1 - M
Rw = 0.01 - M
51
Figure B23
52
3. La resolución vertical es excelente, Rt puede obtenerse en capas tan delgadas
como de 60 cm ( 2 pies).
4. El LLD tiene muy pequeños efectos por pozo en agujeros largos.
5. Cuando es combinado con una medida de Rxo, las curvas del LLd, y del LLs
pueden ser usadas para estudiar perfiles de invasión y computar un valor de Rt
más exacto. Vea Carta Rint-9 (Figura B24).
6. Asumiendo que las condiciones de pozo son adecuadas, la separación entre las
curvas LLS y LLD pueden ser usadas para dar una mirada rápida de indicación
de hidrocarburos; particularmente en lodos salinos. En lodos salinos la relación
Rxo / Rt será menor a uno para una mejor zona, mientras mayor la separación
entre LLs y LLd.
d)Limitaciones
1. Las herramientas no deberían usarse en lodos frescos (Rmf / Rw > 2.5.)
2. Las herramientas requieren de una buena centralización para minimizar
las influencias del pozo en el LLs.
3. Si la invasión es profunda, un valor bueno de Rxo (e.g. de un registro
Micro-esféricamente Enfocado) se requiere corregir LLd por la
influencia de la invasión para obtener un valor exacto de Rt.
Las cartas de corrección están disponibles por la influencia de:
- el pozo (diámetro y resistividad del lodo).
- la invasión. (Carta Rint-9b)
- el espesor de capa.
53
Resistivity
Rint
Dual Laterolog–Rxo DeviceDLT-D/E LLD–LLS–R xo device
1.11.2
1.31.4
1.6
1.8
100
80
60
40
30
20
15
10
8
6
4
3
2
1.5
1
0.8
0.6
0.4
0.3
0.2
RLLD/Rxo
RLLD/RLLS
Thick beds, 8-in. [203-mm] hole,no annulus, no transition zone, Rxo/Rm = 50,
use data corrected for borehole effect
20 30
80
100
120
0.500.75 1.01
1.271.52
2.03
3.04
40 5060
100
70
50
30
20
15
10
7
5
3
1.5
2
0.4
0.2
100
60
4030
20
2.54
1.52
1.01
0.750.50
0.4 0.6 0.8 1.0 1.5 2 3 4 6 8 10 15 20 30 40 50
di (in.)
di (m)
di (in.)
di (m)
Rt
Rxo
Rt
Rxo
Rt
RLLD
Figure B24
54
B4.0 Medida de Rxo por Principios de Micro-Resistividad
B4.1 INTRODUCCIÓN
I
Como se ha mencionado, una medida de resistividad de la zona invadida, Rxo,
es un importante parámetro al intentar definir el diámetro de invasión. Puesto
que la zona invadida se extiende solo unos pocos centímetros desde el pozo, un
dispositivo de lectura poco profundo es requerido. Tales herramientas son el
Microlog, Microlaterolog, Proximity Log y el Micro-Spherically Focused Log.
Todos son dispositivos de tipo de almohadilla que se aprietan contra la pared del
pozo para hacer sus medidas.
Hoy, el Microlog y Micro-Spherically Focused Log son completamente
combinables con todos los principales servicios de perfilaje de registros. Se han
discontinuado el Microlaterolog y el Proximity Log debido a las Limitaciones
en su diseño. Otro servicio, la Herramienta de Propagación Electromagnética,
también proporciona una excelente medida de Rxo. Este servicio es un
dispositivo avanzado y no será discutido en este manual.
Para medir Rxo, la herramienta debe tener una muy pequeña profundidad de
investigación. Puesto que la lectura debería ser afectada por el pozo tan poco
como sea posible, una herramienta de almohadilla de pared es usada.
Las corrientes de los electrodos en la almohadilla deben atravesar la costra para
alcanzar la zona invadida. Por consiguiente, las lecturas de microresistividad son
afectadas por la costra; el efecto depende de la resistividad de la costra, Rmc, y
del grosor de la costra hmc.
Es más, las costras pueden ser anisotrópicas, con resistividades paralelas a la
pared del pozo menos que por la costra. Costras anisotrópicas incrementan los
efectos de costra en las lecturas de microresistividad así que el grosor efectivo o
eléctrico de costra es mayor que el indicado por el Caliper.
B4.2 REGISTRO DEL MICROLOG
Con la herramienta del Microlog, dos dispositivos de corto espaciamiento de
diferentes profundidades de investigación proporcionan medidas de resistividad de
un volumen muy pequeño de costra y formación que unen inmediatamente al pozo.
La comparación de las lecturas de las dos curvas identifica costras con indicativos
de invasión y por lo tanto de formaciones permeables.
b)Principio
La almohadilla de caucho del Microlog se aprieta contra la pared del pozo por
brazos y resortes (Figura B25). La cara de la almohadilla tiene tres pequeños
electrodos espaciados en línea, separados por 1 pulgada (2.5 centímetros). Con estos
electrodos se obtienen medidas de microinversa (R1‖x1‖) de 1 por 1 pulgada y
micronormal de 2 pulgadas (5.1 centímetros) siendo registradas simultáneamente.
55
Las corrientes emitidas de estos electrodos son totalmente no enfocados fluyendo
por el camino de menor resistencia (Figura B26).
En cuanto el fluido de perforación entra en la formación permeable, los sólidos del
lodo se acumulan en la pared del agujero y forman una costra. Normalmente, la
resistividad de la costra es ligeramente mayor que la resistividad del lodo y
considerablemente menor que la resistividad de la zona invadida cerca del pozo.
El dispositivo micronormal de 2 pulgada tiene una mayor profundidad de
investigación que la microinversa. Por consiguiente, es menos influenciado por la
costra y lee una resistividad más alta produciendo una separación positiva de la
curva. En la presencia de costra de baja resistividad, ambos dispositivos miden
resistividades moderadas y normalmente van de 2 a 10 veces Rm.
En formaciones impermeables, las dos curvas leen casi iguales lecturas o exhiben
alguna separación negativa. Aquí las resistividades normalmente son mucho
mayores que en formaciones permeables. (Vea Figura B27 - Microlog).
Bajo circunstancias favorables el Microlog puede usarse para obtener Rxo pero
generalmente es considerado un buen indicador cualitativo de permeabilidad, en
lugar de una medida de Rxo
b) las Limitaciones de Microlog
- Rxo / Rmc deben ser aproximadamente menores que 15.
- Espesor de la costra < 1.2 cm
- Profundidad de Invasión > 10 cm, por otra parte las lecturas del Microlog
son afectadas por Rt
B4.3 REGISTROS MICRO-ESFÉRICAMENTE ENFOCADOS (MSFL)
El MicroSFL es un dispositivo de registro esféricamente enfocado, montado en una
almohadilla que ha reemplazado a los Microlaterolog y a las herramientas de
Proximidad (Proximity). Tiene dos ventajas distintas sobre los otros dispositivos de
Rxo. El primero es su poder de combinarse con otras herramientas de registros,
tales como Phasor Inducción, Array Induction y Dual Laterolog.
56
Esto elimina la necesidad de una carrera adicional de registro para obtener la
información de Rxo. Vea Figura B23 para un ejemplo del registro de MSFL con
Laterolog Dual.
La segunda mejora está en la respuesta de la herramienta para zonas Rxo poco
profundo con presencia de costra de lodo. La limitación principal de la medida de
Microlaterolog fue su sensibilidad a la costra. Cuando el espesor de la costra excedía
aproximadamente los 3/8 de pulgada, las lecturas del registro se influenciaban
severamente a los altos contrastes de Rxo / Rmc. El registro de Proximidad, por otro
lado, era relativamente insensible a la costra, pero requería de un diámetro de la
zona invadida de aproximadamente 100 cm (39 pulgadas)para proporcionar
aproximaciones directas de Rxo.
La solución se encontró en una adaptación del principio de enfocar esféricamente en
un dispositivo del almohadilla de contacto de pared del pozo. Por una selección
cuidadosa del espaciamiento de electrodos y controles de corriente de remolino ,las
medidas del MicroSFL fueron diseñadas para minimizar el efecto de costra por
cualquier aumento indebido en la profundidad de investigación. Figure B28 ilustra,
esquemáticamente, los modelos actuales (izquierdo) y el arreglo del electrodo
(derecho) de la herramienta de MicroSFL.
Forzando para que la corriente fluya directamente a la formación, el efecto de la
resistividad de la costra es minimizada; todavía así la herramienta tiene una
profundidad muy somera de investigación.
57
También pueden computarse curvas del Microlog sintéticas de los parámetros del
MicroSFL. Es posible obtener matemáticamente las curvas de Micronormal y
Microinversa ya que la medida de corriente mira principalmente la zona invadida y
la corriente de remolino mira principalmente la costra.
a)Limitaciones de MicroSFL
- la profundidad de invasión > 4.7‖ (12cm).
- el espesor de la costra de lodo < 0.04‖ (1.2 cm).
- 4‖ (10cm) de investigación radial.
b) Aplicaciones del MicroSFL
- Identificación de zonas permeables.
- Un valor excelente de Rxo del MSFL, proporciona una mirada rápida de la
técnica de sobre posición para la comparación de una curva de Rt después de
ser normalizada en una zona del 100% de Sw. Después de la normalización
cuando las curvas se separan es un indicativo de hidrocarburo móvil.
- Determinación de la Sw usando los valores de Rxo y de Rt proporcionan un
chequeo libre litológico e independiente de otros métodos. Debe notarse que
el uso de este sistema en lodos frescos donde la invasión profunda está
presente, debería aproximarse con cautela.
- Una medida de Rxo es otro método de encontrar Rw cuando una zona
acuífera está disponible. F se calcula de Rxo y Rmf; Ro es determinado
obteniendo RLLD y RLLS de los registros y luego corregidos por efectos de
invasión y del agujero. Se resuelve Rw = Ro / F.
También, conociendo F , la Ф puede ser calculada. Recuerde la relación para
encontrar Rw es permitirle resolver Sw2
= F Rw / Rt, en una posible zona de pago en
cualquier sitio del pozo.
Cartas de corrección están disponibles para las influencias de:
- Costra (Carta Rxo-3) (Figura B29).
58
Rxo
MicroSFL* Mudcake Correction
Example: RMLL = 9.0 ohm-m
Rmc = 0.15 ohm-m at formation temperature
hmc = 9.5 mm
giving RMLL/Rmc = 9.0/0.15 = 60
Therefore, RMLLcor/RMLL = 2
and RMLLcor = 2(9.0) = 18 ohm-m
RMSFL/Rmc
RM
SF
Lco
r/R
MS
FL
Standard MicroSFL
MSFL version III mudcake correction, 8-in. borehole
1 2 5 10 20 50 100
3.0
2.5
2.0
1.5
1.00.9
0.8
0.7
0.6
1 in. [25.4 mm]
3/4 in. [19 mm]
1/4 in. [6.4 mm]
1/8 in. [3.2 mm]
1/2 in. [12.7 mm]
hmc
0 in.
RM
SF
Lco
r/R
MS
FL
RMSFL/Rmc
Slimhole MicroSFL
Slim MSFL mudcake correction, 8-in. borehole
1 2 5 10 20 50 100
3.0
2.5
2.0
1.5
1.00.9
0.8
0.7
0.6
1 in. [25.4 mm] 3/4 in. [19 mm]
1/2 in. [12.7 mm]
1/4 in. [6.4 mm]
0 – 1/8 in. [0 – 3.2 mm]
hmc
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
Figure B29
59
B5.O Sesión de trabajo
la. Rmf dado = 2.5 O - m @ 50º F, ENCONTRAR Rmf @ 126º F, usando Carta
Gen - 9 (Figura B2).
Rmf = @ 126 F
b. ¿Cuál es concentración de NaCl del filtrado de lodo en ppm?
2a. Dado una salinidad de la solución de 80 000 ppm, encuentre el resistividad de la
solución @ 250 ºF
Rm = @250ºC
b. Dado una salinidad de la solución de 10 000 pprn @ 68ºF, encuentre el resistividad
de la solución @ 122ºF
Rm = @122 F
3. ¿Rm dado = .74 @ 68ºF, lo que Rm igualan a BHT si la Profundidad Total es 7872 ft
y la Pendiente Geotérmica es 11ºF/100 ft (temperatura de Superficie 68ºF)?
Rm = _______________________@_____________________ºF
60
CONTENIDO
C1.0 MEDIDAS de POROSIDAD
C2.0 MEDIDAS de POROSIDAD DE LA HERRAMIENTA SÓNICA (BHC)
C2.1 INTRODUCCIÓN
C2.2 DETERMINACIÓN de POROSIDAD
C2.3 FACTORES QUE AFECTAN LA INTERPRETACIÓN SÓNICA:
C3.0 MEDIDAS de POROSIDAD A PARTIR DE LA HERRAMIENTA DE
DENSIDAD Y LITOLOGIA
C3.1 INTRODUCCIÓN
C3.2 PRINCIPIO
C3.3 POROSIDAD PARTIR DE UN REGISTRO de DENSIDAD
C3.4 LITOLOGIA A PARTIR DE LA MEDIDA DEL PEF
C3.5 FACTORES QUE AFECTAN AL REGISTRO de DENSIDAD
C4.0 MEDIDAS de POROSIDAD APARTIR DE LA HERRAMIENTA de
NEUTRÓN COMPENSADA (CNL)
C4.1 INTRODUCCIÓN
C4.2 PRINCIPIO
C4.3 FACTORES QUE AFECTAN LOS REGISTROS de CNL
C5.0 DETERMINACIÓN de la POROSIDAD TOTAL
I
C6.0 EL REGISTRO de RAYOS GAMMA (GR)
C6.1 PROPIEDADES DE LOS RAYOS GAMMA
C6.2 EL REGISTRO DE RAYOS GAMMA ESPECTRALES (NGT)
C7.0 SESIÓN de TRABAJO
61
C1.0 MEDIDAS DE POROSIDAD
C1.1 INTRODUCCIÓN
La porosidad total (T) puede componerse de porosidad primaria y secundaria.
La porosidad efectiva es igual a la porosidad total después de la corrección por
arcilla. La porosidad de las rocas puede obtenerse del Registro Sónico, del
Registro de Densidad o del Registro Neutrónico. Para todos estos dispositivos, la
respuesta de las herramientas está afectada por: la porosidad de la formación,
fluido y matriz. Si los efectos de fluido y de la matriz son conocidos o pueden
determinarse, la respuesta de la herramienta puede determinarse y puede
relacionarse a la porosidad. Por consiguiente, estos dispositivos son a menudo
llamado como registros de porosidad.
Todas las tres técnicas anotadas responden a las características de la roca
inmediatamente adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es poco
profunda - sólo unos centímetros o menos - y por consiguiente generalmente
dentro de la zona lavada.
Por ejemplo, la fórmula para una medida del registro de Densidad que incluye
todo lo anterior puede escribirse como:
RHOB= e *Sw * RHOBf + e (1–Sw) RHOBhy + Vsh RHOBsh + (1 - e–
Vsh) * RHOma
Resolviendo para la porosidad en este caso, no sería fácil por cuanto hay varias
incógnitas y sólo una medida. Sin embargo, cuando nosotros comparamos otra
porosidad y otras medidas de registros, nosotros podemos resolver para estas
incógnitas.
Así como la porosidad, los registros son afectados por:
- Volumen y naturaleza (litología) de material de la matriz.
