112950406 registros de porosidad

5/24/2018 112950406 Registros de Porosidad

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Interpretacin de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo

MODULO II

REGISTROSLITOLGICOS Y DE

POROSIDAD


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CONTENIDO

Registros AcsticosSnico Compresional

Registros RadioactivosDensidad

Neutrn

Registros EspecialesResonancia Magntica

Mineralgico

Otros


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REGISTROSACSTICOS


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El registro snico es un registro de porosidad que mide el tiempo de trnsito intervlico (t,delta t, DT) de una onda compresional de sonido que viaja a travs de la formacin a lo largo

del eje del pozo. La herramienta del registro snico consiste en uno o ms transmisores ydos o ms receptores. Los registros snicos modernos son dispositivos compensados porefectos del hoyo (BHC). Estos dispositivos son diseados para reducir considerablementelos efectos de las variaciones del dimetro del hoyo (Kobesh y Blizard, 1959) y tambin loserrores debidos a la deriva de la herramienta con respecto al eje del hoyo (Schlumberger,1972) al promediar las seales provenientes de diferentes combinaciones transmisor-

receptor en una misma longitud de la herramienta.

El tiempo de trnsito intervlico (DT) en microsegundos por pie, sec/ft (o microsegundospor metro, sec/m) es el recproco de la velocidad de una onda compresional del sonido enpie por segundo (o metros por segundo). DT usualmente se desplega en las pistas 2 y 3 deun registro. Una porosidad derivada del snico (SPHI) se desplega usualmente en las pistas

2 y 3, junto con la curva DT. La pista 1 usualmente contiene un caliper, y un Gamma Ray(GR) o un SP.

El tiempo de trnsito intervlico es dependiente tanto de la litologa como de la porosidad.Por lo tanto, se debe conocer el tiempo de trnsito intervlico de una matriz determinadapara derivar la porosidad del snico bien por medio de tablas o por las frmulas conocidas.

Registro Snico


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Principio Fsico de la Medicin

Un pulso acstico de alta frecuencia (decenas de KHz) proveniente de un transmisor esdetectado por dos o ms receptores. El tiempo de la primera deteccin del pulsotransmitido a cada receptor es procesado para producir un tiempo de transito intervlicollamado t. El Delta t es el tiempo de trnsito del frente de ondas en un pie deformacin. Si la forma de onda acstica es capturada completamente, se pueden medirlos tiempos de llegada y atenuaciones (disminucin de la energa) de varias porcionesde la forma de ondas compresional, de cizalla (shear) y Stoneley.

Las herramientas compensadas utilizan mltiples pares de transmisores-receptores

para minimizar los efectos de los cambios del dimetro de hoyo. Los arreglos, oherramientas llamadas de manera similar, tienen 4 o ms receptores, y los datos detodos los receptores son procesados para determinar los tiempos de llegada. Algunasherramientas se disean especficamente para las mediciones de la onda de cizalla.

Objetivos de Interpretacin

Porosidad (a partir del tiempo de trnsito)Identificacin de litologa (con el densidad y/o neutrn)Sismogramas sintticos (con el densidad))Propiedades mecnicas de la formacin (con el densidad)Deteccin de presiones anormalesIdentificacin de permeabilidadCalidad del cementoDimetro del hoyo (a partir de un caliper)

Registro Snico (DT)


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Registro Snico (DT)


7/53Interpretacin de Registros de Pozos 2011 - II Prof. Marcos Perdomo

Efectos Secundarios

Efectos Ambientales

Hoyos ampliados, fracturas en la formacin, gas en el hoyo o en la formacin,

centrallizacin inadecuada: pueden producir una atenuacin en la seal que resulta en saltosde ciclo,o picosde DT en los valores ms altos. La centralizacin inadecuada o la velocidadexcesiva de registro puede resultar en ruidode caminoo Picosde DT tanto en valores altoscomo en bajos .

Efectos en la Interpretacin

Los efectos de la litologa se manifiestan por la necesidad de escoger un valor de tiempo detrnsito de matriz (DTma) para el clculo de la porosidad.

Los clculos de porosidad en formaciones no compactadas resultarn en valores de porosidad

mayores a la porosidad real cuando se usa la Ecuacin de Wyllie. Este exceso de porosidad sepuede cuantificar a travs del factor de compactacin, Bcp, en la Ecuacin de Wyllie, o al usar laecuacin de Raymer-Hunt-Gardner

La porosidad calculada en zonas contentivas de gas sern ligeramente mayores a la porosidadreal debido a que los tiempos de trnsito son mayores en el gas que en el agua.