- La cantidad y naturaleza del poro los volúmenes espaciales (geometría del
poro, riegue, hidrocarburos).
- El volumen y naturaleza de las arcillas.
62
C2.0 MEDIDA DE POROSIDAD A PARTIR DEL
REGISTRO SONICO
C2.1. INTRODUCCIÓN
En su forma más simple, una herramienta sónica consiste de un transmisor que
emite un pulso de sonido y un receptor que toma y registra el pulso como su paso al
receptor.
El sonido emanado del transmisor choca con en la pared del agujero. Este fenómeno
establece ondas compresionales y de cizalla a lo largo de las paredes del pozo y
ondas orientadas dentro de la columna del fluido.
El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, Dtcomp, que
requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Conocido como ―El
Tiempo de Tránsito‖, Dt. El Dtcomp es el recíproco de la velocidad de la onda
sonora. (Para el resto de este documento, se conocerán ―Dtcomp‖ como Dt). El
tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su
porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad hace que
el registro cónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsitos
sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos (WST, VSP).
Actualmente hay varios registros sónicos en uso en la industria: el BHC o registro
sónico compensado, el LSS o registro sónico de espaciamiento largo, el Sónico de
Arreglos (Array Sonic) y el DSI (Dipolar Sonic Imager), los dos últimos registran
la forma de onda continua como una característica estándar. Veamos la herramienta
básica. Los transmisores de la herramienta BHC (BoreHole Sonic Compensated) o
sónico compensado son pulsados alternativamente y los valores de Dt son leídos
alternativamente en los pares de receptores. Los valores de Dt de los dos conjuntos
de receptores son promediados automáticamente por una computadora en superficie
para compensar los efectos del agujero.
La computadora también integra las lecturas de tiempo de tránsito para obtener
tiempos de viaje totales (ver Figura C1 y C2).
63
Figura C1
Algunas veces, la primera llegada aunque sea lo suficientemente fuerte para activar
el receptor más cercano al transmisor, puede ser muy débil para activar el receptor
más lejano cuando lo alcanza. En lugar de esto, una llegada posterior diferente en el
tren de ondas sónicas puede activar al receptor lejano y entonces el tiempo de viaje
medido en este ciclo de pulsos será muy prolongado. Cuando esto ocurre, la curva
sónica muestra una excursión muy grande y abrupta hacia un valor ―t‖ más alto;
esto se conoce como salto de ciclo. Este salto tiende más a ocurrir cuando la señal
está fuertemente atenuada por formaciones no consolidadas, fracturas en la
formación, saturación de gas, lodos con aire o secciones alargadas o rugosas en el
pozo.
64
El registro sónico es corrido con un Dt presentado sobre una escala lineal en las
pistas 2 y 3 con una elección de 2 escalas: 40-140 o 50-150 mseg/pie.
Una curva del calibrador que representa el promedio del diámetro del agujero y una
curva de rayos gamma se registra simultáneamente en pista 1 (Vea Figura C3).
La curva de Rayos Gamma (Rayos Gamma Espectral) mide la radioactividad
natural de Potasio, Uranio y Torio en la formación y es usualmente representativa
de la cantidad de arcilla presente en la formación. Esto es porque los elementos
radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Mas tarde nosotros
usaremos la curva de Rayos Gamma para computar volumen de arcilla (Vsh).
65
66
C2.2 DETERMINACIÓN de POROSIDAD
a) La Ecuación de Wyllie de Tiempo promedio
Después de las numerosas determinaciones de laboratorio, M.R.J. Wyllie
propuso, para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros
distribuidos de manera uniforme, una relación lineal promediada en tiempo o de
promediado balanceado entre porosidad y tiempo de tránsito la siguiente
relación: (vea Figura C4):
Dtlog = * Dtf + (1 - )Dtma (1)
o = Dtlog - Dtma (2)
Dtf -D tma
Donde:
Dtlog es la lectura del registro sónico en µsec/`pie.
Dtma es el tiempo de tránsito de la matriz del material
Dtf es el tiempo del tránsito del fluido saturando (aproximadamente 189
µsec/pie para los Sistemas de lodo de agua dulce).
Es la porosidad o el volumen ocupado por poros.
1- es el volumen de la matriz.
Valores típicos:
Arena: Dtmatriz = 55.5 µsec/pie.
Caliza: Dtmatriz = 47.6 µsec/pie
Dolomita: Dtmatriz = 43.5 µsec/pie
Anhidrita: Dtmatriz = 50.0 µsec/pie.
Cuando las formaciones no son suficientemente compactadas, los valores de Dt
observados son mayores que aquellos que corresponden a la porosidad según la
fórmula de Wyllie, pero el versus la relación de t todavía es aproximadamente
lineal. En estos casos, un factor de corrección empírico, Cp se aplica a la Ecuación
2 para dar una porosidad corregida, svcor (Ecuación 3):
svcor = Dt –Dtma x 1
Dtf - Dtma Cp
El valor de Cp se da aproximado al dividir entre 100 la velocidad sónica en las capas
cercanas de arcilla. Sin embargo, el factor de corrección de compactación se
determina mejor al comparar sv, como se obtuvo de la ecuación 1 y 2, con la
porosidad real obtenida de otra fuente.
67
b) Ecuación Raymer – Hunt
Durante mas de 25 años desde que fue introducida la registración de la velocidad
acústica, deficiencias han sido observadas en el tiempo de tránsito, Dt, para
transformar a porosidad.
Basado en extensas observaciones de campo, de tiempos del tránsito contra la
porosidad una nueva transformada empírica fue obtenida. La nueva ecuación de
transformación es demasiada complicada para ser presentada en este curso. Una
aproximación de la ecuación esta dada en la ecuación 3 y la exacta transformada
esta dada en el libro de Cartas de Schlumberger.
sv = C * Dtlog - Dtma (4)
Dtlog
El valor de la constante C tiene un rango de 0.625 a 0.7 que depende del
investigador. Cartas de Schlumberger Por-3m (Figura C6) usan 0.7 para C: Éste era
originalmente el valor propuesto. Sin embargo, las más recientes comparaciones de
tiempo de tránsito-a-porosidad indican 0.67 como el más apropiado.
Para el caso de una roca reservorio saturada de gas, C se vuelve al valor 0.6. Este
valor debe utilizarse cuando la roca investigada por la herramienta sónica contiene
una apreciable cantidad de hidrocarburos en la fase gaseosa (vapor). Debido a la
profundidad muy poco profunda de investigación, esta condición existe
normalmente sólo en areniscas de alta porosidad (mayor que 30%).
C 2.3 FACTORES QUE AFECTAN LA INTERPRETACIÓN SÓNICA:
Litología:
Litología debe ser corregida para obtener un valor correcto de Dtmatriz. Una
incorrecta elección de Dtma producirá cálculos erróneos.
Arcilla:
El contenido de arcilla generalmente origina una lectura del Dt demasiado alta para
un cálculo de porosidad debido a la presencia del agua adherida en las arcillas. El
sónico lee porosidad primaria la cual puede estar afectada por la arcilla.
Tipo de Fluidos:
La profundidad de investigación del registro sónico es muy somera, por lo tanto la
mayoría del fluido visto por la herramienta será filtrado de lodo.
Petróleo:
Normalmente no lo afecta.
68
Agua
No es afectado normalmente salvo en casos que el lodo este saturado de sal, en ese
caso hay que utilizar un valor diferente de Dtf.
Gas:
Gas residual causa una lectura del Dt demasiado alto cuando las formaciones no son
compactas. El gas entre los granos de arena disminuye la onda compresional
resultando un valor alto de Dt. En arenas compactas, la onda viajará de un grano de
arena otro grano y el efecto del gas se reducirá.
Compactación:
El Dt leerá demasiado alto en formaciones arenosas no compactadas.
Correcciones por compactación pueden ser realizadas si el factor de
compactación (Bcp) es conocido. Un valor aproximado de Bcp se obtiene de
arcillas vecinas; Bcp también puede ser obtenido comparando la porosidad
obtenida de otras fuentes (cores, registro de Densidad, Registro Neutrónico,
porosidad calculada) con aquella obtenida por el registro sónico en una zona limpia
y acuífera. (Por ejemplo supongamos que el registro Neutrónico lee en una zona
limpia y acuífera 20% y el registro sónico lee 25%, entonces Bcp=25%/20%=1.25).
Porosidad Secundaria:
El registro sónico generalmente ignora la porosidad secundaria. Por ejemplo en
porosidades vugulares el tiempo de tránsito a través de la matriz de las formaciones es
más rápida que el tiempo de tránsito a través del fluido en las cavidades, por lo tanto
Dtf es alrededor de tres a cuatro veces el tiempo de tránsito en la matriz.
Efecto del Agujero:
El sónico compensado no está afectado por los cambios del tamaño del agujero excepto
en los casos de extrema rugosidad, pozos grandes donde la señal de la formación esta
severamente afectada por el ―ruido‖ de la señal del lodo y daños de formación.
Costra de Lodo:
La costra de lodo no le afecta al sónico BHC porque el tiempo de tránsito a través de la
costra de lodo está compensada.
69
Porosity
Por
Porosity Evaluation from Sonic
100 150 200 250 300 350 400
t, interval transit time (sec/m)
vf = 1615 m/sec
50
40
30
20
10
0
50
40
30
20
10
0
, poro
sity (
p.u
.)
, poro
sity (
p.u
.)
Time average
Field observation
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
Dol
omite
Calcite
Qua
rtzsa
ndstone
8000
7000
6400
5500
5950
vma(ft/sec)
Bcp
Dol
omite
Cal
cite
Qua
rtz
sands
tone
Cem
ente
dqu
artz
sand
ston
e
© Schlumberger
Example: t = 76 sec/ft [249 sec/m]
vma = 19,500 ft/sec [5950 m/sec]—sandstone
Therefore, = 18%
(by either weighted average or empirical transform)
For more information see References 18, 19 and 20.
Lithology vma (ft/sec) t ma (sec/ft) vma (m/sec) t ma (sec/m)
Sandstones 18,000–19,500 55.5–51.3 5486–5944 182–168
Limestones 21,000–23,000 47.6–43.5 6400–7010 156–143
Dolomites 23,000–26,000 43.5–38.5 7010–7925 143–126
Figure C6
70
C3.O Medidas de Porosidad derivadas de la
Herramienta de Densidad
C3.1 INTRODUCCION
Los registros de Litho-Densidad son principalmente usados para determinar la Porosidad y
la Litología. Otros usos incluyen la identificación de minerales en depósitos evaporíticos,
detección de gas, determinación de la densidad del hidrocarburo, evaluación de arenas
arcillosas y de litologías complejas, determinación de la contribución de materia orgánica,
el cálculo de presión de sobrecarga y las propiedades mecánicas de la roca.
C3.2 PRINCIPIO
Una fuente radioactiva, se aplica a la pared abierta del pozo con un lado del patín,
el cual emite rayos gamma de media-energía (662 Kev) a la formación.
La Figura C8 muestra clásicas interacciones de GR por nivel de energía. Debido
a la media energía de emisión del GR, sólo los puntos 2 y 3 ocurren con respecto
al funcionamiento de LDT. Estos rayos gamma pueden considerarse como
partículas de alta-velocidad que chocan con los electrones en la formación. A
cada colisión de un rayo gamma se pierden algunos, pero no todos, y entonces
continúa con la energía disminuida.
71
Este tipo de interacción es conocido como Compton-esparcido. Se cuentan los
rayos gamma esparcidos que alcanza el detector, a una distancia fija de la fuente,
como una indicación de densidad de la formación.
El número de colisiones Compton-esparcido está directamente relacionado al
número de electrones en la formación. Por consiguiente, la utilización de la
herramienta de densidad es esencialmente determinada por la densidad del
electrón (el número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. La
densidad del electrón se relaciona a la verdadera densidad de volumen, b que, a
su vez, depende de la densidad del material de matriz de la roca, la porosidad de
la formación, y de la densidad de los fluidos que llenan los poros.
Además de medir la densidad total, la herramienta mide también el índice de
absorción fotoeléctrico de la formación, e. Pudiendo relacionarse la absorción
fotoeléctrica con la litología; considerando que la medida de b responde
principalmente a la porosidad y secundariamente a la medida de la matriz y del
fluido del poro, la medida de e responde a la medida de la matriz
principalmente (litología) y secundariamente a la porosidad y fluido del poro.
Una distancia finita de la fuente, como el detector lejano, del espectro de energía
se puede mirar en la (figura C9). El número de rayos gamma en la región de
energía más alta (región de Compton que se esparce) está inversamente
relacionado a la densidad del electrón de la formación (i.e., un aumento en la
densidad de la formación disminuye el número de rayos gamma). El número de
rayos gamma de la región de energía más baja (región de efecto fotoeléctrico) se
relaciona inversamente a la densidad del electrón y a la absorción fotoeléctrica.
Comparando las energías en estas dos regiones, el índice de absorción
fotoeléctrico puede ser determinado.
72
El espectro de rayos gamma cerca del detector sólo se usa para corregir la
medida de densidad del detector lejano por los efectos de costra de lodo y
rugosidad del agujero abierto.
C3.3 POROSIDAD DERIVADA DEL REGISTRO DE DENSIDAD
Para una formación limpia de densidad de matriz conocida, ma. teniendo una
porosidad, , que contiene un fluido de densidad media f, la densidad total de
la formación, b, será: (Ilustrada en la Figura C23).
b = f + (1 - )ma (zona limpia y acuífera)
donde:
b es la densidad total (de LDT)
ma es la densidad de la matriz.
f es la densidad del fluido.
es el porcentaje de volumen de espacio poroso.
(1 - ) es el porcentaje de volumen de la matriz.
73
Esto puede escribirse como:
ma - b
=
ma - f
donde:
ma depende de la litología.
b es obtenida del registro de densidad.
f depende del tipo de fluido en el volumen poroso
La ecuación para b puede demostrarse matemáticamente, a diferencia de la ecuación
sónica que es una relación empírica. Se usan valores de b para rocas de reservorio
comunes (porosidad nula).
Del ejemplo del registro LDT leímos b = 2.18 gr/cc. Dado f = 1.0 gr/cc, ma = 2.65
gr/cc, podemos resolver para D.
2.650 – 2.18
D = =0.285 o 28.50%
2.650 – 1.0
La carta Por-5 (figura C14) resuelve esta ecuación gráficamente. Para b = 2.180
gr/cc resolviendo la porosidad usando otros valores de matriz dada:
ma = 2.71 D = 0.310 o 31%
ma = 2.87 D = 0.369 o 36.9%
74
Porosity
Por
Formation Density Log Determination of Porosity
40
30
20
10
02.8 2.6 2.4 2.2 2.0
2.31
1.0 0.9 0.8
1.1
1.2
f, poro
sity, (p
.u.)
r b, bulk density (g/cm3)
r ma
=2.
87(d
olom
ite)
r ma
=2.
71(c
alcite
)
r ma
=2.
65(q
uartz
sand
ston
e)
r ma
=2.
83r m
a=
2.68
r ma – r b
r ma – r f
f =
r f
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
Bulk density, r b, as recorded with the FDC* Compensated
Formation Density or Litho-Density* logs, is converted to poros-
ity with this chart. To use, enter bulk density, corrected for bore-
hole size, in abscissa; go to the appropriate reservoir rock type
and read porosity on the appropriate f uid density, r f , scale in
ordinate. (r f is the density of the f uid saturating the rock imme-
diately surrounding the borehole—usually mud f ltrate.)
Example: r b = 2.31 g/cm3 in limestone lithology
r ma = 2.71 (calcite)
r f = 1.1 (salt mud)
Therefore, f D = 25 p.u.
Figure C14
75
C3.4 LITOLOGIA DE LAS MEDIDAS DEL FACTOR
FOTOELÉCTRICO (PEF)
La curva de Pe es un buen indicador de matriz. Está influenciado ligeramente por la
porosidad de la formación y la presencia de gas, pero responde principalmente a la
litología. Una interpretación segura de la litología de la matriz puede obtenerse, al
tratar con litologías simples (una matriz mineral). Junto con otros datos del registro
pueden analizarse combinaciones de minerales más complejas.
Típicas respuestas de densidades litológicas para minerales comunes están
representadas en la Figura C16
Las medidas de Pe se usan:
1. Sola como un indicador de la matriz (curva litológica).
2. En combinación con la Densidad b, para analizar las matrices de dos-
minerales y determinar la porosidad.
76
3. En combinación con la Densidad y Neutrón para analizar litologías más
complejas (soluciones de matrices de tres-minerales y porosidad).
Un beneficio directo de la descripción más exacta de la matriz es una distinción
mucho más segura entre el gas y aceite.
En esta sección del curso, usaremos la curva Pe como un indicador de la matriz en
litologías simples. Usando e para las aplicaciones más avanzadas (identificación de
litología complejas y la detección de minerales pesados) se cubrirá en la Sección H, la
Porosidad en Litologías Complejas.
En la figura C17 se muestran ejemplos del uso directo de la curva Pe para
identificación de litologías. En el caso de una anhidrita, el Pe es igual al de la caliza.
La manera de identificar la anhidrita positivamente, es por la densidad total o por
valores de porosidad densidad.
C3.5 FACTORES QUE AFECTAN AL REGISTRO DE DENSIDAD:
Litología
Valores correctos de ma deben conocerse, para obtener valores correctos de
porosidad.
Arcilla
La densidad de la arcilla en arenas puede variar de 2.20 a 2.65 gr/cc, pero
normalmente puede estar cerca de 2.65, al igual que la arenisca. En arenas
arcillosas, la densidad dará normalmente un buen valor de porosidad efectiva sin
tener en cuenta el volumen de arcilla. La arcilla aparece como matriz para la
herramienta de densidad.
Minerales Pe b e U
Dolomita 3.142 2.877 2.864 9.00
Caliza 5.084 2.710 2.708 13.77
Arenisca 1.806 2.648 2.650 4.79
Anhidrita 5.055 2.977 2.957 14.95
Yeso 3.420 2.351 2.372 8.11
Halita 4.169 2.032 2.074 8.66
Clorita 6.30 2.79 2.79 17.58
Hilita 3.45 2.52 2.52 8.69
Kaolinita 1.83 2.41 2.41 4.41
Montmorillonita 2.04 2.12 2.12 4.32
Carbón 0.180 1.400 1.468 0.26
Barita 266.8 4.105 4.011 1070
Hematita 21.48 5.150 4.987 107.0
Sylvita 8.51 1.863 1.916 16.3
Zircón 69.10 4.392 4.279 296.0
77
b = f e + ma(1 - e – Vsh) + sh Vsh
Agrupando términos:
b = f (e) + ma (1 - e) + Vsh(sh - ma)
si sh = ma entonces el último término es cero.
Tipo de fluido
La profundidad de investigación es bastante somera, normalmente la mayoría de
fluidos de la formación son barridos lejos del pozo y la herramienta de densidad mira
el fluido de perforación o filtrado en el espacio poroso. Por lo tanto, el f a ser
usado es el filtrado del lodo en lugar de la densidad del agua de la formación.
Aceite
El aceite residual dará valores de porosidades de densidad ligeramente altos, porque
el aceite es más ligero que el filtrado del el lodo perforación.
Agua
La densidad del agua es proporcional a la cantidad de volumen de sal, f se selecciona
en el computo para la determinación de porosidad.
Gas
La f de gas tiene 100-300 kg /m3. La determinación de la porosidad en zonas de gas
puede ser alta si hay gas residual cerca del pozo. Normalmente la mayoría del gas es
barrido y simplemente un poco afecta al registro de densidad.
Consolidación
La herramienta de densidad no se ve afectada por falta de consolidación.
Porosidad secundaria
La densidad lee porosidades íntercristalinas, vugulares y fracturadas. La porosidad
mide por lo tanto la porosidad total.
Efectos del Agujero
La densidad da buenos valores para pozos de hasta a 15‖de diámetro. La
herramienta compensa automáticamente para rugosidades menores, pero para
agujeros muy ásperos, causará que la densidad lea valores de densidad demasiado
bajos (porosidades altas) cuando el contacto del patín a la formación es débil.
78
Costra de Lodo
Para espesores normales de costra, no existirán efectos ya que automáticamente la
herramienta los compensa. Sin embargo para un efecto de corrección de 1.00 gr /cc
y mayor, (i.e. >1.00 gm/cm3), la compensación de la herramienta puede ser
insuficiente y el b no será muy representativo como densidad de la formación. En este
caso obviamente, la densidad no debería usarse para los cálculos de porosidad.
79
C4.O Medidas de Porosidad de la Herramienta de
Neutrón Compensada (CNL)
C4.1 INTRODUCCION
Se usan los registros de Neutrón principalmente para definir formaciones porosas y
determinar su porosidad. Los mismos que responden principalmente a la cantidad de
hidrógeno en la formación. Así, en formaciones limpias cuyos poros están llenos con
agua o petróleo, el registro de Neutrón refleja la cantidad de porosidad llena con esos
líquidos.
Las zonas de gas pueden a menudo ser identificadas comparando el registro de Neutrón
con otro registro de porosidad (por ejemplo el de Densidad), o con un análisis de
núcleos. Una combinación del registro de Neutrón (Figura C23) con uno o más
distintos de porosidad, producen valores mas exactos de porosidad y facilita la
identificación litológica, además permite evaluar el contenido de arcillas.
C4.2 PRINCIPIO
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras, cada uno tiene una masa casi
idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Neutrones de alta-energía son
continuamente emitidos por una fuente radioactiva en la sonda. Estos neutrones
colisionan con los núcleos de los materiales de la formación como si fueran bolas de
billar a través de colisiones elásticas. Con cada colisión, el Neutrón pierde un poco de
su energía.
La cantidad de energía perdida por la colisión depende de la masa relativa del núcleo
con el que el Neutrón choca. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el Neutrón
golpea un núcleo de masa prácticamente igual a la del núcleo de hidrógeno. Colisiones
con núcleos pesados no retardan mucho al Neutrón . El retardo de los neutrones
depende proporcionalmente a la cantidad de hidrógeno contenido en la formación.
En pocos microsegundos los neutrones han sido retardados por sucesivas colisiones a
velocidades termales, correspondiendo a energías de alrededor de 0.025 eV. Ellos
entonces se difunden al azar, sin perder más energía, hasta que ellos son capturados por
los núcleos de átomos de cloro, hidrógeno o silicio.
El núcleo capturado empieza intensamente a excitarse y emite un rayo gamma de alta
energía de captura.
Cuando la concentración de hidrógeno del material alrededor de la fuente del Neutrón
es grande, la mayoría de los neutrones serán retardados y capturados dentro de una
distancia muy corta de la fuente. Al contrario, si la concentración de hidrógeno es
pequeña, los neutrones viajan más lejos de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo
con la proporción de conteo del detector, esta aumenta cuando decrece las
concentraciones de hidrógeno y viceversa. Así, la herramienta del Neutrón responde al
índice de hidrógeno de la formación. El índice de hidrógeno es una medida de la
cantidad de hidrógeno por el volumen de la unidad de formación (H.I. de agua = 1).
80
Las herramientas de registro de Neutrón incluye las series de herramientas GNT (ya no
en uso), las herramientas Neutrón icas de pared de pozo SNP (limitado en su uso), y las
series de herramientas CNL cuales incluyen el registro de Neutrón compensado y el
registro de Neutrón Compensado de Porosidad Dual (DNL *). Las actuales
herramientas usan una fuente de americio-berilio (Am Be) para proveer neutrones con
energía inicial de varios millones de electrón voltios.
1. SNP
- detecta neutrones epitermales.
- utiliza un detector único de patín.
- sólo puede ser corrido en agujero abierto, líquido-lleno o vacío.
- la mayoría de las correcciones se aplican automáticamente durante la
registración.
- el uso es limitado.
2. CNL
- detector de neutrones termal
- el CNL usa un sistema de dos detectores cuyo equipo de superficie mide los
promedios de velocidades de conteo de los detectores para producir un
registro en una escala lineal del índice de porosidad de los neutrones basado
en la matriz seleccionada (caliza, arenisca o dolomita).
- la conversión de porosidad de acuerdo a la matriz utilizada puede hacerse
utilizando la Carta a Por-13b (figura C22). Por-13b transforma la curva
―NPHI‖ cual no es ambientalmente corregida y también transforma las
curvas ―TNPH‖ Y ―NPOR‖ cuales son ambientalmente corregidas
- el CNL está especialmente diseñado para su uso en combinación con otros
dispositivos.
- CNL puede ser corrido en agujeros llenos con líquido, y también en pozos
abiertos y cubiertos, pero no con pozos vacíos (i.e. agujeros llenos de gas o
de aire)
3.DNL
- Detecta neutrones termales y epitermales
- La herramienta de DNL incorpora dos detectores de Neutrón epitermal
además de dos detectores de Neutrón termales. Se obtienen dos medidas
separadas de porosidad, una por cada par de detectores.
- Mejora la respuesta a la presencia de gas y mejora la interpretación, en la
presencia de neutrones termales adsorbentes.
- En formaciones arcillosas que contienen un número grande de neutrones
termales absorbentes, la porosidad medida por el detector epitermal lee muy
bajo y está más estrechamente ligada con la porosidad derivada de la
densidad.
- Al igual que en el CNL, el DNL está especialmente diseñado para su uso en
combinación con otros dispositivos. Además, el DNL puede ser corrido en
81
- Agujeros llenos con líquidos, aire /gas (porosidad epitermal solamente ) y
también en pozos abiertos y cubiertos.
C4.3 FACTORES QUE AFECTAN LOS REGISTROS CNL.
Litología
Una sola matriz conocida debe estar presente para determinar porosidades con
precisión. Los mayores errores pueden ocurrir si la selección de la matriz es
incorrecta.
Arcilla
La presencia de hidrógeno en el agua químicamente ligada de las arcillas y
formaciones arcillosas causan que el CNL / DNL lean valores muy altos de
porosidad.
Tipo de fluidos
Agua: en agua fresca, no tiene ningún efecto. El agua salina tiene un volumen de
hidrógeno reducido, por lo que CNL / DNL leerán bajas porosidades; la
corrección está en las respectivas cartas.
Hidrocarburos líquidos: el volumen de hidrógeno está cerca a la del agua, y tiene
un pequeño o ningún efecto.
Gas: la concentración de hidrógeno es baja, CNL /DNL, lee bajas porosidades.
Compactación.
Todos los registros del Neutrón no se ven afectados por la compactación.
Porosidad secundaria
Todo el equipo Neutrónico mide la porosidad total (incluyendo la primaria y
secundaria).
Efectos de Agujero Abierto
Los efectos por la rugosidad del agujero son minimizados por alta profundidad
de investigación, obtenida por el uso de una fuente de alto rendimiento y del
sistema de dos detectores.
Cuando corre en combinación con la herramienta de densidad un sistema de
corrección de Caliper automático es exacto a 356mm. Normalmente es cero la
corrección del stand-Off.
82
Costra de lodo
Las correcciones por costra, salinidad del fluido, peso del lodo, presión y temperatura
pueden verse en las cartas Por-14(a) y 14(b), en las cartas de Interpretación de registros,
pero no se discute en este curso.
Corrección neta promedia normalmente está entre una y tres unidades de porosidad,
para los cálculos manuales la corrección no se hace normalmente.
Porosity
Por
Thermal Neutron Porosity Equivalence CurvesCNL* Compensated Neutr on Log; TNPH and NPHI por osity logs
40
30
20
10
00 10 20 30 40
CNLcor, apparent limestone neutron porosity (p.u.)
, tr
ue p
oro
sity for
indic
ate
d m
atr
ix m
ate
rial
Qua
rtzsa
ndst
one
C
alcite
(lim
eston
e)
Dolomite
Formation salinity
TNPH
NPHI
0 kppm
250 kppm
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
Chart Por-13b can be used in the same way as Chart Por-13a,
on the previous page, to convert CNL porosity logs (TNPH or
NPHI) from one lithology to another. If a log is recorded in lime-
stone porosity units in a pure quartz sandstone formation, the
true porosity can be derived.
Example: Quartz sandstone formation
TNPH = 18 p.u. (apparent limestone porosity)
Formation salinity = 250 kppm
giving True porosity in sandstone = 24 p.u.
Figure C22
83
C5.0 Determinación de la Porosidad total
Conocemos ahora que las medidas de porosidad se refieren a las medidas de densidad
de volumen, índice de hidrógeno y tiempos de viaje acústicos. Además hemos visto que
cada medida proporciona la entrada necesaria para calcular porosidad bajo las siguientes
condiciones:
1. La porosidad es de tipo íntergranular, no fracturada o porosidad secundaria.
2. El tipo de la matriz es conocido y constante.
3. La roca está limpia sin presencia de arcilla.
4. La porosidad está llena con fluido.
El incumplimiento de cualquiera de las condiciones arriba mencionadas, causará
diferentes medidas de porosidad que discrepan en un modo u otro. Pero se pueden
aprovechar para determinar primero la litología, la porosidad primaria y secundaria y
el contenido de gas vs. Volumen líquido. Entonces aquí surge la pregunta a ser
contestada ¿Qué medida de porosidad debe ser usada?
En una secuencia de arena arcillosa, para los cálculos iniciales,
2. Si D está disponible, usar TOTAL = D
b. Si N y t están disponibles, usar TOTAL = S con correcciones por compactación
aplicadas.
En un carbonato, para los cálculos iniciales (matriz caliza),
a. Si N y D están disponibles en unidades de arenisca y caliza, entonces usar
TOTAL
T = N + D
2
b. Si sólo t está disponible, usar TOTAL
T = S + VUGS Estimada
Si el gas está presente en el reservorio, las correcciones adicionales a N y D
deben ser aplicadas como se discutió en la Sección F.
Se discutirá el cálculo de porosidades complejas en la Sección H.
84
Correlation
GR
0 150API
SP(N/ A)
-100 50
CALI
6 16IN
Depth Porosity
PHIN(NPHI)
0.45 -0.15V/ V
RHOB
2.0 3.0GM/ CC
PEF
0 10B/ E9400
9450
9500
Figura C23
85
C6.O El Registro de Rayos Gamma (GR)
El registro de GR es una medida de la radioactividad natural de las formaciones. En
formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el volumen de arcillas de las
formaciones. Esto es porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en las
arcillas. Las formaciones limpias normalmente tienen un nivel muy bajo de
radioactividad, al menos que contaminantes radiactivos como la ceniza volcánica o
material erosionado del granito estén presentes o que las aguas de la formación
contengan sales radiactivas disueltas.