Registro Snico (DT)



Correcciones ambientales

- Litologa

No todas las compaas de adquisicin tienen las correcciones anteriormente mencionadas, o hacen las

correcciones para todas las generaciones de herramientas.

Para los registros ms nuevos, se pueden hacer las correcciones al momento de la adquisicin de los datos.

Se debe revisar el cabezal del registro para obtener esta informacin

Los algoritmos que son equivalentes (o algunas veces mejores) que los de los libros de grficos pueden ser

suministrados por la compaa de adquisicin, o en algn programa computarizado de evaluacin deformaciones.

Control de calidad

-No debe haber saltos abruptos o interrupciones en el DT.-Revisar que los valores de DT en la anhidrita (50 sec/ft) la sal (67 sec/ft), o zonas de cero porosidad

conocida, DT=57 sec/ft en el casing.-Para la forma de onda, la seal de llegada de inters no debe estar saturada (truncada en sus valores msaltos) y debe ser completamente visible en la pista de despliegue.-Los valores de DT en las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos vecinos.-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carcter que aquellos de las corridasprevias o secciones repetidas.-Revisar el carcter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.

Registro Snico (DT)



Propagacin de ondas acsticas

Registro en funcin del tiempo que requiereuna onda sonora para atravesar un pie deFormacin. Este tiempo es conocido comoTiempo de Trnsito (t) y es el inverso de lavelocidad de la onda sonora que depende dela litologa y la porosidad primaria de unadeterminada formacin

Se generan ondas de compresin y decizallamiento dentro de la formacin. Lamedida de porosidad est relacionada con laonda compresional.

Las herramientas tienen uno o ms

transmisores y dos o ms receptores, losmismos que estn diseados para evitarefectos de pozo y artefactos producidos porla inclinacin de la herramienta



Herramienta Snica

TRlejano

TR cercano

Seal del Transmisor

Tiempo

= 40 mseg

Seal de los receptores

Compresional

Cizalla y Rayleigh

Lodo

Stoneley

Nivel dedeteccin

t

E2

E4

R

lejano

Rcercano

Cuerpo de

La Sonda

Caminodelaon

dareflejada

T

Pareddel

hoyo

Herramienta centralizada:mayor Seal / Ruido

Resolucin vertical: 1 pie

Profundidad deinvestigacin: 6 paraformaciones homogneas,aumenta un poco para

formaciones msheterogneas.

Tiempo de trnsito enrevestimiento: 57 seg/pie

Se puede correr en hoyodesnudo o entubado, enbase agua o base aceite (senecesitan correcciones porhoyo)



Principio de medicin del BoreholeCompensated (BHC)

T = 1 / 2 { ( T12 - T11 ) + ( T21 - T22 ) } / X

T1

R1

R2

T2

+

+T12 - T11

+

+T21 - T22

Medidas desde Transmisor # 1

Medidas desde Transmisor # 2

Salida de

Receptor # 1

Salida de

Receptor # 2

Salida de

Receptor # 2

Salida de

Receptor # 1

X

T 11

T 12

T 22

T 21



Ruidos y Saltos de Ciclos

Medicin errnea de tiempos de trnsito muy cortos

Ruido

Picosde

Ruido

6 16 140 40CALI (pulg. ) t ( seg / pie )

Medicin errnea de tiempos de trnsito muy largos

Saltos de Ciclo6 16 140 40CALI (pulg. ) t ( seg / pie )

Saltos

de

ciclo



Porosidad a partir del DTEcuacin de tiempos promedios de Wyllie

Dtlog = x Dtf + (1 - ) x Dtmas = porosidad (%)

Dtma = tiempo de trnsito de la matriz (m/pie)

Dtlog = tiempo de trnsito dela formacin (m/pie)

Dtf = tiempo de trnsito del fluido (m/pie)

MEDIOVELOCIDAD

(ft/s)

TIEMPO DE

TRANSITO

(ms/ft)

Dolomita 23000 43.5

Caliza 21000 47.5

Arenisca 18000 55.6

Anhidrita 20000 50

Yeso 19000 52.5

Sal 15000 67

Agua fresca 5000 200

Agua (100,000 ppm NaCl) 5300 189Agua (200,000 ppm NaCl) 5700 176

Petrleo 4300 232

Aire 1100 919

Revestidor 17000 57

Ec. Wyllie (arenas inconsolidadas)