Formaciones Limpias Lectura de GR
Arenas 15 a 30 API
Calizas 10 a 20 API
Dolomitas 8 a 15 API
El registro de GR puede ser registrado en pozos entubados, lo que lo hace muy útil
como una curva de correlación en trabajos de completación y reacondicionamiento.
Frecuentemente se usa para complementar el registro SP y como suplente de la curva
SP en pozos perforados con lodos salinos, aire o lodos base-aceite. En cada caso, es útil
para la determinación de arcillas y capas no arcillosas, y fundamentalmente, para
correlación general.
6.1 PROPIEDADES DE LOS RAYOS GAMMA
Los rayos gamma son impulsos de alta-energía de ondas electromagnéticas que son
emitidas espontáneamente por algunos elementos radioactivos. Casi toda la radiación
gamma encontrada en la tierra es emitida por el isótopo de Potasio radioactivo de peso
atómico 40 (K40
) y por los elementos radiactivos de las series del Uranio y del Torio
Cada uno de estos elementos emite rayos gamma; y el número de energías es distinto
para cada elemento. La figura C24 muestra la energía de los rayos gamma emitidos: el
Potasio (K40
) emite rayos gamma de una sola energía a 1.46 MeV, considerando que el
Uranio y serie del Torio emiten rayos gamma de varias energías.
86
Los rayos gamma al atravesar la materia experimentan colisiones sucesivas de
esparcimiento Compton, perdiendo energía con cada colisión. Después de que el rayo
gamma ha perdido bastante energía, es absorbido, por medio del efecto fotoeléctrico,
por un átomo de la formación. Así, los rayos gamma naturales son gradualmente
absorbidos y sus energías degradadas (reducido) cuando ellos atraviesan la formación.
La proporción de absorción varía con la densidad de la formación. Dos formaciones que
tienen la misma cantidad de material radioactivo por volumen de la unidad, pero
teniendo densidades diferentes mostrará la radioactividad en diferente nivel; las
formaciones menos densas parecen ser ligeramente más radioactivas. (figura D25).
Usos:
1.Definición de capas arcillosas.
2. Indicador del contenido de arcilla.
3.Detección de minerales radioactivos y no radioactivos.
4.Identificación de topes formacionales.
87
6.2 REGISTRO DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS GAMMA NATURALES
(NGS)
Al igual que el registro de GR, el registro de Espectrometría de Rayos Gamma
Naturales, NGS, mide también la radioactividad natural de las formaciones, con la
diferencia, que el GR mide sólo la radioactividad total en cambio el NGS mide el
número de rayos gamma y el nivel de energía de cada uno, permitiendo determinar las
concentraciones radioactivas de Potasio, Torio, y Uranio en las rocas de la formación.
Principio Físico
La mayoría de la radiación de rayo gamma en la tierra origina el deterioramiento de tres
isótopos radioactivos: El Potasio (K40
) Uranio 238 (U238
) y Torio 232 (Th232
).
El Potasio 40, se deteriora directamente a Argón 40 estable con la emisión de 1.46
MeV de rayos gamma. Sin embargo, el Uranio 238 y el Torio 232 se deterioran
secuencialmente a través de una larga sucesión de isótopos hijos antes de llegar a
estabilizarse en isótopos de plomo. Como resultado, rayos gamma de diferentes energías
son emitidos y se obtienen espectros de energía bastante complejos, como se muestra en
la Figura B26. El característico pico en la serie del Torio de 2.62 MeV es causado
respectivamente por el deterioramiento del Talio 208 y Bismuto 214 respectivamente.
Se asume generalmente que las formaciones están en equilibrio secular; es decir, el
deterioramiento de los isótopos hijos se producen en la misma proporción de los
isótopos padres. Esto significa que la relativa proporción de elementos padre e hijos en
una serie particular permanece muy constante; así que, mirando la población de rayos
gamma en una parte particular del espectro es posible inferir la población a cualquier
otro punto. De esta manera, la cantidad de isótopos padres pueden determinarse.
88
Una vez que la población de isótopo padre es conocida, la cantidad de isótopos no
radioactivos también puede encontrarse. La proporción de Potasio 40 para el total de
Potasio es muy estable y constante en la tierra, aparte del Torio 232 los isótopos del
Torio son muy raros para que puedan abandonarse. Las proporciones relativas de los
isótopos de Uranio dependen un poco de su ambiente, y hay también un cambio gradual
debido a sus diferentes medios de vida; en la actualidad, la proporción de Uranio 238 a
Uranio 235 es aproximadamente 137.
Figure: Classification of radioactive minerals as a function of the TH and K values
Aplicaciones:
- Identifican arenas radioactivas que pueden mal interpretarse como arcillas.
- Identifica diferentes tipos de arcillas.
- Correlación en profundidad (como Rayos Gamma Normal).
- Análisis de litologías complejas.
89
CONTENIDO
D1.0 INTERPRETATION RAPIDA (QUICK-LOOK)
D1.1 METODOS QUICK-LOOK
D1.2 MÉTODO UNO: TÉCNICA DE SOBREPOSICION
D1.3 MÉTODO DOS: TÉCNICA DEL Rwa
D1.4 MÉTODO TRES: MÉTODO DIRECTO DE CALCULO DE
SATURACIÓN DE AGUA PARA ZONAS LIMPIAS
D2.O SESIÓN de TRABAJO
90
D1.O INTERPRETACIÓN RAPIDA (QUICK-LOOK)
D1.1 MÉTODOS QUICK-LOOK
Los métodos rápidos (Quick-Look) de interpretación de los registros, podrían ser
clasificados como aquellos métodos utilizados para identificar posibles horizontes
productivos, normalmente en el sitio de perforación. Los requerimientos son para
localizar capas permeables, calcular el espesor de la capa, determinar porosidad y
saturación en zonas petrolíferas y predecir su productividad. Estas técnicas
generalmente muy simplificadas, no sustituyen los métodos de interpretación más
elaborados o complejos.
Los métodos que vamos de analizar en este curso son:
1. Técnica de Sobreposición
2. Método del Rwa
3. Método de cálculo directo de Sw en zonas limpias.
Es importante tener presente algunas asunciones cuando se utilizan este tipo de
técnicas, la zona debería tener:
1. Rw constante
2. Formación homogéneas y potentes
3. Litología constante y limpia
4. Debe existir una zona acuífera clara
5. Invasión debe ser moderada con un perfil de invasión del ―paso‖.
D1.2 MÉTODO UNO: TÉCNICA DE SOBREPOSICION
a. Defina las zonas limpias (no arcilla) en el registro con los Rayos Gamma y SP.
b. Encuentre una zona limpia, saturada 100% con agua en el registro: Esta debe
tener una buena desviación del SP, GR bajo, buena porosidad y baja resistividad.
c. En la zona limpia y acuífera encontrada en el literal (b), sobreponer la curva
sónica Dt en la curva de la resistividad profunda. (Si no existe curva del sónico
utilizar la porosidad de densidad).
d. Mantenga los registros paralelos y en la misma posición relativa, trazar la curva
de resistividad profunda sobre el registro sónico para la zona encontrada en el
literal (a).
e. Cualquier zona donde haya alta resistividad relativa a la porosidad sónica (Dt),
tiene hidrocarburos y esta zona debería ser evaluada mas tarde con más precisión.
f. Use la misma zona acuífera encontrada en (b), sobreponga el sónico Dt sobre la
curva de porosidad Neutrón ica.
g. Trazar la curva de porosidad Neutrónica sobre el registro sónico para las zonas
definidas en (a). Asegúrese que las curvas Neutrónicas y sónicas permanezcan
paralelas y en la misma posición relativa.
h. En las zonas con hidrocarburo definidas en (e), donde la porosidad Neutrónica
disminuye y el sónico Dt aumenta, la zona está saturada de Gas. Todas las otras
zonas hidrocarburíferas contienen petróleo.
91
i. Sobre el registro de porosidad de densidad, defina un límite de porosidad basadas
en la experiencia del área de los resultados de pruebas y producción.
j. Cuando la porosidad de densidad esté arriba del valor promedio de la zona
producirá fluidos. Si está bajo el valor promedio, no tendrá ninguna producción.
DI.3 MÉTODO DOS: TÉCNICA DEL RWA
Esta técnica asume que todas las zonas son 100% acuíferas; estima un valor de Rw
y seguidamente estudia las anomalías en una primera asunción.
Considere la ecuación de Archie:
A x Rw F x Rw
Sw2 =
m
x Rt Rt
Asume: Sw = 100%
FRw
Entonces = 1
Rt
Rt
Reestructure para resolver para Rw: Rw =
F
Desde que nosotros asumimos que todas las zonas tienen Sw = 100% nosotros
declararemos:
Rt
Rwa =
F
Este valor representará Rw para toda la formación si nosotros asumimos como
verdadero que toda la zona es acuífera.
Si las zonas no están todas en Sw = 100%, el Rwa variará y dependerá de la Sw real
de la formación.
Si nosotros seleccionamos el valor mínimo de Rwa y lo denominamos Rw, entonces
nosotros podemos hacer una comparación de todos los valores de Rwa que hemos
calculado contra este Rwa (min.) y lo substituimos a través de la ecuación de Archie
como sigue:
FRw
Dado Sw2 =
Rt
92
Nosotros sabemos que si Sw = 100%, entonces,
Rt
Rwa =
F
o recíprocamente Rt = FRwa.
Rwa sustituyendo (min.) para Rw, y FRwa para la contribución de Rt:
FRwa (min)
Sw2 =
FRwa
Rwa (min)
o Sw2 =
Rwa
Por lo tanto, si nosotros comparamos el valor mínimo de Rwa con el otro valor leído
de Rwa, entonces nosotros podemos determinar el valor de Sw.
Para trabajar Efectivamente, esta técnica exige que nosotros tengamos una zona
acuífera Sw = 100%, y que Rt o la porosidad varíe a través de las zonas a ser
evaluadas.
Procedimiento para el Análisis de Rwa:
Problema: Encontrar el valor de SW dado un registro de Resistividad, más un registro
Sónico, o de Neutrón , o de Densidad.
Solución: Este método de interpretación generalmente se orienta a las arenas, donde
los registros de porosidad más los registros de resistividad están disponibles.
(Nomograma D1).
- Los registros deben dividirse en zonas, por lo tanto las formaciones a ser evaluadas
tendrán valores consistentes de matriz y Rw.
- Calcule una serie de valores de Rwa en zonas permeables. Chequear los valores de
Rwa. (vea comentarios más tarde).
- Cuando Rwa >= 3Rw, investigue la zona por la posible presencia del hidrocarburo,
desde el valor de Sw <58%, donde Rwa >=3Rw.
- Si Rw es conocido, Sw puede ser calculado a través de Sw2 = Rw/Rwa.
- Si Rw es desconocido, escoga un valor mínimo de Rwa. Deben examinarse varios
puntos para establecer un Rw conveniente, por ejemplo deben evitarse valores
anómalos de Rw bajos, ellos pueden ser afectador por elementos calcáreos u otra
matriz.
93
- La regla general de indicación de potenciales zonas petrolíferas es cuando Rwa >=
3Rw (Sw aproximado = 58%) .Cuando Rmf >Rw, tal cálculo de Rwa puede estar
afectado por la influencia de invasión de la herramienta de Rt en arena con agua.
Para ayudar a solucionar problema, un valor aparente de resistividad del filtrado de
lodo (Rmfa) puede calcularse usando una lectura de resistividad de investigación
poco profunda, como por ejemplo el MSFL, SFL, AT10.
R (Herramienta de Resistividad Somera)
Rmfa =
F
Chequeos de calidad de los valores de Rwa:
Asumiendo que Rw < Rmf:
1. Si Rmfa =Rwa =Rw, la invasión es poco profunda y Rwa es
correcto. La zona es acuífera.
2. Si Rmfa > Rmf, probablemente exista algo de saturación del
hidrocarburo residual en la zona lavada. Esto confirmaría una
indicación del hidrocarburo en la curva de Rwa.
3. Si Rmfa=Rmf y Rw < Rwa < Rmf, podría haber ocurrido una
invasión profunda.
Chequear mas tarde indicaciones favorables de Rwa.
- Habiendo chequeado los valores de Rwa y seleccionado un valor de Rw, proceder
a calcular Sw para todas las zonas donde Rwa>=3Rw. (Sw2 = Rw / Rwa)
Limitaciones
Las limitaciones de esta técnica son similares a aquellos en que se utiliza X-Plots. La
influencia de invasión, arcilla, gas y cambios de matriz para cada herramienta
debería ser reconocida.
94
Resistivity
Sw
Saturation Determination
This nomograph solves the Archie water saturation equation
It should be used in clean (nonshaly) formations only. If R0
(resistivity when 100% water saturated) is known, a straight line
from the known R0 value through the measured Rt value gives
water saturation, Sw. If R 0 is unknown, it may be determined by
connecting the formation water resistivity, Rw, with the forma-
tion resistivity factor, F R, or porosity, .
Example: Rw = 0.05 ohm-m at formation temperature
= 20% (FR = 25)
Rt = 10 ohm-m
Therefore, Sw = 35%
For other /F relations, the porosity scale should be changed
according to Chart Por-1.
SR
R
F R
Rw
t
R w
t
0
.
Rw
(ohm-m)
R0
(ohm-m)
R0 = FRRw
Rt
(ohm-m)
Sw
(%)
(%)
FR
2000
1000800600
400300200
1008060504030
20
108654
2.5
3
4
5
67
89
10
15
20
25
3035404550
FR =1
2.0
m = 2.0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
0.060.070.080.090.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.60.70.80.91
1.5
2
5
6
7
8
9
10
11
1213141516
18
20
25
30
40
50
60
70
80
90
100
10,0008,0006,0005,0004,0003,000
2,000
1,000800600500400300
200
1008060504030
20
1086543
2
1.00.80.60.50.40.3
0.2
0.1
30
20181614
1210987
6
5
4
3
21.81.61.41.2
1.00.90.80.70.6
0.5
0.4
0.3
0.20.180.160.140.12
0.10
Sw = R0
Rt
Clean formations, m = 2
© Schlumberger
Figure D3
95
D1.4 MÉTODO TRES: MÉTODO DIRECTO DE CALCULO DE SW EN
ZONAS LIMPIAS.
Todos los cálculos de Saturación de Agua (Sw) son basados, de una u otra manera, en
la fórmula de Saturación de Archie, donde:
FRw
Swn =
Rt
A x Rw
=
m
x Rt
Calculando parámetros de entrada convenientes, podemos resolver estas ecuaciones
para saturación de agua en zonas limpias.
Rw - el Agua de la Formación Resistividad
Un conocimiento exacto de Rw es esencial y a menudo difícil de obtener. Valores de
Rw puede obtenerse de:
- Muestras de Agua de producción: Las muestras deben ser obtenidas antes de
cualquier tratamiento químico; medida de resistividad y temperatura de la
muestra.
- Muestras del D.S.T.: Si es factible, recolectar tres muestras del tope, del medio y
del fondo de la herramienta. Medir en las tres las resistividades y registrar la
temperatura. La muestra con el menor valor debería ser la representativa de Rw.
- Del Registros S.P.: Si es necesario, se debe hacer antes correcciones por
espesor de capa, etc., para calcular Rw. Cuando hay presencia de arcilla el SSP
puede ser estimado del SSP si necesario, capa las correcciones gruesas, etc.,
debe hacerse anterior a Rw interesado. (Cuando el arcilla está presente, el SSP
puede ser estimado por PSP.)
PSP donde Vsh
SSP = es obtenido del GR
1 - Vsh
d. El Catálogo de Agua: Un Catálogo es un resumen de las muestras de
agua obtenidas del DST. Algunos países tienen Sociedades
especializadas que publican estos Catálogos.
F - El Factor de la Formación
El factor de la formación puede obtenerse para las medidas de Rxo (e.g. MSFL - Micro-
esféricamente Enfocó Registro, EPR – la Resistividad Propagación Electromagnética)
96
Rxo
F = Sxo2
Rmf
- La Porosidad
La porosidad puede obtenerse del registro Neutrón , Densidad o Sónico o una
combinación de ellos.
Rt - Resistividad Verdadera
La Resistividad Verdadera (Rt) puede obtenerse del ILD, IDPH, AIT90 o LLD; para
obtenerse Rt, deben aplicarse previamente cualquier corrección por efectos del
agujero o de la invasión a las lecturas originales de los registros.
Carta Sw-l, es un método conveniente de resolver esta fórmula. Sin embargo, notar
que en la relación F vs. , se utiliza como F = 1/2.
Si usted desea usar cualquier otra relación, F debe calcularse antes de entrar en el
Carta.
Recuerde, el conocimiento de la resistividad de agua de formación (Rw) es esencial
para hacer una interpretación exacta.
97
D2.O Sesión de trabajo
1. Usando los registros de Figuras D4 a D5, practicar el Método de Sobreposición
2. Dado Dtma = 182 usec/m, tabular los valores y hacen un análisis de Rwa del
ejemplo que usa Figuras Primero D4 a D5. Primero encontrar Sw a partir
únicamente de la s y luego hacer cálculos otra vez utilizando t de los
registros CNT7LDT para obtener la Sw. Compare los resultados.
98
Correlation
GR(N/ A)
0 150
SP
-100 0MV
CALI(N/ A)
6 16
Depth Resistivity
ResS(SFLU)
0.2 2000OHMM
ResM(IMPH)
0.2 2000OHMM
ResD(IDPH)
0.2 2000OHMM9850
9900
9950
Figura D4
99
Correlation
GR
0 150API
SP(N/ A)
-100 50
CALI
6 16IN
Depth Porosity
PHIN(NPHI)
0.45 -0.15V/ V
RHOB
2.0 3.0GM/ CC
PEF
0 10B/ E9850
9900
9950
Figura D5
100
3. Use Carta Sw-1 (Figura C23) para calcular Sw (Figura B19 y B15)
Profundidad RlD N D Pe T Ro Rt Sw
1
Profundidad 1
Profundidad 2
a) ¿Qué puede decir sobre el litología tomando en consideración la curva de Pe?
b. ¿Qué puede decir sobre la permeabilidad a partir del calibrador?
¿Puede aportar algo la curva de Rayos Gamma a esta discusión?
E
E
101
4. Interprete los siguientes conjuntos de registros (Figura D4 y D5) usando el
método directo de saturaciones de agua interesadas en zonas limpias. Rmf =
@ BHT; a = 1; m=2.
a) Zona1: Rw = @ BHT
b. Zona 2 Sw = %
c. Zona 3 Sw = %
d. Zona 4: Sw = %
102
CONTENIDO
E1.0 FORMACIONES ARCILLOSAS
E1.1 INTRODUCCIÓN
E1.2 POROSIDAD EN FORMACIONES ARCILLOSAS
E1.3 EVALUACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLAS (Vsh)
103
E1.O Formaciones Arcillosas
E1.1 INTRODUCCIÓN
Las arcillas son uno de los elementos más comunes e importantes de las rocas en el
análisis de registros. Aparte de afectar a la porosidad y a la permeabilidad, esta
importancia proviene de sus propiedades eléctricas que tienen una gran influencia en la
determinación de saturaciones de los fluidos.
La ecuación de saturación de agua de Archie que relaciona la resistividad de la
formación para la saturación de agua, asume que el agua de la formación es el único
material eléctricamente conductivo en la formación. La presencia de otro material
conductivo (e.g. arcilla) hace que se requieran cambios en la ecuación de Archie, o en el
modelo que relaciona la resistividad con la saturación del agua. También, la presencia
de arcilla en la formación complica el concepto de porosidad. El agua asociada con las
arcillas puede representar una cantidad muy significante de porosidad. Sin embargo,
esta porosidad no está disponible como una porosidad en el reservorio para los
hidrocarburos. A este punto, se han tratado las respuestas de los dispositivos de
porosidad que miden la Porosidad Total (T). Por lo que es menester introducir un
nuevo término, la Porosidad Efectiva (e), que es esa porción de la porosidad de la
formación que contienen y producen fluidos.
La presencia de arcilla en las formaciones generalmente afecta las respuestas de los
dispositivos de registración. Usualmente se habla de arenas arcillosas, sin embargo la
presencia de arcillas en carbonatos puede tratarse a menudo de manera similar.
Como se mencionó, la distribución de material arcilloso en las formaciones puede
clasificarse de las tres siguientes maneras (Vea Figura E1):
1. Arcilla Laminar : ocurre cuando La arcilla se extiende en forma de láminas o
capas delgadas entre las capas de arena. Estas laminas arcillosas realmente no
influyen en la porosidad efectiva de la formación; sin embargo, en cuanto el
volumen de arcilla aumenta, la porosidad global de la formación disminuye. La
presencia de arcilla puede tener una considerable influencia en las respuestas
de registración de las herramientas..
2. Arcilla Estructural: se define como el tipo de arcilla que existe como granos o
nódulos en la matriz de la formación. Se considera que tiene propiedades
similares a la arcilla laminar.
3. Arcilla Dispersa: ocurre cuando el material arcilloso se dispersa a través de la
arena donde ocupa parte del espacio ínter granular. este tipo de arcilla
dispersa reduce el espacio de poro disponibles para la acumulación de fluidos y
también reduce la permeabilidad de la formación.
La evaluación de arenas arcillosas requiere que asumamos algún modelo de
distribución.
Con el advenimiento de la computación se puede analizar las formaciones basadas en
principios de la sedimentación. Aquí nosotros determinamos el volumen de limo y
104
arcilla húmeda dentro de la lutita; el máximo cerca del cuerpo de la arena principal
(deposición de energía alta) y la arcilla húmeda que empieza a ser predominante a la
distancia del cuerpo de arena principal que aumenta (deposición de energía baja).
Cuando las lutitas contienen arcilla húmeda y limo, la fracción de volumen total puede
expresarse como:
Vsh = Vlimo + Vclay
Otro expresión normalmente es Índice de Limo (Ilimo) donde:
Ilimo = Vlimo /Vsh
también
Vclay = Vsh (1 –Ilimo)
105
EI.2 POROSIDAD EN FORMACIONES ARCILLOSAS
Cuando una arena contiene una arcilla en la cual no podemos obtener un valor exacto
de porosidad eficaz de un registro de porosidad. Las respuestas de los registros de
densidad y Neutrón de las arcillas contenidas en las arenas se consideran ser las
mismas que en las capas arcillosas cercanas, no importa que modelo de distribución
de arcillas se esté considerado. Por otro lado, los registros sónicos tienen una
respuesta totalmente diferente entre las arcillas laminado-estructural y dispersas.
a) Registros de Densidad
- Cuando los valores de densidades de la matriz de arena arcillosa son
relativamente similares, el registro de densidad es menos afectado por arcilla y
lee cerca de la porosidad efectiva.
- cuando la densidad de matriz de la arcilla es menor a 2.60 gm/cm3 el registro de
densidad en arenas arcillosas registrará valores de porosidad más altos que la
porosidad efectiva.
- Cuando la densidad de matriz de la arcilla es mayor que 2.650 gm/cm3, el registro
de densidad en arenas arcillosas registrará valores de porosidad mas bajos que la
porosidad efectiva.
- La relación para arenas arcillosas saturadas de líquidos puede escribirse como:
b = f Øe + ma (1 - Øe -Vsh) + shVsh
o
b = (1 - Øe) ma + Øe f + Vsh (sh - ma)
b) Registros de Neutrón (CNL /SNP)
- Las herramientas de Neutrón responden a la cantidad de hidrógeno presente en
la formación. Puesto que las arcillas contienen agua ligada, la porosidad
registrada por los dispositivos del Neutrón en arenas arcillosas es siempre más
alta que la porosidad efectiva.
- En arenas arcillosas llenas de líquidos las relaciones del Neutrón pueden
escribirse como:
ØN = Øe + Vsh (ØNsh)
c) Registros Sónicos
- El tiempo de viaje sónico en arcillas aumentan, debido al contenido de fluidos en
las arcillas; por lo tanto las porosidades sónicas en formaciones arcillosas siempre
son más altas que la Porosidad efectiva. Para una mejor determinación de
106
la porosidad sónica, debemos conocer que modelo de arcillas está presente, y
también conocer si hay necesidad de hacer correcciones por compactación.
- En formaciones compactadas con presencia de arcillas una relación sónica
general puede escribirse como:
Dtlog = (Øe –Vsh) (Dtma + (Vlam + Vstr) Dtsh + (Øe –Vdis) Dtf
- En Zonas no compactadas la porosidad sónica derivada de la anterior ecuación,
también debe ser corregida.
E1.3 EVALUACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLAS (VSH)
Los métodos básicos en el cálculo del volumen de arcilla usan los siguientes
indicadores:
- Rayos Gamma (GR)
- NGT
- Potencial Espontáneo (SP)
- ØN vs de ØD, X-Plot
- ØN vs de ØS, X-Plot
a) Rayos Gamma (GR)
Si la radioactividad del contenido de arcilla es constante y si ningún otro mineral en
la formación es radiactivo, las lecturas del Gamma Ray podrán ser expresadas como
una función del volumen de la arcilla. La fórmula puede escribirse:
GR(zone) - GR(clean)
*Vsh =
GR(shale)–GR(clean)
b) Herramienta de Rayos Gamma Espectrales (NGT)
Usando sólo los componentes de Torio y Potasio de la señal de Gamma-Ray, el
elemento de Uranio radiactivo no asociado con las arcillas se eliminará. El mismo
método se aplicará entonces al NGT como para un Gamma-Ray normal.
CGR(zone) - CGR(clean)
*Vsh = CGR(shale)–CGR(clean)
estas fórmulas no se mantendrán verdaderas para zonas que contienen matrices con
materiales radioactivos o aguas radiactivas (e.g. Aguas meteóricas del granito).
Similarmente éste método no sería cierto, donde arcillas no-radiactivos están presentes.
107
Algunos valores típicos para las formaciones son:
- Areniscas limpias - GR = 15-30 API.
- Carbonatos limpios
o Dolomita - GR = 10-20 API.
o Caliza - GR = 8-15 API.
- Arcillas Cretácicas poco profundas - GR = 100-140 API.
* Estrictamente hablando, todos los valores de GR deben corregirse por efecto de pozo
y por la densidad de la formación. Sin embargo, la aproximación anterior es
normalmente satisfactoria.
c) Cartas de Cálculo
Las ecuaciones lineales en (a) y (b) son buenas estimaciones iniciales del volumen de
arcilla. La carta Vsh-1 (Figura E2), nos permite corregir para una relación no lineal
entre Vsh y la deflexión del GR denotado como ―X.‖ La línea (1) se usa generalmente
dando buenos resultados de interpretación.
d) Potencial Espontáneo (SP)
En agua de las zonas acuíferas la resistividad de la relación del SSP (SP estático.) a
PSP (seudo estático SP) varía de bajo a moderado, siendo un indicativo de volumen
de la arcilla, donde:
Alpha= PSP /SSP y Vsh = 1 - Alpha
Si el hidrocarburo está presente, Alpha se disminuirá debido a la extensa reducción
de PSP por el hidrocarburo. También, al usar este método para calcular Vsh,
espesores potentes de capa deben estar presentes para obtener PSP y SSP.
108
.9
.8
.7
.6
.5
.4
.3
.2
.1
0
1.0
.3.2.1 .9.8.7.6.5.4 1.00
GAMMA RAY DEFLECTION (X)
Figure E2 : Chart Vsh - 1: Shale Model Correction
Vsh
GAMMA RAY DEFLECTION:
GR - GRcleen
GRshale - GRcleen = X
(1) Vsh = 1.7 - 3.38 - (x + 7)2
after Clavier et al JPT.
June 1971
(2) Vsh = 1.5 - (x)
after Steiber, SPE 2961
.5 (x)(1)
(2)
109
CONTENIDO 1
F1.0 POROSIDA DE ARENAS ARCILLOSAS
1
F1.1 CALCULO DE T, E, y Sw EN ARENAS ARCILLOSAS
F1.2 CÁLCULO GRÁFICO 6
F1.3 CÁLCULOS DIRECTOS DE POROSIDAD EFECTIVA
F2.0 EJEMPLOS DE CÁLCULO
F3.0 SESIÓN DE TRABAJO 13
110
F1.0 Porosidad en Arenas Arcillosas
F1.1 CALCULO de T, E, y Sw EN ARENAS ARCILLOSAS
1
En este punto nuestros cálculos han sido bastante objetivos, evaluando la
porosidad y saturación de agua. Como se indicó en la Sección E, la presencia de
arcillas complica la interpretación considerablemente. Para llegar a un mejor
valor de Sw, debemos desarrollar un valor de calidad para la porosidad. Esto
significa que debemos corregir T por el volumen de arcilla y obtener una E
(porosidad efectiva libre de arcillas). Esta corrección puede hacerse gráficamente
para todos los casos o usando una suposición promedia para la porosidad de
Neutrón y densidad, a través de las ecuaciones. Ambos métodos se revisarán en
este capítulo.
Antes de dar las metodologías, desarrollemos la base para la corrección gráfica
para el cual el cálculo directo se aproxima. Clásticos arcillosos son
generalmente modelados con la composición de arena-limo -arcillosa en el cual
las arcillas pueden ser laminadas, dispersas o estructurales. El modelo básico es
sugerido por las agrupaciones de los puntos trazados en el X-Plot de Neutrón -
densidad de las Figuras F1 y F2. Estos planos representan un X-Plot típico de
una sucesión de arenas, arcillas, y arenas arcillosas. La mayoría de los datos
pertenece a dos grupos: el Grupo A, identificado como arena y arenas arcillosas,
y el Grupo B, identificado como arcillas.
Para explicar el despliegue de puntos en el grupo B a lo largo de la línea del
Punto Q a través del Punto Sho al Punto Cl, las lutitas son consideradas como
mezclas de minerales arcillosos, agua y Limo. El Limo es granulado y se asume
que consiste predominantemente en cuarzo, pero también puede contener
feldespatos, calcita, y otros minerales. El Limo tiene en promedio, casi las
mismas propiedades en los registros de densidad y Neutrón como matriz de
cuarzo; puro Limo de cuarzo trazaría al punto de cuarzo, Q., El Limo de cuarzo,
es eléctricamente no conductivo. Puntos cercanos al punto de "arcilla acuífera",
Punto Cl, corresponda a arcillas que son relativamente libres de Limo. El punto
que Sho corresponde a arcillas que contiene una cantidad máxima de Limo.