Ec. Wyllie

Factor de Compactacin

C=Constante que normalmentees 1.0 (Hilchie, 1978)



Dolomita

Caliza

Arena

30 50 70 90 110 130

t (m seg / pie)

50

40

30

20

10

0

(%)

Porosidad a partir del DTEcuacin de Raymer Hunt Gardner



Snico de Espaciamiento Largo

Separacin entretransmisor y receptor: 8-10pies

Pozos derrumbados

Formacin alterada porpresencia de arcillashidratadas o hinchadas(porosidad mayor, menor

velocidad)



Presentacin del Snico

RHG (Caliza)

Wyllie (Caliza)

RHG (Doloma)

Wyllie (Doloma)


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La densidad se mide en g/cm3 (o Kg/m3 o Mg/m3) y es indicada por la letra griega (rho). La herramientade densidad tiene una profundidad de investigacin relativamente somera, y como resultado, se colocahacia la pared del hoyo durante el perfilaje para maximizar su respuesta a la formacin. La herramienta

est comprendida de una fuente de rayos gamma de mediana energa con dos detectores de rayosgamma que proveen alguna medida de compensacin por las condiciones del hoyo (similar a laherramienta snica).

Cuando los rayos gamma colisionan con los electrones de la formacin, las colisiones resultan en unaprdida de energa de la partcula de rayos gamma. Los rayos gamma dispersados que regresan a losdetectores en la herramienta se miden en dos rangos de energa. El nmero de rayos gamma queregresan en el nivel de energa ms alto, afectado por el efecto de dispersin Compton, es proporcional ala densidad electrnica de la formacin, sta est relacionada con la densidad de la formacin y staltima a la porosidad.

La curva de densidad se despliega en la pista 2 y 3 junto con la curva del Efecto o Factor Fotoelctrico(Pe en barns por electrones, b/e). Igualmente se despliega en esta pista una curva de correccin (DRHO

en g/cm3 o Kg/m3) que indica cuanta correccin se le ha realizado a la curva de densidad de formacindurante el procesamiento debido a los efectos del hoyo (principalmente el espesor del revoque) y se usabsicamente como un indicador de control de calidad. Cuando la curva de correccin (DRHO) exceda0.20 g/cm3 el valor de densidad de formacin obtenido de la curva de densidad de formacin debeconsiderarse sospechoso y posiblemente invlido. Algunas veces se presenta en esta misma pista unacurva de porosidad derivada de la densidad (DPHI).

Registro de Densidad


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Registro de Densidad (RHOB)Principio Fsico de la Medicin

A partir de una fuente qumica (usualmente Cesio 137) se emiten rayos gamma de altaenerga e interactan con los electrones de los elementos en la formacin. Dosdetectores en la herramienta cuentan el nmero de los rayos gamma que regresan, loscuales estn relacionados con la densidad electrnica de la formacin. Para la mayorade los materiales de la tierra de inters, la densidad electrnica est relacionada a ladensidad de la formacin por medio de una constante.

En las herramientas espectrales nuevas, se mide el nmero de rayos gamma que

regresan a dos rangos de energa diferentes. Los rayos gamma de ms alta energa(provenientes de la dispersin Compton) determinan la densidad de la formacin, y porlo tanto la porosidad, mientras que los rayos gamma de ms baja energa (debido alefecto fotoelctrico) se utilizan para determinar la litologa de la formacin. Los rayosgamma de ms baja energa se relacionan a la litologa de la formacin y muestran unapoco dependencia de la porosidad o del tipo de fluido.


Porosidad (a partir de la densidad de la formacin, RHOB)Identificacin de Litologa (a partir de la curva del PEF y/o con la del Neutrn y/o Snico)Indicacin de gas (con el Neutrn)Sismogramas sintticos (con el Snico)Contenido de arcilla (con el Neutrn)Tamao del hoyo (a partir de un caliper agregado)


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Registro de Densidad (RHOB)


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Efectos Secundarios

Efectos Ambientales

Hoyos agrandados (> 9): RHOB < densidad de la formacin (DPHI>PHI real)Hoyo rugoso:RHOB < densidad de la formacin (DPHI>PHIE real). Esto se debe a que el sensor de la almohadilla pierdecontacto con las paredes del hoyo. Otras indicaciones de un hoyo rugoso seran una curva de caliper altamente variable, y unacurva de correccin de densidad (DRHO) con valores altos. No hay correcciones ambientales que se puedan aplicar paracorregir la prdida de contacto de la almohadilla.Lodos de Barita:RHOB > densidad de formacin (DPHI < PHI real), y PEF > PEF real.