Las arenas arcillosas en el Grupo A pasan gradualmente de arcillas, en la Línea
Sho –C1, a arenas en el Punto Sd, en Línea Q-Sd. La arcilla en estas arenas
arcillosas puede distribuirse de varias maneras. Cuando toda la arcilla es de tipo
laminar, el punto caerá en la línea Sd-Sho. Arcillas dispersas causan que los
puntos sean dibujados en la parte izquierda de la línea. Arcilla estructural causa
que el punto sea dibujado a la derecha de la línea.
111
Figure F1: Neutron – density frecuency crossplot illustrating the shaly sand model
1
.8
.6
.4
.2
Q
-.2
.2 .4 .6 .8 1.
QUARTZ
8 SILT
CLEAN
WATER
SAND
CLAY
SHALE
DRY COLLOIDS
WATER
W
CLAY DRYNESS
X = CI . W
DC . W
SILT INDEX
Isilt = CI . Sho
CI . Q
Sd
Sho
DC
CI
SHALY SAND
ON N - D CROSSPLOT
D
N
Figure F2: Expanded version of N - D crossplot for Shaly Sand showing all end points
112
Típicamente, pocos puntos son trazados en el Área C. Cuando ello sucede, ellos
normalmente representan niveles donde las lecturas del registro han sido afectadas
por la rugosidad del pozo, o donde las propiedades de las lutitas han sido afectadas
por la hidratación de las arcillas en contacto con el lodo, o donde la litología de la
matriz ya no corresponde a una sucesión de arenas arcillosas (e.g., carbonatos
porosos, lignito, etc.).
Una vez que Sd, Sho, y Cl han sido determinados por la inspección del crossplot, el
log puede ser gradado para las arenas con aguas productivas y arcillas en términos de
y Vc1, como se muestra en la Figura F3. Las líneas de la constante de E son
paralelas a la línea de arcilla, Q-C1. Ellos van de E = 0 en la línea de arcillas a =
max en la línea a través del Punto Sd (Figura F3a). Las líneas de constante Vc1 son
paralelas a la línea de arena limpia, El punto de agua Q; ellos van de Vcl = 0 en la
línea de arena limpia a Vc1 = 100% al Punto Cl. Una graduación similar es para la
ubicación del punto de la arcilla laminar; los rangos de escala varían de Vsh = 0 en la
línea de arena limpia a Vsh = 100% al Punto Sho.
Con una malla así establecida, la ubicación de un punto en el crossplot de Neutrón -
densidad define un volumen lutítico, Vsh; obteniéndose del volumen total lutítico al
volumen de arcilla, Vc1 y volumen de Limo o índice de Limo, Is1 (donde Is1 = (Vsh–
Vc1)/Vsh); y la definición de porosidad efectiva, para formaciones acuíferas.
Porque los hidrocarburos, particularmente el gas y los hidrocarburos ligeros, pueden
significativamente afectar las respuestas del registro de Neutrón y densidad, las
zonas petrolíferas deben manejarse diferentemente. La zona de arcillosidad es
primero evaluado usando un indicador de arcilla (SP, GR, Rt, Rxo, etc.). Los
registros de Neutrón y Densidad son corregidos por arcillosidad y entonces
utilizados para determinar la porosidad y la densidad de hidrocarburo.
Con la , Vsh, y Rw ahora definidos, la saturación de agua en la zona no invadida de
la formación virgen es ahora determinada usando la resistividad verdadera desde un
registro de resistividad profunda.
TOTAL
113
114
F1.2 CÁLCULO GRÁFICO
La t y la e puede encontrarse gráficamente en un crossplot de N - D;
los pasos se explican a continuación. Este método ayudará a identificar
zonas gasíferas con la entrada de valores de resistividad (Vea Figura F4).
1. Calcular Vsh del Gamma Ray opuesto a la zona de interés.
2. Determinar la D y la N de la arcilla sobre la zona de interés.
3. Dibujar la D y la N de la arcilla en el crossplot (punto de arcilla)
4 Dibujar una línea de arcilla desde el punto de arcilla hasta la línea de
matriz limpia a porosidad cero.
5. Plotear D y N para la zona de interés (punto A).
6. Mueva el punto areno arcilloso paralelo a la línea de arcilla a una distancia
proporcional a Vsh, (Punto B).
7. Si el punto corregido cae sobre la línea de la matriz limpia, el gas está
presente.
8. Corrija el punto de gas (si es necesario) moviendo a la matriz limpia en la
dirección de las flechas de corrección de gas aproximadas (Punto E).
9. Después que las correcciones de gas y arcilla que se han hecho, se puede
calcular gráficamente la E (Punto E).
10. Si una corrección de gas de la porosidad total es requerida, desplazando
el punto original de una manera idéntica producirá la T (Punto C).
11. Usando E por consiguiente:
FRw
Swe2 =
Rt
F1.3 CÁLCULO DIRECTO (APPROXIMADO) DE LA POROSIDAD
EFECTIVA
N + D
a) T ~
2
b) e = t (1–Vsh)
por consiguiente,
F x Rw
Swe2 =
Rt
115
F2.0 EJEMPLO DE CALCULO:
Usando a continuación el siguiente registro para la zona:
1) Vsh 2) t 3) e
Ø
ØD
N
SHALE LINE
SHALE POINT
A
CB
E
(1)
(2)
1. Shale Correction
116
EJEMPLO DE CALCULO (continuación):
1. Calculate Vsh. X = GR - GRCL = 63 - 23 = .435 Using Vsh-1: Vsh =25% GRSH – GRCL 115 - 23
2.Plot the shale point.
ÖN = 49
ÖD = 17
SHALE
POINT
CP
0 10 20 30 40
CNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
b, bulk
density (
g/c
m3)
D, density p
oro
sity (
p.u
.) (
ma =
2.7
1;
f =
1.0
)
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
–5
–10
–15Anhydrite
Sulfur
Salt
Approximategascorrection
Poros
ity
Calcite
(lim
estone)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Quartz
sandst
one
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Dolom
ite
0
5
10
15
20
25
30
35
Liquid-filled holes (f = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
EXAMPLE CALCULATION (Continued)
117
EJEMPLO DE CALCULO (continuación):
3. Trace el punto de arena-arcillosa.
4.Dibujar la línea de arcilla.
ÖN = 49
3. Plot the shale-sand point.
4.Draw the shale line.
SHALE
LINE
10%
25%
50%
75%
ÖN = 31
ÖD = 27 CP
0 10 20 30 40
CNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
b, bulk
density (
g/c
m3)
D, density p
oro
sity (
p.u
.) (
ma =
2.7
1;
f =
1.0
)
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
–5
–10
–15Anhydrite
Sulfur
Salt
Approximategascorrection
Porosity
Calcite
(lim
estone
)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Quartz
sandst
one
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Dolom
ite
0
5
10
15
20
25
30
35
Liquid-filled holes (f = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
EXAMPLE CALCULATION (Continued)
118
EJEMPLO DE CALCULO (continuación):
5. Hacer las correcciones por arcillosidad.
Para Curvas de CNL Que se Han corregido ambientalmente
ÖN = 49
3. Plot the shale-sand point.
4.Draw the shale line.
SHALE
LINE
25%
ÖN = 31
CP
0 10 20 30 40
CNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
b, bulk
density (
g/c
m3)
D, density p
oro
sity (
p.u
.) (
ma =
2.7
1;
f =
1.0
)
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
–5
–10
–15Anhydrite
Sulfur
Salt
Approximategascorrection
Poros
ity
Cal
cite
(lim
esto
ne)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Qua
rtz san
dsto
ne
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Dol
omite
0
5
10
15
20
25
30
35
Liquid-filled holes (f = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
EXAMPLE CALCULATION (Continued)
119
CÁLCULO DE EJEMPLO (continuación):
6. Haga la corrección de gas y lea la e.
7. Haga la corrección de gas y lea la t.
Para las Curvas de CNL que han sido corregidas ambientalmente
ÖN = 49
3. Plot the shale-sand point.
4.Draw the shale line.
SHALE
LINE
25%
ÖN = 31
ÖT = 28.5
Öe = 21.7
CP
0 10 20 30 40
CNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
b, bulk
density (
g/c
m3)
D, density p
oro
sity (
p.u
.) (
ma =
2.7
1;
f =
1.0
)
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
–5
–10
–15Anhydrite
Sulfur
Salt
Approximategascorrection
Poros
ity
Calcite (lim
estone
)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Qua
rtz san
dstone
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Dolom
ite
0
5
10
15
20
25
30
35
Liquid-filled holes (f = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
EXAMPLE CALCULATION (Continued)
120
F3.O Sesión de Trabajo
1. Problema de Arena Arcillosas
Dado: BHT = 198 FDEG
Rmf = 0.410 @ 198 FDEG
Rm = 0.872 @ 198 FDEG
Rmc= 2.030 @ 72 FDEG
Gel Chem. mud; WMUD = 10.30 lbm/gl
VISC = 10.3 s. pH = 8.8
Pérdida fluido = 3.5 cm3
a. Encontrar las Zonas de hidrocarburos
b. Rw - Calcule Rw para un intervalo.
c. Φe - Determine porosidad efectiva de ese intervalo.
d. Φt - Determine porosidad total.
0.62 Rw
e. SWT - De SWT2 =
t 2.15
Rt
Nota: Cuando la e ha sido determinada, Rt también debe corregirse para el efecto de
arcillosidad para calcular Swe apropiadamente. Esto se discutirá en el próximo capítulo.
121
CONTENIDO 1
1
1
G1.0 SATURACIÓN de AGUA EN ARENAS ARCILLOSAS
G1.1 INTRODUCCIÓN 1
G1.2 EL MÉTODO de DOBLE AGUA (DWM) 1
G1.3 DOBLE AGUA FORMULA EJEMPLAR .6
G1.4 PROCEDIMIENTO POR USAR EL MODELO DE DOBLE
AGUA
122
G1.O SATURACIÓN DE AGUA EN ARENAS ARCILLOSAS
G1.1 INTRODUCCIÓN
Desde la introducción de sistemas computacionales tales como el CSU y otros a
la registración de pozos, el modelo de Doble Agua a sido aplicado como un
medio de interpretación efectiva y rápida de registros básicos. Esta técnica se ha
extendido actualmente a mas sofisticadas unidades de perfilaje en el campo
como Maxis 500 y a otras aplicaciones comerciales como PRIZM; PETCOM;
QLA, POWERLOG, etc.. Esta sección analizará los principios de este método.
G1.2 EL MÉTODO DE DOBLE AGUA (DWM)
En 1972 el Modelo de DOBLE AGUA era la materia de un trabajo del SPE
titulado "La Base Teórica y Experimental para el Modelo de DOBLE AGUA
para la Interpretación de Arenas Arcillosas" por Clavier, Coates, y Dumanoir.
Aunque esta sección discutirá todas las ideas básicas importantes sobre el
modelo, la referencia debe hacerse a este trabajo si se quiere una explicación
más detallada.
El Modelo de DOBLE AGUA es una mejora del modelo de Waxman-Smits
presentado en 1967 y encaja mejor con los datos experimentales. El modelo de
Waxman-Smits propuso que una formación arcillosa se comporta como una
formación limpia de la misma porosidad, tortuosidad y volumen de fluido sólo
que el agua parece ser más conductiva que lo que se espera de su salinidad total.
El exceso de conductividad se debe a que cationes adicionales se sostienen
flojamente cautivos en una capa difusa que rodea las partículas de la arcilla para
compensar por la deficiencia de cargas eléctricas en el cristal de la arcilla. Este
modelo no tuvo en cuenta la exclusión de sal de la parte del volumen del poro
cerca de la superficie arcillosa. La distribución del ion cerca de una superficie de
la arcilla debe ser como se muestra en Figura G1.
En otras palabras, la capa de agua adherida a la superficie de la arcilla, contiene
iones más positivos (Na+) que iones negativos (C1 -). Este hecho es necesario
equilibrar la distribución de cargo interior negativa de las partículas del arcilla.
El espesor de la capa difusa del ión positiva (Na+), Xd, se relaciona a la salinidad
de agua de formación y es más pequeño para aguas más salinas. Por lo tanto, la
conducción del flujo actual a través del agua adherida, es principalmente debido
por el transporte del ión positivo.
Realmente, los iones positivos (Na+) se mantuvieron alejados de la superficie
de la arcilla, por el agua del hidratación alrededor de cada catión y el agua
absorbida por la superficie de la arcilla ( Ver Figura G2).
Como una consecuencia, el espesor de la capa difusa no puede ser menor a de
Xd. Sin embargo, Xd = Xh cuando el agua connata es bastante salina. En otras
palabras, cuando el agua de formación tiene salinidad deficiente, la resistividad
del agua adherida es relativamente constante.
123
Para las arcillas de sodio, la distancia Xh es aproximadamente 6 amgstroms y los
iones de Na+ se apilarán en el plano de Helmoltz, siempre que la resistividad de
la salmuera en los poros esté menos de 0.425 @ 24oC.
Esta hoja delgada de agua libre de sal (el agua de la arcilla) es importante
porque las arcillas tienen tremendas área de superficie, tanto como 9107 ha/m3
comparados a 1.5 a 3.0 ha/m3 para una arena típica, y el volumen de agua de la
arcilla es lejos de despreciable comparado con el volumen del poro total.
Nosotros podemos hacer ahora ciertas definiciones con respecto a: Agua
Adherida, Agua Libre, que son los volúmenes que ellos ocupan y sus
saturaciones.
a. Agua Adherida (Bound Water): Ésta es el agua adherida a las arcillas como
descrita. Además de la capa adherida, las arcillas pueden contener agua
entrampada dentro de la estructura y no expelida por la compactación de la roca.
Este agua no tiene la misma distribución de iones como la superficie del agua
adherida y por tanto tendremos una conductividad diferente. En el evento que la
resistividad del agua adherida, definida aquí como RWB, se derive de una zona
ciento por ciento arcillosa, el valor de RWB será afectado por esto agua
entrampada.
En consecuencia, cuando RWB es utilizada como la resistividad de agua adherida
de la arcilla cercana al reservorio, esta asunción es incorrecta. En la práctica
esto no es un gran problema y generalmente RWB derivada de arcillas puede ser
utilizado en capas adyacentes.
b. Agua libre: Es todo aquella agua que no es agua adherida. Nosotros debemos
notar que esa agua libre, mientras esté normalmente asociada con el espacio
poroso, necesariamente no es agua producible. Esta agua contiene el fragmento
de agua que es irreducible.
c. Porosidad total T: es la fracción de la unidad de volumen de la formación
ocupada por fluidos, que son: Agua adherida a las arcillas, Agua Libre e
Hidrocarburos.
e. Porosidad efectiva, e: es la fracción de una unidad de volumen de la
formación que está ocupada por agua o por hidrocarburos. Esta porosidad
también puede ser derivada de la porosidad total si quitamos el volumen de agua
adherida por unidad de volumen de la formación.
124
e.
125
e. Saturación de Agua Total, SWT: se define como la fracción de la porosidad
total que está ocupado por agua adherida y agua libre.
f. Saturación de Agua Adherida, SWB: se define como el fragmento de la
porosidad total ocupado por agua adherida a las arcillas.
g. Saturación de Agua Libre, SWF: Se define como la porción de la porosidad total
ocupada por agua libre.
h. Saturación de Agua Efectiva, SWE: se define como el fragmento de la porosidad
efectiva ocupado por agua libre. Puede derivarse de la saturación de agua total.