Litologa: La porosidad calculada a partir del registro de densidad ser afectada por la eleccin de la matriz de densidad,RhoMa, la cual vara con la litologa. En formaciones densas, tales como la anhidrita, la porosidad del densidad ser negativaporque la matriz asumida es menor a la densidad de matriz real.Contenido de fluido: La porosidad calculada a partir del densidad de formacin ser afectada por la eleccin de la densidad delfluido, RhoFl, la cual vara con el tipo de fluido y la salinidad. En clculos rutinarios se asume que la zona investigada por laherramienta de densidad est completamente saturada por el filtrado de lodo.Hidrocarburos: La presencia de gas o petrleo liviano en el espacio poroso investigado por la herramienta de densidad

ocasiona que el valor de la porosidad del densidad calculado sea mayor al valor de la porosidad real. Estos es ms notorio en lapresencia de gas, causando un cruce entre las curvas de porosidad neutrn y porosidad del densidad, donde los valores delregistro neutrn son menores que los valores del registro de densidad.

En todos los casos arriba mencionados, el valor de la densidad de formacin, RHOB, derivado de la herramienta es correcto,pero la porosidad calculada es errada debido a las diferencias entre la matriz asumida y/o los valores de densidad de fluido y lasdensidades reales en la formacin.



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-Dimetro de hoyo-Salinidad de la formacin-Salinidad en el hoyo-Litologa

Control de calidad

-La porosidad del densidad debe ser igual que la porosidad del neutrn en formaciones limpias y acuferas, cuandoambas ya han sido apropiadamente corregidas por litologas.-La curva de correccin, DRHO, debe estar cercana a cero en hoyos suaves.

a)Los valores de DRHO que se desven en ms de 0,05 pueden ser cuestionables debido a laprdida del contacto de la almohadilla con la formacinb)Los valores de DRHO que se desven en ms de 0,1 indican que el valor de densidad no escuantitativamente confiablec)Los valores de DRHO sern negativos en lodos pesados (por ejemplo, lodos de barita)d)Valores de DRHO continuamente grandes en un hoyo suave pueden indicar un desgasteexcesivo de la almohadilla (las lecturas de densidad podran ser cuestionables) u otros problemase)Grandes valores de DRHO opuestos a una pared de pozo aparentemente suave puede indicarfracturas (u otras irregularidades menores en la superficie de la pared del hoyo)

-El Factor Fotoelctrico no ser confiable en lodos pesados, y mostrar valores por encima de 5-Los valores de densidad de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozos cercanos.-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carcter que aquellos de las corridas previas osecciones repetidas.-Revisar el carcter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.



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Es de relativamente poca profundidad de investigacin (menor a 2)y con una resolucin vertical de 3 pies

aproximadamente. La medicin se efecta mediante un patn que se apoya en la pared del pozo, del cual se

emite radiacin gamma de una fuente qumica y tiene dos o ms detectores que compensan por las condicionesdel hoyo.


Los rayos gamma emitidos colisionan con electrones de la formacin con la consiguiente prdida de energa

de los rayos emitidos. La magnitud y nmero de rayos gamma que regresan a los detectores se miden en dos

niveles de energa. La radiacin medida es proporcional a la densidad electrnica de la formacin, e.


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Registro de Densidad (RHOB)La densidad de electrones (nmero de electrones por

centmetro cbico) puede relacionarse a la densidad

de volumen de mineral (para un elemento puro) por

una ecuacin simple: e = b(2Z/A), donde Z es elnmero de electrones por tomo y A es el peso del

tomo. Para una molcula, la densidad electrnica

est dada por e = b(2Zi)/M, donde M es el peso

molecular y Zi es la sumatoria de los numeros

atmicos que conforman la molcula, la cual es igual

al nmero de electrones por molcula. Para la mayora

de los materiales encontrados en la formacin, las

cantidades 2Z/A y (2Zi)/M son aproximadamente

iguales a 1.

La herramienta de densidad es calibrada en una

caliza pura llena de agua fresca que da una densidad

aparente que se relaciona al ndice de densidad

electrnica por medio de: a = 1,0704e 0.1883.Para las areniscas, calizas y dolomas llenas de

lquido, la densidad aparente leda por la herramienta

es prcticamente igual a la densidad real de la

formacin.

F F l i (P )


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Los rayos gamma capturados (completamente absorbidos por el

electrn), en su nivel ms bajo de energa, estn gobernados por el

factor fotoelctrico, el cual est influenciado en gran parte por la

litologa presente y tiene poca relacin con porosidad. ste es un

efecto medido entonces usando la ventana de energa ms baja de

la herramienta.

Factor Fotoelctrico (Pe)

ma (g/cc) Pe (barns/electrn)

Arenisca 2,645 1,81

Caliza 2,71 5,08

Dolomita 2,877 3,14Sal 2,04 4,65

Agua dulce 1 0,36

Arcillas 2,2 - 2,7 1,8 - 6

Anhidrita 2,98 5,05

Pe est directamente relacionado a Z, el nmero de electrones por

tomo estable para cada elemento, Pe = (Z/A)3.6, y su unidad demedicin es Barns/electrn


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Factores que afectan al Densidad

Litologa: ma(arenas: 2,65 g/cc) y la presencia de minerales pesados afectan al clculo de porosidad

Arcillosidad:sh(2,2 2,7 g/cc) tiene un efecto importante sobre ma y la porosidad

Tipo de fluido(Efecto de los hidrocarburos): Prof. de investigacin somera: fl = mfEfecto del pozo(Hoyo en malas condiciones):medido por el Caliper

*Estos dos ltimos efectos se relacionan tambin con el uso de fluidos de perforacin pesados, como los

contentivos de barita.

El LDT (Litho Density Tool) es una herramienta de patn y enlos agujeros grandes, la curvatura del patn contra lascurvaturas causadas en el agujero generan un error menor quenecesita ser corregido

La rugosidad del hoyo puede afectar la medida. La fuente y losdetectores perciben las diferentes formas del hoyo como unregistro errtico e incorrecto


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b = f + ma (1 )

d = (ma b)/(ma f )

Presentacin del Densidad (RHOB)

d (Matriz Doloma)

d (Matriz Caliza)


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Los Registros Neutrnicos son registros de porosidad que miden la concentracin de hidrgeno en unaformacin. En formaciones limpias (libres de arcilla, por ejemplo) donde la porosidad est llena de agua opetrleo, los registros neutrnicos miden la porosidad llena de lquidos (N, PHIN o NPHI), sin diferenciar losfluidos del espacio poroso del agua cristalizada (agua ligada a las arcillas) ni del agua adherida a los granos.

Los registros neutrnicos son creados a partir de una fuente qumica en la herramienta neutrnica. Esta fuentequmica, no natural, es usualmente una mezcla de americio y berilio los cuales emiten neutrones continuamente.Cuando estos neutrones colisionan con el ncleo de la formacin el neutrn pierde algo de su energa. Consuficientes colisiones, el neutrn es absorbido por un ncleo y se emite un rayo gamma. Debido a que el tomode hidrgeno es casi igual en masa al neutrn, ocurre una prdida mxima de energa cuando el neutrn

colisiona con un tomo de hidrgeno. Por lo tanto, la prdida de energa est dominada por la concentracin dehidrgeno en la formacin. Debido a que el hidrgeno en un medio poroso est concentrado en los poros llenosde fluido, la prdida de energa se puede relacionar a la porosidad de la formacin.

Los primeros registros neutrnicos detectaban los rayos gamma que se producan de la captura de neutrones porlos ncleos de la formacin. Inicialmente, cada compaa de registros tena su propio sistema de calibracin, peroeventualmente el American Petroleum Institute (API) desarroll sistemas de calibracin estndares para las

mediciones. Generalmente estos registros se deplegaban en cuentas por segundos (cps) o Unidades NeutrnicasAPI en vez de porosidad. La respuesta del registro neutrnico es inversamente proporcional a la porosidad demanera que unidades bajas de medicin corresponden a porosidades altas y viceversa. El registro neutrnicoms comnmente usado es el Registro de Neutrn Compensado que tiene una fuente de neutrones y dosdetectores. Su ventaja principal es que son menos afectados por la irregularidad del hoyo y que directamentemuestra valores de porosidad, la cual puede ser grabada en unidades de porosidad de caliza, arenisca y dolomaaparente.