MATRIX
UNIT VOLUME
OIL FREE WATERBOUN
WATER
DRY
COLLOID
OIL FREE WATERBOUN
WATER
SH SWF SWB
SWT
Figure G3
Water Saturation Graphical Definitions
T
E
126
La relación entre todos los términos anteriores se muestra diagramáticamente en la
Figura G3. Nosotros debemos notar que desde que hemos separado la capa de la
superficie de agua de las arcillas, estamos dejando una fracción de coloides secos.
Cuando una formación se vuelve cada vez más arcillosa, los coloides más la fracción
de agua adherida, incrementan hasta tener ciento por ciento de una formación
arcillosa consistente de una fracción de agua adherida y lo restante son coloides
secos. Bajo la definición de porosidad total, t, una arcilla pura tiene porosidad llena
de agua adherida (SWB = 1, SWF = 0). La porosidad efectiva, e, como definió es, por
supuesto, cero. La evolución de una formación cuando aumenta la arcillosidad se
muestra en Figura G4.
G1.3 FORMULA DEL MODELO DE DOBLE- AGUA
El objetivo principal de este ensayo de Modelo de DOBLE AGUA es el de reconstruir
la Resistividad Ro, que es el Rt en una zona 100% saturada de Sw.
Consideremos una formación arcillosa acuífera donde:
Co = Conductividad Acuífera Verdadera
CWB = Conductibilidad del Agua Adherida (arcilla).
CWF = Conductibilidad del Agua Libre (Agua Connata).
F = Volumen de Agua Libre.
B = Volumen de Agua Adherida.
T = Porosidad Total.
Dado lo anterior, entonces T = B + F y por lo tanto:
WB
SWB =
T
127
subsecuentemente B representa el volumen de agua adherida lo cual a su vez
representa la porción de arcilla fuera del volumen total. Por consiguiente SWB es
en efecto el volumen de arcilla en la formación bajo la estudio.
Por definición:
WF + WB
1. SWT =
T
WB
2. SWB =
T
3. T = WF + WB + H (Si el hidrocarburo está presente)
De las relaciones de Archie:
F = 1 / T2 y F = Ro/Rw
Figura G4
MATRIX FREE WATER
T
MATRIX FREE WATER
S
H
A
L
I
N
E
S
S
MATRIXBOUNDER
WATER
T
T
BOUNDER
WATERDRY COLLOID
T
100%
Evolution of T with Shaliness
128
(Nota: Por razones de simplificar la derivación a =1 y m = 2 aunque ellos pudieran ser
cualquier otro valor),
Rw = T2 Ro
qué da
Co = T2 Cw
donde:
Cw es la conductividad de la mezcla de agua adherida y de agua libre.
Considerando volúmenes, nosotros tenemos:
T Cw = WB CWB + CWF
BCWB FCWF
Cw = +
T T
= SWB*CWB + (1 - SWB)CWF
Co = T2 * [SWB*CWB + (1–SWB)*CWF]
o en resistividad:
RWF * RWB
RO =
T2 * [SWB * RWF + (1–SWB) * RWB]
Desplegado gráficamente, nuestros resultados se parecen a lo siguiente:
Matriz Silt Dry Clay Bound Water Free Water Hidrocarburos
Matriz
Porosidad Total
FLUIDOSSOLIDOS
Porosidad EfectivaArcilla
Figure G5
Saturación de Agua y Porosidad Efectiva:
SWT = (Ro/Rt ) 1/2
e = T * (1–SWB)
Vbwe = e * SWB
129
G1.4 PROCEDIMIENTO POR USAR EL MODELO DE DOBLE AGUA
a. Para evaluar una formación arcillosa utilizando el modelo de DOBLE AGUA,
deben determinarse cuatro parámetros. Ellos son:
1. RWF: De la curva del SP, técnica de Rwa, Catálogos o el
valor conocido.
2. RWB: Generalmente calculado de la arcilla que rodea la
zona y se utiliza la técnica de Rwa:
RWB = TSH2 * RtSH
NSH + DSH 1
T = y F =
2 T2
3. T: Total del promedio de N y D después de la
corrección por efecto de gas, si es necesario.
4. SWB: Relacionada a VSH, y para nuestros propósitos puede
igualarse a VSH.
Por consiguiente SWB = VSH
A este punto, nosotros hemos calculado Rw y Vsh para nuestro ejemplo, y hemos
determinado un T corregida por efecto del gas. Todo esto se requiere ahora para
calcular RWB. Esto puede ser hecho utilizando los mismo valores de Nsh y Dsh
determinados en previas secciones, conjuntamente con un valor de Rsh en el mismo
punto del registros.
Utilizando todos este datos, un valor para la resistividad ,Ro, puede determinarse de:
1 1
Ro = *
T2 1–VSH + VSH
RWF RWB
Usando:
Ro
SWT2 =
Rt
Donde Rt = RILD corregido por efectos ambientales
Para llegar a una saturación de agua efectiva, Swe, un paso más se requiere:
SWT - SWB
SWE = donde VSH = SWB
1–SWB
130
Nosotros hemos ahora tomado una arena arcillosa, corregido los datos de los registro de
resistividad y porosidad por los efectos de arcilla, así como por efecto del gas, y luego
determinados Sw Efectivo y por consiguiente SHYD:
BVWEFF = Swe * e
G.1.5 CHEQUEOS DE CALIDAD EN PRODUCTOS DE CAMPO
1. Ro y RT deben sobreponerse en zonas limpias y acuíferas (si no, Rwf es incorrecto).
2. Ro y RT deben sobreponerse en zonas de arcilla(si no, RWB es incorrecto).
3. Sw debe acercarse al 100% en zonas acuíferas.
4. e debe ser comparable con la porosidad del registro considerado la arcilla, matriz, y
efectos de gas.
5. El calibrador diferencial debe comparar para anotar.
6.Vsh debe acercarse al 0% en zonas limpias y al 100% en arcillas.
7. La densidad de grano debe acercarse al valor del conocimiento local en zonas limpias
y debe acercarse 2.65 gr/cc en arcillas.
8. Hay presencia de muestras de petróleo en las evaluaciones?
131
COMPUTATION PARAMETERS
DEPHT RWF ORCL QRSH PCL SPSH PDR NPCL NPSH SINP NSIN PMAX MD DO DO2 MATR POUT
619 0,09 0,35 23 100 -123 -45 _ _ _ BOTH 0,40 2695 _ _ SAND SAND
COMPUTATION CONSTANTS
PCAL :
PRES
ADSE
WMUD
1120 Kg / m3
FD
1000 Kg / m3
REMARKS : Computation used the following logs : DISFL - CNL - FDC - GR
LSWB = DISA
SHALE INDEX WET RESISTIVITY WATER POROSITY
- m SATURATION ANALISIS 0 % 100 ·1 1000 100 0 50 0
GRAIN DENSITY DEEP RESISTIVITY CALIPER help
diameter Kg / m3 - m mm
( _ ) ( + ) 2500 3000 ·1 1000 125 0 375
Figure G11: Computational parameters for the Cyberlook using the Basic Log Set found in Sections B, C and D
DEPTH METRES
GAS IDENTI-FICATION
132
G2.O Sesión de Trabajo
1. Calcule SWE en una arena arcillosa
Recomendación: Utilizar la ecuación del Ro desarrollada en esta sección.
133
CONTENIDO
H1.0 POROSIDAD EN LITOLOGÍAS COMPLEJAS
H1.1 INTRODUCCIÓN 1
H1.2 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD Y LITOLOGÍA 4
a. CROSSPLOTS
b. DENSIDAD DE MATRIZ APARENTE VS. SECCIÓN
TRANSVERSAL VOLUMÉTRICA APARENTE DE LA
MATRIZ(UMAA)
H.13 MEZCLAS DE LITOLOGÍA COMPLEJAS
H.20 SESIÓN DE TRABAJO 15
134
H1.0 POROSIDAD EN LITOLOGÍAS COMPLEJAS
H1.1 INTRODUCCIÓN
Como previamente se mencionó, los depósitos de carbonato generalmente son
complejos en litología. La composición mineral del fragmento no arcilloso (i.a. la
matriz), a menudo varía dentro de una formación dada. La deposición puede incluir:
- lutita (limo y arcilla)
- caliza
- dolomita
- anhidrita / yeso
La determinación de una porosidad exacta se pone más difícil, cuando la litología
de la matriz es desconocida o consiste de dos o más minerales de proporciones
desconocidas. El contenido del volumen de la formación porosa, si es diferente al
agua, también puede complicar análisis.
Los registros Sónico, Densidad, y de Neutrón , responden diferentemente e
independientemente a combinaciones de matrices diferentes y a la presencia de
hidrocarburos livianos. Nosotros utilizamos estas características a nuestra ventaja,
combinando (X-Plots) dos o más respuestas del registro para obtener más
información sobre la formación y sus volúmenes que puede obtenerse de una sola
medida. (Figura H1 a H3). Evaluando litologías complejos, esto muy esencial que se
realice análisis comparativo sea hecho sólo dentro de unidades geológicas distintas.
El mínimo conjunto de registros requeridos para un análisis básico son: una
resistividad profunda; porosidad Neutrón ica, densidad, factor fotoeléctrico, tiempo
de tránsito y Rayos Gamma. Únicamente zonas limpias deberían ser evaluadas (GR <
30-40 API), por cuanto la suma de arcilla en carbonatos tiene un efecto variable y
extremo sobre las medidas de porosidad y resistividad. Todas las medidas deberían
ser evaluadas con su exactitud con respecto a las condiciones del agujero (e.g.
demasiado alto una corrección en la medida de densidad o efecto de la invasión en la
medida del resistividad). Como una ayuda para la evaluación, medidas adicionales de
otros registros están disponibles, las cuales simplificarán asunciones y ayudarán a
identificar litología y facilitar el cálculo de saturaciones. Éstos incluyen el registro de
Inducción en Arreglos (AIT), registro de Propagación Electromagnética (EPT).
Registros de Imágenes de la Formación (FMI); Espectrometría de Rayos Gamma
(NGT) y Rxo (MSFL, ML), para nombrar algunos.
135
H1.2 DETERMINACIÓN DE POROSIDAD Y LITOLOGÍA
a) Crossplots (X-Plots)
Crossplots entre dos registros de porosidad, es un método conveniente,
relativamente simple para evaluar porosidad y litología. Consideremos una zona
limpia y saturada de agua. Utilizando las porosidades Neutrón (CNT) y de Densidad
(LDT) en unidades de matriz Caliza, entramos en la Carta CP-1 (Figura H4). Se
entran con valores de porosidad computados como que si la matriz fuera caliza
saturada de agua. Líneas de litología pura (acuíferas) se despliegan para otras
matrices.
Si la formación es caliza llena de agua, los puntos caerán en la línea de la caliza. Una
mezcla de caliza y dolomita saturada de agua limpia caerá entre la línea de caliza y
de dolomita. La porosidad de la formación puede evaluarse y la mezcla de la matriz
estimada.
Empezando en la próxima página, se proporcionan Cartas para el Crossplot siguiente:
a) Determinación de Litología y Porosidad a partir del Registro de Litho-Densidad
y Neutrón Compensado (CNL) (Carta CP-1)
b) Determinación de Porosidad y Litología a partir del Registro Sónico y Neutrón
Compensado (CNL) (Carta CP-2)
c) Identificación de la Litología a partir del Registro de Densidad y del Registro
Sónico (Carta CP 7).
b) Densidad Aparente de la Matriz (RHOMAap) vs. Sección Transversal
Volumétrica Aparente de la Matriz (Umaa)
Un método más competente de identificar litología usa datos del registro de Litho-
densidad. Este método común requiere dos tipos de información (RHOMAap y
Umaa).
1. Primero para resolver estos parámetros se requiere porosidad total aparente Øta
usando el crossplot de Neutrón -Densidad apropiado (CP - le). Luego, deben
leerse densidad de volumen y valores de Pef del registro frente de la sección de
interés.
2. Después la densidad de grano de matriz clara se obtiene. Por ecuación:
RHO– Øta RHOf
RHOMAap =
1 - Øta
donde:
136
RHOb : es densidad de volumen del registro de densidad,
RHOf : es densidad del fluido en el poro, y
Øta : es porosidad total aparente.
La carta CP-14 (Figura H7) puede usarse para obtener gráficamente RHOMAap.
Usando la mitad sudOeste de la Carta, valores para Øta y ρb son usados para
obtener RHOMAap del eje X.
PHI LOG GAS SHALE 2nd PHI LACK OF COMPACTION
SONIC HIGH HIGH LOW HIGH
(SLIGHTLY)
DENSITY HIGH SLIGHTLY NONE NONE
(SLIGHTLY) LOW
NEUTRON LOW HIGH NONE NONE
Figure H2: Porosity tool response to various factors
137
3. Finalmente, la Sección Transversal Volumétrica Aparente de la Matriz(Umaa) se
computa del índice de la sección transversal fotoeléctrica, medidas de densidad de
volumen y porosidad total aparente. Por ecuación:
Pe Rhoe - Øta Uf
Umaa =
1 - Øta
donde:
Pe es índice de sección transversal de absorción fotoeléctrico,
Rhoe es densidad del electrón Rhoe = Rhob + 0.1883 , y
1.0704
Øta es porosidad total aparente.
La Carta CP-20 (Figura H8) puede usarse para obtener Umaa gráficamente.
La Tabla H1 lista el índice de sección transversal de absorción fotoeléctrico, la
densidad de volumen, y la sección transversal volumétrica de los minerales comunes
y fluidos. Para minerales, el valor listado es valor de matriz (Rhoma, Uma); para los
fluidos, es el valor fluido (Rhof, Uf). La carta CP-21 muestra la situación de estos
minerales en un crossplot RHOMAap, versus Umaa,. El triángulo que abarca los tres
minerales comunes de la matriz: cuarzo, calcita, y dolomita ha sido calibrado en los
porcentajes de cada mineral. Por ejemplo, un punto que exhibe una densidad de
grano de matriz aparente de 2.76 g/cm3 y de sección transversal volumétrica de 10.2
barns/cm3, sería definido por el crossplot como 40% calcita, 40% dolomita y 20%
cuarzo, no proveído otro mineral existente y los poros están saturados de líquidos.
En este crossplot, la saturación de gas desplaza los puntos hacia la derecha. Las
arcillas y lutitas se trazan debajo del punto de la dolomita.
Adicionalmente, el punto de cuarzo puede arrojarse sobre la línea caliza-dolomita
para formar un modelo de caliza-anhidrita-dolomita. Este modelo es una variación
muy útil de la Carta CP-21 (Figura H9) en secuencias carbonáticas.