Registro Neutrn


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Principio Fsico de la Medicin

Una fuente qumica (Americio Berilio) emite neutrones de alta energa que son

retardados por los ncleos de la formacin. Dos detectores en la herramienta cuentan elnmero de rayos gamma de captura o neutrones que regresan (dependiendo del tipo deherramienta). Las tasas de las cuentas en los detectores son inversamente proporcionala la cantidad de hidrgeno en la formacin (como agua o hidrocarburos), el ndice dehidrgeno se puede relacionar con la porosidad de la formacin. Las herramientasRayosGamma-Neutrndetectan rayos gamma y neutrones termales; las herramientasde pared de pozo (Sidewall) detectan neutrones epitermales y las herramientascompensadas detectan neutrones termales.

Algunas compaas ofrecen una herramienta neutrnica que usa un acelerador quegenera neutrones, eliminando la necesidad de una fuente qumica. Esto minimizaproblemas de seguridad en la planchada del taladro y ms an en el caso de que laherramienta se pierda en el pozo.


Porosidad (desplegada directamente en el registro)Identificacin de litologas (con el snico y/o densidad)Indicacin de gas (con el densidad)Contenido de arcilla (con el densidad)Correlacin; especialmente en hoyos entubados

Registro Neutrn (NPHI)


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Efectos Secundarios

Efectos Ambientales

Hoyo agrandado: NPHI > PHI realRevoque: NPHI < PHI realSalinidad del hoyo:NPHI < PHI realSalinidad de la formacin:NPHI > PHI realPeso del lodo:NPHI < PHI realPresin:NPHI > PHI realTemperatura:NPHI < PHI real


Arcillosidad: NPHI > PHI real en zonas arcillosas. Las herramientas de Neutrones Termales sonms afectadas (leen mayores valores) que las de Neutrones Epitermales.Gas: NPHI < PHI real en zonas gasferas.Litologa: En general, para los registros grabados en unidades de caliza, si la litologa real esarenisca, la porosidad del registro es menor que la porosidad verdadera, y si la litologa real esdoloma, la porosidad es mayor que la porosidad real.



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-Dimetro de hoyo

-Peso del lodo-Revoque-Salinidad en el hoyo-Salinidad de la formacin-Distancia Herramienta Pared del Hoyo (Standoff)-Presin-Temperatura-Excavacin-Litologa

Control de calidad

-La porosidad neutrn debe ser igual a la porosidad densidad en formaciones limpias y acuferas, cuando se

ha corregido apropiadamente por litologa-Los valores de porosidad neutrn de las lutitas deben ser similares a los de las mismas lutitas en los pozoscercanos-Revisar la repetibilidad; las curvas deben tener los mismos valores y carcter que aquellos de las corridasprevias o secciones repetidas.-Revisar el carcter de la curva con otras curvas de la misma corrida de registros.



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El registro neutrn mide la radiacin inducida de la formacin,producida al bombardear a la formacin con electrones de

rpido movimiento. La herramienta responde principalmente alhidrgeno presente en la formacin.

Los neutrones son partculas elctricamente neutras con unamasa casi idntica a la masa de un tomo de hidrgeno. Losneutrones de alta energa emitidos hacia la formacin pierdensu energa en forma proporcional a la masa relativa de los

ncleos con los cuales colisionan en la formacin. Lasmayores prdidas de energa ocurren cuando el neutrncolisiona con un ncleo de prcticamente igual masa, porejemplo el hidrgeno. En pocos microsegundos, los neutroneshan disminuido su velocidad por sucesivas colisiones avelocidades trmicas que corresponden a energas deaproximadamente 0,025 electronvoltios (eV).

Luego ellos se dispersan aleatoriamente hasta que son capturados por el ncleo de tomoscomo el de cloro, hidrgeno, slice y otros ms. Los ncleos capturadores se excitanintensivamente y emiten un rayo gamma de captura de alta energa. Dependiendo del tipo deherramienta neutrnica, se contabiliza en un detector de la herramienta o estos rayos gamma decaptura o los mismos neutrones.



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Registro Neutrn (NPHI)Cuando la concentracin de hidrgeno del material circundante a lafuente neutrnica es grande, la mayora de los neutrones pierdenvelocidad y son capturados a una corta distancia de la herramienta.Sin embargo, si la concentracin de hidrgeno es pequea, losneutrones viajan ms lejos de la fuente antes de ser capturados. Deacuerdo a esto, la tasa de cuentas en el detector aumenta paraconcentraciones de hidrgeno reducidas y disminuye con la crecienteconcentracin de hidrgeno. La porosidad basada en el conteo deneutrones est dada por:

N = a b*log()

Donde N es el nmero de electrones lentos contados, a y b sonconstantes empricas determinadas por una calibracin apropiada (enmatriz caliza o arenisca) y es la porosidad.

Dos factores adicionales se deben considerar en la interpretacin deregistros neutrnicos: Primero, la presencia de arcillas indicar unaalta porosidad neutrn debido al agua ligada a las arcillas. Segundo,debido a la menor concentracin de hidrgeno en el gas que en elpetrleo o en el agua, una zona contentiva de gas indicar unaporosidad neutrn que es menor de lo que debera ser.


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Las herramientas neutrnicas miden es un ndice de hidrgeno, el cual es la cantidad dehidrgeno por unidad de volumen. El agua fresca est definida con un ndice de hidrgeno igual a1, por lo tanto, el petrleo tiene un ndice de hidrgeno ligeramente menor que el del agua y eldel gas es an mucho menor. En una formacin, los fluidos en los poros contienen hidrgeno.

Principio del NPHI


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Las primeras herramientas usaban una fuente qumica y empleaban un nico detector que medalos Rayos Gamma de Captura. La segunda generacin era un dispositivo epitrmico montado enuna almohadilla. La tercera generacin es el Neutrn Compensado (CNT), ya con dos detectoresque pueden medir la regin epitermal o termal segn el diseo de la herramienta. Y la ltimaherramienta es la Sonda de Porosidad por Acelerador (APS), que usa una fuente electrnica paralos neutrones y mide la regin epitermal.

Principio del NPHI


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Principio del NPHI


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Efecto de la Salinidad en NPHIHay dos factores que afectan lamedicin del neutrn en la formacin:

-El cloro en el agua de formacin-La seccin de captura de la matriz de laroca (Sigma).

El mtodo de correccin por salinidadms simple es asumir que la matriz eslimpia y que el Sigma de la matriz esconocido, esto deja a la salinidad(filtrado de lodo) como la nica variable.

La solucin completa es medir el Sigmatotal de la formacin y usar estamedicin para calcular la correccin. La

correccin puede ser mayor pero no esaplicada en el campo debido aldesconocimiento de la litologa, por lotanto el Sigma es desconocido; por esoslo se toma en cuenta en la fase deinterpretacin.


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Arcillosidad Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas

Fresca Sin efecto en la Porosidad NeutrnAgua

Salina Baja la Porosidad Neutrn

Tipo de fluido Petrleo Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrn

Gas Porosidad Neutrn muy baja

Compactacin La Porosidad Neutrn no es afectada

Porosidad Secundaria El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria)

Efecto de forma del pozo Mnimo efecto

Correcciones ambientales Temperatura, presin de Fm, salinidad del agua de Fm y del

lodo, peso del lodo

Otros factores que afectan al NPHI


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En formaciones limpias con poros llenos de lquidos y matriz litolgica conocida, la

determinacin de porosidad es relativamente precisa, siempre y cuando se use la calibracin

adecuada de cada compaa de registros, es decir, cada compaa tiene su propia grfica de

correccin para sus herramientas.

Porosidad NPHI

Presentacin del NPHI


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Presentacin del NPHI

d (Matriz Doloma)

d (Matriz Caliza)

Combinacin Densidad Neutrn


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Combinacin Densidad - Neutrn

Combinacin Densidad Neutrn


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Combinacin Densidad - Neutrn

El intervalo desde 14.601 a

14.624 pies muestra larespuesta de rayos gammabajo, tpica de unyacimiento y el crucedensidad-neutrn(NPHI


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Interpretacin integrada de Registros

El solape CNL-FDCmuestra una zonade gas en la partelimpia de la arena.

El Rayos Gammamuestra que laparte superior esarcillosa.

Porosidad XND


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Porosidad XND

Combinacin de Registros


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Combinacin de RegistrosDT NPHI RHOB PEF

Combinacin de Registros


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Combinacin de RegistrosDT RHOB NPHIRHOB DT

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Registros EspecialesMineralgico, Espectroscopa de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)

Esta herramienta usa una fuente de neutrn estndar de Americio-Berilio (AmBe) y

un gran detector de Bismuto Germanato (BGO) que mide las concentracionesrelativas de los elementos basado en la espectroscopa de la captura de los rayosgamma inducidos por neutrones. Los elementos principales medidos tanto a hoyoabierto como entubado son los elementos de la formacin tales como: Slice (Si),Hierro (Fe), Calcio (Ca), Sulfuro (S), Titanio (Ti), Gadolinio (Gd), Cloro (Cl), Bario(Ba) e Hidrgeno (H).