138
Crossplots for Porosity
CP
Porosity and Lithology Determination fromLitho-Density* Log and CNL* Compensated Neutron LogFor CNL cur ves after 1986 labeled TNPH
CP-1e
0 10 20 30 40
f CNLcor, neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
rb, bulk
density (
g/c
m3)
fD, density p
oro
sity (
p.u
.) (
rm
a =
2.7
1; r
f =
1.0
)
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
–5
–10
–15Anhydrite
Sulfur
Salt
Approximategascorrection
Poros
ity
Calcite
(lim
esto
ne)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Qua
rtz san
dsto
ne
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Dol
omite
0
5
10
15
20
25
30
35
Liquid-filled holes (r f = 1.000 g/cm3; Cf = 0 ppm)
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
139
Crossplots for Porosity, Lithology and SaturationSchlumberger
CP
Porosity and Lithology Determination from Sonic Logand CNL* Compensated Neutron LogFor CNL logs after 1986 labeled TNPH
0 10 20 30 40
360
340
320
300
280
260
240
220
200
180
160
140
CNLcor , neutron porosity index (p.u.) (apparent limestone porosity)
t, sonic
tra
nsit tim
e (
sec/m
)
t f = 620 sec/m; Cf = 0 ppm
Sal
t
Anh
ydrit
e
Dol
omite
Cal
cite
(lim
esto
ne)
Qua
rtz
sand
ston
e
Time average
Field observation
Por
osity
0
5
55
00
10
15
20
35
40
40
35
30
3535
30
20
15
10
25
20
15
10
10
15
20
3030
0
5
10
10
15
15
20
20
25
2530
30
0
5
0
5
2525
35
25
*Mark of Schlumberger© Schlumberger
140
Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation
CP
Lithology Identifcation fromFormation Density Log and Sonic Log
CP-7m
150 200 250 300 350 400
1.8
1.9
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
t , sonic transit time (sec/m)
b, bulk
density (
g/c
m3)
t f = 620 sec/m; f = 1.0Dol
omite
Cal
cite
(lim
esto
ne)
Time average
Field observation
Anhydrite
Polyhalite
Gypsum
Trona
Salt
Sylvite
Sulfur
0
10
10
10
20
20
20
30
40
30
40 40
40
3030
20
20
0
0
10
0Q
uartz
sand
ston
e
Por
osity
40
30
20
0
0
10
10
© Schlumberger
Figure H6
141
Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation
CP
3 2.9 2.8 2.7 2.6 2.5 2.4 2.3 2.2 2.1 2
350 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 3
2.9
2.8
2.7
2.6
2.5
2.4
2.3
2.2
2.1
2
350
325
300
275
250
225
200
175
150
125
100
Fluid density = 1.0
r maa, apparent matrix density (g/cm3)
rb, bulk
density (
g/c
m3)
t, inte
rval tr
ansit tim
e (µsec/m
)
tmaa, apparent matrix transit time (µsec/m)
40
30
20
10
10
20
30
40
Apparentcrossplotporosity
Den
sity-n
eutro
n
Neu
tron-
sonic
© Schlumberger
Determination of Apparent Matrix Parameters fromBulk Density or Interval Transit Time and Apparent Total Porosity
CP-14m
142
Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation
CP
6 5 4 3 2 1 4 6 8 10 12 14
3.0
2.5
2.0
%
0
10
20
30
40
Pe, photoelectric factor
rb, bulk
density (
g/c
m3)
fta
, appare
nt to
tal poro
sity (
%)
Umaa, apparent matrixvolumetric photoelectric factor
Fresh water (0 ppk), r f = 1.0, Uf = 0.398
Salt water (200 ppk), r f = 1.11, U f = 1.36
© Schlumberger
Determination of Apparent MatrixVolumetric Photoelectric Factor
CP-20
143
H1.3 MEZCLAS DE LITOLOGÍAS COMPLEJAS
Matemáticamente, la transformación de la medida básica de una porosidad o otro
registro apropiado en la porosidad y/o Litología y/o la identificación de fluidos en los
poros simplemente es la solución de una o más ecuaciones simultáneas. Cuando la
matriz de la roca solamente contiene un solo mineral conocido y el fluido saturante
también es conocido, puede usarse cualquiera de los registros de porosidad para
identificación de porosidad. En otras palabras, una sola ecuación (solo medida del
registro) es suficiente para resolver una desconocida (en este caso, la porosidad).
Si, no obstante, además de la porosidad, la matriz de la roca es una mezcla
desconocida de dos minerales conocidos (dos registros medidos) son necesarios para
resolver los dos desconocidos (en este caso, la porosidad y las fracciones minerales).
Por ejemplo, en una mezcla de caliza-dolomita, la combinación de registros de
Neutrón y densidad pueden ser usados. Sus respuestas a porosidad y litología son:
Rhob = ØRhof + ( 1- Ø ) (L RhomaL + D RhomaD)
y
ØN = Ø[H.I.]f + ( 1 – Ø ) ( L[H.I]maL + D[H.I.]maD ,
Donde:
Rhob y ØN son la medida de la densidad de volumen y porosidad
aparente de la caliza a partir de los registros de Densidad y Neutrón ,
respectivamente:
[HI] es el índice de hidrógeno;
Rhof y [HI]f son la densidad e índice de hidrógeno del fluido que satura
los poros, investigado por los registros de densidad y Neutrón ;
Ø es la porosidad;
RhomaL y RhomaD son las densidades de grano de la caliza y dolomita,
respectivamente;
y
L y D son las fracciones de caliza y dolomita en la mezcla, dentro de la
matriz de la roca.
144
Crossplots for Porosity
CP
Umaa, apparent matrix volumetric photoelectric factor
rm
aa, appare
nt m
atr
ix g
rain
density (
g/c
m3)
2 4 6 8 10 12 14 16
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
3.1
Salt
K-Feldspar
Quartz
Dolomite
Kaolinite
Illite
Anhydrite
Heavy minerals
Barite
Calcite
Gas d
irection
% Calcite
% D
olom
ite
% Q
uartz
20
6080
40
60
40
20
80
60
40
20
80
r maa versus Umaa
© Schlumberger
Lithology Identifcation PlotCP-21
145
CONTENIDO
I1.0 ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCION
I1.1 INTRODUCCIÓN
I1.2 ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCION
A) SUPOSICIÓN 4
B) CONVERSIONES 4
C) QUÉ TAN BUENO ES EL POZO? 12
D) CONVERSIONES
I2.0 SESIÓN DE TRABAJO
146
I 1.0 ESTIMACIONES DE PRODUCCION
I.1. INTRODUCCIÓN
En sesiones previas hemos discutido el cálculo de la porosidad de la formación y
la saturación de agua. Ahora queremos tratar la manera de como se puede
obtener una información más amplia acerca de la productividad de éstos
cálculos.
Si nosotros consideramos una formación porosa totalmente llena con agua, la
saturación (Sw) es 100%, si nosotros desplazamos alguna cantidad de agua con
hidrocarburos, entonces Sw disminuye, Shy incrementa, donde:
Shy = 1-Sw
Mientras el desplazamiento continua, eventualmente algo de agua adherida en
los poros de la arena no puede ser movido y el flujo de agua cesa. La saturación
de agua a la cual esto ocurre es conocida como saturación de agua irreducible -
Sirr.
Una zona a estas condiciones produciría agua libre de hidrocarburos. Entonces
tanto la porosidad y la saturación son números fraccionales, usualmente
multiplicamos su producto por 10³ y se expresa el volumen de masa de agua
como un número entero (El porcentaje de porosidad que está llena de agua) –
Ver Figura 11.
El problema que se presenta es ― como nosotros reconocemos las zonas de
saturación de agua irreducible (Swirr)‖.
Un método común es trazar valores de y Sw a través de la zona. Cuando los
puntos descienden en una forma hiperbólica coherente, nosotros concluimos que
aquellas zonas son de saturación de agua irreducible; i.e * Sw = Constante (
Figura 12).
El punto en el gráfico donde los puntos trazados salen fuera de la línea lo
identificamos como el inicio de la zona de transición. Una serie dispersa de
puntos para un pozo en particular indicaría una posibilidad de que el pozo este
produciendo agua, con o sin hidrocarburos; i.e. ninguno de los intervalos
estuvieron a Sirr.
La saturación de agua irreducible (Swirr) depende de:
- Tamaño y distribución del grano.
- Tamaño y distribución del poro.
- Tipo de hidrocarburos.
La permeabilidad de la roca también depende de éstos factores.
147
Así dos rocas teniendo la misma porosidad pueden tener diferente
permeabilidades y diferente productividad.
Formaciones con granos gruesos y redondeados con poros de gran tamaño
tendrían una mejor permeabilidad que aquellos de grano fino o reservorios de
granos mal clasificados. La zona anterior tendría también un alto contenido de
agua irreducible.
Como un ejemplo, un volumen total de contenido de agua de 200 produce
petróleo limpio y menos de 80 produce de agua libre de gas los carbonatos
dolomíticos en Canadá. Este valor iría tan alto, alrededor de 500 para carbonatos
de alta porosidad en áreas donde la porosidad es ínter cristalina. Una regla
clásica para la arenisca es, si B.V.W 1,000 , entonces hidrocarburos limpios
serán producidos.
I1.2 CALCULO DE LA PRODUCCIÓN
La producción de un pozo depende de la permeabilidad relativa de la roca al
petróleo, agua y gas. Se ha desarrollado esta formulación para estimar el
potencial del pozo. El valor de permeabilidad usado es crítico y puede ser
solamente aproximado desde los cálculos de registros. Hay varias fórmulas
usadas para la permeabilidad, pero la más común es la ecuación modificada de
Wyllie Rose, Figura 14:
K = (250 ³ / Sirr ) para crudo de mediana gravedad o:
K = (79 ³ / Sw) para gas seco.
Variaciones de esta relación es encontrada en la Carta K3 ( Figura 14) y K4 (
Figura 15) en el libro de cartas.
De aquí, es muy importante obtener el mejor valor posible de Sw y antes de
determinar la K. En formaciones limpias la solución directa de Archie para Sw
y una porosidad obtenidas desde crossplot es recomendada. Sin embargo en
formaciones arcillosas, la Sw y deben ser corregidas por la arcilla antes de la
determinar la K.
Volviendo para estimar la producción, tenemos dos fórmulas:
0.11 K h P² * 10³ m³
Qgas gas
T día
0.77 K h P² * 10³ m³
Q oil petróleo
día
148
El flujo de gas desde un DST (Drill Stem Test), es usualmente del 10% al 20%
de este valor calculado.
Donde:
K = permeabilidad en micrometros² ( m²), o milidarcies
H = espesor de la zona en metros (m), o pies
P = presión de la formación en Kilopascales ( Kpa) (estimado a 8.14* metros de
profundidad)
T = temperatura de la formación en ° Kelvin, o Grados Farenheit
= viscosidad del petróleo o gas en milipascales segundos (mPa*seg).
Estas fórmulas son ecuaciones simplificadas de Darcy para el flujo radial de una
sola fase:
3.07 K h (Pe - Pw)
Fluido: Q = en BOPD
log 10 ( re / rw )
0.000306 K h (Pe² - Pw²)
Fluido: Q = en MCF /D @14.7 psia &/60°F
TZ log 10 ( re / rw )
Donde:
K = permeabilidad en darcies
h = pies
Pe = Presión de la formación (PSI)
Pw = Presión en el contorno de pozo (psi)
= Viscosidad en centipoise
re = radio de drenaje
rw = radio del contorno del pozo
Z = factor de compresibilidad
Las suposiciones hechas para simplificar la ecuación de arriba fueron:
Log 10 (re ,rw) = 3 i.e. re = 1000Rw entonces el 88% de la presión de burbuja
usualmente ocurre en esta distancia.
gas = 0.015 cp
Pw = cero ( En términos prácticos ésta condición nunca sería alcanzada; igual en
pozos completamente secos)
149
K
Crossplots for Porosity, Lithology and SaturationSchlumberger
Permeability from Porosity and Water SaturationK-3
60
50
40
30
20
10
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40
f , porosity (p.u.)
Sw
i, w
ate
r satu
ration a
bove tra
nsitio
n z
one (
%)
f Swi
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.01
5000
20001000
500
200
100
50
20
10
5
2
1.0
0.5
0.2
0.10.01
k, permeability (m
d)
© Schlumberger
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.80 20 40 60 80 100
Irreducible water saturation, Swi (%)
Corr
ection facto
r, C
¢
Pc = 200
Pc = 100
Pc = 10Pc = 0
Pc = 40
Pc =h(r w – r o)
2.3
Charts K-3 and K-4 provide an estimate of permeability for
sands, shaly sands or other hydrocarbon-saturated intergranular
rocks at irreducible water saturation, Swi. Both charts are
based on empirical observations and are similar in form
to a general expression proposed by Wyllie and Rose (1950):
k1/ 2= (cf /Swi) + C¢.
Chart K-3 presents the results of one study; the relationship
observed was k1 / 2= 100 f 2.25/Swi. Chart K-4 presents the
results of another study; the relationship observed was
k1/ 2= 70 f e2[(1 – Swi)/Swi]. Both charts are valid only for
zones at irreducible water saturation.
To use, porosity, f , and irreducible water saturation, Swi, are
entered. Their intersection def nes the intrinsic (absolute) rock
150
Crossplots for Porosity, Lithology and Saturation
permeability. A medium-gravity oil is assumed. If the saturating
hydrocarbon is other than a medium-gravity oil, a correction
factor based upon fuid densities, r w and r h, and elevation above
the free water level, h, should be applied to the irreducible water
saturation prior to entry into Chart K-3 or K-4. The inset fgure
provides this correction factor.
Example: f = 23%
Swi = 30%
Gas saturation (r h = 0.3 g/cm3, r w = 1.1 g/cm3)
h (elevation above water) Å120 ft
Therefore,
C¢correction factor = 1.08
Corrected S¢wi for chart entry = 1.08 (30) = 32.4%
giving k Å130 md (Chart K-3)
or k Å65 md (Chart K-4)
These charts can also be used to recognize zones at irre-
ducible water saturation. Over intervals at irreducible water
saturation, the product of porosity and water saturation is
generally a constant; thus, data points from levels at irreducible
water saturation should plot in a fairly coherent pattern on or
parallel to one of the f · Sw lines.
For more information see References 16, 17, 21 and 22.
Ph
c
w h=
-=
-=
( )
.
( . . )
.
r r
2 3
120 1 1 0 3
2 342
Permeability from Porosity and Water SaturationK-4
40
35
30
25
20
15
10
5
00 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Swi, water saturation above transition zone (%)
f, poro
sity (
p.u
.)
f Swi
k, perm
eability (m
d)
5000
1000
2000
500
200
50
20
10
100
5
1
0.01
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.10
0.01
© Schlumberger
K
151
RESERVOIR
TEMPERATURE
CRUDE OIL GRAVITY °API AT 15.5°C AND ATMOSPHERIC PRESURE
Figure 16: Viscosity of gas - free c rude oil
152
Las fórmulas en unidades inglesas se reducen a:
K h P
Q oil = BOPD
1000
0.1 K h P²
Q gas = MCFD
T (°R)
CONVERSIONES
Las conversiones entre los sistemas Métrico e Inglés son:
Espesor (h)
Presión (P)
Temperatura (T)
Viscosidad ()
Permeabilidad ( K)
Productividad (Q)
1ft = 0.3048 m
1m = 3.2808 ft
1 psi = 6.895 Kpa
1 Kpa = 0.14503 psi
1°R = 1.8°K
°K = (273 + °C)
1 centipoise = 1 miliPascal segundo
1 Darcy = 0.9869 micrometros²
1 md = 0.0009869 m²
1 BOPD = 0.159 m 252³/día
1m³/día =6,289BOPD
1 MCF = 28,317 m³
1m³ = 0,03531 MCF
153
RESERVOIR
TEMPERATURE
CRUDE OIL GRAVITY °API AT 15.5°C AND ATMOSPHERIC PRESURE
Figure 16: Viscosity of gas - free c rude oil
154
1.20 SESION DE TRABAJO
Calcule el BVW para la arenisca-arcillosa, del ejemplo ( Figuras F10 - F13) .
Qué predicciones de producción se puede hacer para esta zona?:
Tipo de fluido o gas?
A.O.F. tasas de producción?