El procesamiento en el pozo utiliza el espectro de energa del canal 254 de los rayosgamma para producir los pesos secos de los elementos, litologa y propiedades dela matriz. El primer paso involucra la deconvolucin espectral del espectro completode los rayos gamma al usar un conjunto de estndares elementales para producirmediciones relativos de elementos. Estas mediciones son convertidas luego a

curvas de concentraciones elementales en peso seco para los elementos Si, Fe, Ca,Ti, Gd utilizando un mtodo de cierre de xidos. Las propiedades de la matriz y laslitologas en peso seco se calculan luego a partir de las fracciones de los pesossecos de los elementos usando las relaciones empricas del Spectrolith, el cual esun procesamiento matemtico derivado de una extensa base de datos de la qumicay mineraloga de ncleos.

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Registros Especiales

Mineralgico, Espectroscopa de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)

Resultados del ECS:

-Fracciones de los pesos secos de las litologas (a partir de los elementos):Arcilla totalCarbonato totalAnhidrita y Yeso a partir del Azufre (S) y Calcio (Ca)

QFM (Cuarzo, Feldespato y Mica)PiritaSideritaCarbnSal

-Propiedades de la matriz (a partir de los elemntos)Densidad de granos de la matrizNeutrones termales y epitermales de la matrizSigma de la matriz

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Mineralgico, Espectroscopa de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)

Aplicaciones del ECS:

-Anlisis petrofsico integrado-Volumen de arcilla independiente del registro de rayos gamma, potencial espontneo ydensidad-neutrn-Volmenes de carbonato, yeso o anhidrita, QFM, pirita, siderita, carbn y sal para el

anlisis de yacimientos de litologas complejas-Densidad de la matriz y valores del ndice de hidrgeno de la matriz para un clculo msacertado de porosidad-Sigma de la matriz y anlisis de saturaciones a hoyo abierto por medio de sigma-Estimaciones de permeabilidad basadas en la mineraloga-Litologa cuantitativa para el modelado de propiedades de roca y prediccin de presin de

poros a partir de datos ssmicos-Estratigrafa geoqumica (quimioestratigrafa) para la correlacin pozo a pozo-Diseos mejorados de fluidos de completacin y de perforacin basados en lasproporciones de arcilla versus cementacin carbontica-Delineacin de capas de carbn y de metano.

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Registros EspecialesMineralgico, Espectroscopa de Captura Elemental, ECS (Schlumberger)



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Resonancia Magntica Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)

Esta herramienta mide la resonancia magntica nuclear de la polarizacin y eldecaimiento del ncleo de hidrgeno en los lquidos contenidos en el espacioporoso de las formaciones rocosas. Una de las principales mediciones de laherramienta CMR-Plus es la porosidad total de la formacin. La medicin de laresonancia magntica no est afectada por materiales slidos, de manera que lamedicin no es sensible al tipo de matriz y por lo tanto es independiente de lalitologa. La porosidad total se puede dividir en un espectro de tamaos de poros,el cual provee informacin sobre la saturacin de agua irreducible. Lapermeabilidad se puede estimar a partir de la relacin entre fluidos libres y fluidosirreducibles y de la forma de la distribucin de tamaos de poros. La medicin deresonancia magntica tambin es til para la identificacin de fluidos debido a

que es una medicin de ndice de hidrgeno, y los distintos fluidos tienendiferentes valores de ndice de hidrgeno, as como tambin caractersticas depolarizacin diferentes. Los datos de resonancia magntica se pueden procesarpara obtener propiedades de los fluidos de la formacin tales como lassaturaciones de petrleo y gas, y la viscosidad del petrleo.



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Registros EspecialesResonancia Magntica Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)

Aplicaciones:

-Porosidad independiente de la litologa para la cuantificacin del almacenamiento

-Distribucin de tamao de poro para la determinacin de la calidad de roca del yacimiento

-Volmenes de fluidos libres e irreducibles como indicadores de productividad del pozo

-Identificacin de capas delgadas y permeables en yacimientos laminados

-Identificacin de hidrocarburos, especialmente en arenas petrolferas de resistividadesbajas y de poco contraste

-Determinacin del volumen poroso de hidrocarburos para el clculo de reservas

-Estimaciones mejoradas de la saturacin de agua irreducible para reducir o eliminar laproduccin de agua

-Eficiencia mejorada en el diseo de los programas de pruebas de formaciones encombinacin con la herramienta MDT.



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Registros EspecialesResonancia Magntica Nuclear, CMR-Plus (Schlumberger)

112950406 registros de porosidad

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